К оглавлению	УДК 622.276/279 (571.1/.5)
	© А. А. Трофимук, Н. П. Запивалов, 1991

О принципах и перспективах развития нефтегазовой промышленности Сибири
(Это статья родилась в ответ на обращение редакции журнала «Геология нефти и газа», и мы надеемся, что она вызовет дискуссию среди специалистов. Именно поэтому она написана в полемическом духе, но не имеет цель кого-либо скомпрометировать или обидеть. Думаем, что эти предложения получат деловую поддержку и обретут силу реального действия (Прим. авт.))

А.А. ТРОФИМУК, Н.П. ЗАПИВАЛОВ (ИГиГ СО АН СССР)

Эффективность и прибыльность в развитии нефтегазовой промышленности всегда находятся в прямой зависимости от качества и структуры разведанных запасов. Выгодно разрабатывать крупные, с высокой плотностью (концентрацией) запасов на единицу площади (объема) и высокодебитные месторождения, что дает большую экономию овеществленного труда, а, следовательно, и низкую себестоимость добытой нефти.

К настоящему времени в мире открыто более 48 тыс. нефтяных и газовых месторождений, из них 37 супергигантов и 300 гигантов (0,7 % от числа всех месторождений) содержат 80 % разведанных запасов на планете, еще 1000 крупных месторождений - 15, остальные имеют всего лишь 5 % всех мировых запасов.

История развития газонефтедобывающей промышленности нашей страны - это последовательные этапы вовлечения в разработку наиболее крупных и высокодебитных месторождений.

В первые послевоенные десятилетия за счет открытия месторождений Ромашкино, Туймазы, Муханово и других в районах между Волгой и Уралом годовой уровень нефтедобычи превысил 300-миллионный рубеж (1968 г.). Эксплуатация крупнейших нефтяных скоплений Самотлора, Федоровского, Мамонтовского и других в Западной Сибири обеспечила повышение годовой добычи в стране до 600 с лишним млн. т. Интенсивная разработка газовых гигантов Западной Сибири (Медвежье, Уренгой, Ямбург) ознаменовалась выходом на уровень добычи природного газа почти 800 млрд. м (1989 г.).

В настоящее время существуют две точки зрения на перспективу развития нефтедобычи в нашей стране. Одна (ссылаясь на опыт зарубежных развитых стран, особенно США) - сократить потребление (т. е. добычу) нефти. Мы полагаем этот путь ошибочным и опасным, хотя бы потому, что уровень потребления нефти в Советском Союзе на душу населения и на единицу валового национального продукта значительно ниже, чем в США, Англии, Японии и других странах.

Добыча нефти и конденсата в СССР в последние годы составляла 600-620 млн. т в год, из них более 100 млн. т экспортируется. Еще столько же поставляется за рубеж кредиторам и дружественным странам в счет долгосрочных обязательств. Внутри страны остается не более 400 млн. т.

Если же следовать стратегии «реалистов», то к 2000 г. на внутренние потребности страны останется 200-250 млн. т, а нам надо иметь 500-550 млн. т для прогрессивного развития всей нашей экономики и для жизнеобеспечения. Следовательно, добывать надо будет через пятилетку минимально 700-750 млн. т.

Для сравнения, США потребляют в год 750 млн. т нефти, в том числе на своей территории добывают 455 млн. т (1988 г.) (Плужников Б.И. Показатели развития нефтяной промышленности стран мира // Нефтяное хозяйство.- 1990.- № 1.- С. 74-78.), импортируют около 300 млн. т. Прогнозируется тенденция общего роста снабжения нефтью, но при увеличении импорта и некотором сокращении добычи нефти на собственной территории.

Очевидно, что потребление нефти и газа в нашей стране будет расти. Видимо, будет увеличиваться (во всяком случае до 2000 г.) экспорт сырья за валютные компенсации (Вместе с тем подчеркиваем, что авторы выступают решительно против экспорта сырой нефти. Необходимо создавать совместные со странами-импортерами нефти предприятия по глубокой переработке сырья с получением нефтепродуктов самого высокого качества.), так как по имеющимся прогнозам в ближайшие годы стоимость сырой нефти и нефтепродуктов на международном рынке повысится.

Безусловно, доля газа в топливно-энергетическом балансе страны будет возрастать, а к 2000 г. его значение будет определяющим. Но заменить полностью нефть газом, особенно в ближайшие 10 лет, вряд ли возможно. Поэтому, увеличивая добычу газа, нельзя снижать темпы прироста добычи нефти.

К сожалению, иногда при анализе тенденций развития нефтегазовой промышленности за рубежом путают два понятия: добыча и потребление. Многие крупные промышленноразвитые страны уменьшают добычу УВ на своей территории, но увеличивают потребление за счет импорта. Снижение уровня потребления нефти в 1979-1983 гг. отмечалось и в США, но это случилось за счет резкого падения импорта из стран - членов ОПЕК. В то же время США увеличили добычу (хотя и немного) внутри страны. Действительно, жесткие режимы экономии и новые технологии позволяют некоторым странам сокращать капиталовложения в эти отрасли, тем самым увеличивая их прибыльность. Если США или страны ОПЕК могут позволить себе поиграть в конъюнктурные, коммерческие или биржевые игры с четким расчетом перекрыть с лихвой временные убытки, то нам это пока недоступно.

Необходимо также учитывать, что огромная часть нашей страны (от Енисея до Тихого океана) не имеет центров нефтедобычи, кроме небольших объектов на Сахалине. Суммарные затраты на перевозку нефти и нефтепродуктов в восточные районы огромны. Надо иметь в виду, что альтернативы УВ-сырью как относительно дешевому и экологически чистому энергетическому источнику в нашей стране не будет еще очень долго. Поэтому главным тезисом топливно-энергетической программы должно быть улучшение географии размещения баз нефтегазодобычи (новые районы в Прикаспии, на европейском Севере). Уже в ближайшие годы в Восточной Сибири на базе открытых месторождений можно создать новые мощные центры нефтегазодобычи. Причем, видимо, целесообразно создавать региональные комплексные объекты (большие и малые) по добыче и переработке нефтегазового сырья по принципу реализации конечного продукта внутри и за пределами хозрасчетной территориальной единицы.

Западносибирский нефтегазовый комплекс сейчас поглощает огромные капитальные вложения, материальные и трудовые ресурсы для поддержания уровня добычи. Но в геологоразведочном производстве и нефтегазодобыче действует принцип вала и объема, но не улучшения качества работы. Количество метров скважин, валовый объем запасов, освоение денег - вот главные показатели геолого-экономической и хозяйственной деятельности предприятий. На протяжении длительного времени геологи тратят огромные объемы метров и скважин на поиски, разведку (часто переразведку) небольших месторождений с малыми дебитами. Запасы, подготавливаемые геологическими объединениями, по объему большие, но неудовлетворительные по структуре. Планы и госзаказы на подготовку запасов выполняются за счет увеличения объемов бурения часто на неперспективных малодебитных залежах. Такие залежи вряд ли будут осваиваться в ближайшие 20-30 лет. Поисковые работы осуществляются наудачу по старым схемам. За последние 6-7 лет дебитность скважин снизилась в 3-4 раза, коэффициент успешности не превышает 50 %.

Анализ структуры прироста запасов нефти в Западной Сибири показывает, что наблюдается снижение параметров открываемых месторождений как по размерам, так и по продуктивности. Доля активных для разработки запасов в приростах изменилась с 60-х к 80-м годам от 98 до 65 %, а запасы «среднего» месторождения уменьшились в 3,5 раза. Тенденция ухудшения качества подготавливаемых запасов нефти сохраняется.

По Западносибирскому региону в 1988 г. из 798 скважин завершенных строительством 342 непродуктивные (43 %), в 1989 г. соответственно 785 и 346 (44 %). Очень высок процент непродуктивных поисковых скважин: 1988 г.- 61,2, 1989 г.- 65,2 %. Такие показатели уже стабильны на протяжении нескольких лет. Возникает вопрос: почему низка эффективность локального прогноза? Как известно, именно этому направлению уделяется особое внимание в ЗапСибНИГНИ. Например, тюменские геологи располагают способом прогноза нефтегазоносности по космическим снимкам (космофотонефтепрогнозирование), автор A.Л. Клопов. ЗапСибНИГНИ рекламирует эту разработку на рынке (см. «ГНиГ» № 10, 1989 г.) как высокое достижение. Этот способ обеспечивает достоверность прогноза продуктивных залежей по самой жесткой количественной оценке не ниже 0,7. Установлено, что с помощью этого метода можно снизить число нерезультативных, пустых скважин не менее чем на 10 %. Для этого нужно реализовать всего лишь одно легко выполнимое условие: не бурить скважины вне контуров, указанных на КФА. Если число непродуктивных скважин снизить на 10 %, можно сэкономить в год 35 глубоких скважин, что составит, вероятно, около 100 млн. руб. Есть и другие нереализованные возможности в использовании прямых методов и способов локального прогноза, которые могли бы существенно повысить эффективность поисковых работ, например, газовая съемка по снегу, тепловые съемки, ландшафтный метод, высокоточная аэромагнитная съемка, не говоря уже о серьезных достижениях при использовании известных геофизических методов (сейсмических, электроразведочных и гравиметрических). В то же время нефтегазоразведчики Западной Сибири испытывают «голод» в объектах, передаваемых под глубокое бурение. Вероятно, было бы целесообразно создать, скажем, в рамках программы «Сибирь» координационный хозрасчетный центр для экспертной апробации и внедрения рекомендаций по прямым поискам и локальному прогнозу, направленных на обнаружение крупных и высокодебитных месторождений.

Большие геологические и технологические резервы есть и у нефтегазоразработчиков Западной Сибири. Повышение качества работ, безусловно, будет способствовать если не снижению себестоимости добываемой нефти, то хотя бы удержанию ее на достигнутом уровне, что позволит сэкономить миллиарды рублей, которые и надо вложить в создание новых баз нефтегазодобычи в Восточной Сибири.

В Западной Сибири можно было бы применить и радикальные организационные меры, обеспечивающие улучшение качества подготовки запасов. Госзаказ (плановое задание) должен содержать конкретную задачу - поиск и разведку крупных и высокодебитных залежей.

В условиях рыночных отношений, по-видимому, изменится система учета, приемки и реализации запасов как товарного продукта. Потребуется существенное уточнение или даже принципиальное изменение классификации запасов.

Обобщенные объективные показатели качества нефтепоисковых работ могут быть выражены в двух измерениях: количество коммерческих запасов на единицу площади или объема ловушки в пределах контура месторождений и коэффициент эффективной продуктивности, что вместе составляет основу для расчета рентабельности вводимых в разработку объектов.

Но самый главный резерв Западной Сибири - это открытие новых крупных залежей нефти и газа и, как следствие, не только стабилизация, но и дальнейшее увеличение добычи. В этой уникальной провинции установлен широкий стратиграфический диапазон нефтегазоносных отложений: от кембрия до сеномана, т. е. практически весь фанерозой и поздний протерозой. Отмечается многообразие пород, слагающих продуктивные резервуары. Это песчаники и алевролиты, аргиллиты и сланцы, известняки и доломиты. По разрезу выделяются несколько этажей или продуктивных комплексов, отличающихся друг от друга четкими параметрами и особенностями. В разных районах

Западной Сибири обособляются различные наборы продуктивных и перспективных комплексов.

Обобщая, можно условно выделить верхне- и нижнемеловой верхнеюрский, нижне-среднеюрский, триасовый, палеозойский и допалеозойский комплексы. В каждом из них сосредоточены свои гиганты, крупные, средние и мелкие месторождения. Пока освоены меловые комплексы, начали осваиваться верхнеюрский и (совсем недостаточно) нижне-среднеюрский, триасовый и палеозойский, суммарные начальные ресурсы которых довольно большие. Освоенность потенциальных ресурсов нефти по продуктивным комплексам составляет: неоком 72, ачимовская пачка 15, баженовская свита 20, верхняя юра 28, нижняя и средняя юра 15 %, а палеозой и верхний протерозой еще не тронуты. Между тем имеются представительные геолого-геофизические материалы о высоких перспективах раннего палеозоя, рифея и венда на востоке Западной Сибири, где в подсолевых толщах и поднадвиговых ловушках в пределах сочленения Западно-Сибирской плиты и Сибирской платформы в терригенных и карбонатных (скорее всего, рифогенных) отложениях на глубинах 4-6 км могут содержаться уникальные скопления нефти и газа.

В 1990 г. организациями Мингео СССР в Западной Сибири пробурено примерно 800 скважин, из них только семь глубиной 5-5,5 км, восемь 4,5-5 км, а всего скважин глубиной 4 км и более будет, вероятно, около 50. В прошлые годы было еще меньше. Так что сдвиги есть, а темпов нет. Вызывает недоумение и сожаление тот факт, что 65 % общего объема бурения будет задействовано на разведочное и только 35 на поисковое и параметрическое, причем последний вид работ составляет всего лишь 1,2 %. При таком раскладе трудно рассчитывать на открытие крупных месторождений и эффективное освоение новых комплексов.

Настораживает то обстоятельство, что производственные организации неохотно идут на освоение нижних перспективных этажей. По мнению некоторых геологов, сдерживающим моментом является отсутствие хороших коллекторов. Однако давно известно, что в юрских и палеозойских отложениях существенно другой тип коллекторов и ловушек, чем в меловых. Пугает сложность и кажущаяся высокой стоимость подготовки запасов, а также и то, что в нижне-среднеюрских и палеозойских отложениях пока не открыто крупных и высокодебитных месторождений нефти и газа (за исключением Талинского). Из мировой практики известно, что хорошие коллекторы имеются и на больших глубинах, они могут содержать значительные запасы и, самое главное, давать высокие дебиты.

Как правило, освоение новых комплексов дает новую жизнь региону, так было в Урало-Поволжье, Грозненском и Тимано-Печорском районах. Первый максимум добычи нефти в Грозном был достигнут в 1931 г. из верхнего комплекса третичных отложений (8,6 млн. т.). Во второй половине 60-х годов здесь были открыты высокопродуктивные нефтяные месторождения в трещиноватых верхнемеловых отложениях (второй этаж). Это позволило быстро поднять добычу до максимального уровня - 21,6 млн. т в 1971 г. История развития нефтедобычи в Грозном примечательна прежде всего смелостью нефтяников, открывших на глубинах более 5 тыс. м и быстро освоивших новый нефтеносный комплекс. Кроме того, десятикратный подъем добычи с 2 млн. т в 1956 г. до 21,6 в 1971 г. был обеспечен рациональной разработкой новых нефтяных месторождений: медленным ростом обводненности и достижением высокой нефтеотдачи (0,7).

Каждый нефтеносный комплекс в составе единого бассейна обязательно имеет не только автономный характер нефтегазообразования, но и свой природно-энергетический механизм формирования крупных залежей нефти и газа. В этих процессах и закономерностях глубокие горизонты являются обнадеживающими. Наши позиции в этом отношении совпадают с мнением авторов статьи [3].

Восточная Сибирь в целом имеет перспективную территорию и объем нефтегазогенерирующих пород в 2 раза больший, чем Западная. Здесь уже открыто 32 нефтегазовых месторождения. Определены значительные потенциальные ресурсы. Создание крупных баз газонефтедобычи в Восточной Сибири может быть активно начато уже в XIII пятилетке. Такими базами для начала могут быть Юрубчено- Тохомская нефтегазовая зона в Красноярском крае [5] и Верхнечонское нефтяное месторождение в Иркутской области [2]. В пределах Юрубчено-Тохомской зоны выявлены мощные толщи нефтегазоносных закарстованных высокоемких известняков рифейского возраста с суточными дебитами нефти до 400 т. Экономические предпосылки разработки этой зоны таковы. Площадь залежей в контуре нефтеносности около 6 тыс. км². Нижние 40-45 м известнякового закарстованного массива заполнены нефтью, а верхние 50-80 м - природным газом со значительным содержанием гелия. Запасы нефти измеряются сотнями миллионов тонн, при этом нефтяной газ (газовый фактор более 100 м³/т) практически не содержит гелия. Газовая шапка месторождения, обеспечивая репрессию при извлечении нефти, может быть вовлечена в эксплуатацию только после завершения разработки нефтяной залежи. Месторождение расположено в среднем течении р. Подкаменная Тунгуска в 250 км к югу от строящейся Богучанской ГЭС. Для освоения месторождения необходимо строительство промыслового хозяйства для добычи, очистки и стабилизации нефти и нефтяного газа с использованием энергии Богучанской ГЭС и прокладка двух ниток нефте- и газопроводов протяженностью 500 км каждая, до станции Тайшет с врезкой в Транссибирский нефтепровод питающий Ачинский и Ангарский нефтеперерабатывающие комбинаты. При минимальной оценке среднего дебита скважин Юрубчено-Тохомского месторождения в 100 т/сут себестоимость добываемой нефти и газа не превысит ныне существующей их себестоимости в Западной Сибири. Нефтяной газ без дорогостоящей его очистки от гелия может удовлетворить потребности промышленных узлов Восточной Сибири в экологически относительно чистом топливе.

К сожалению, добывающие организации (Миннефтегазпром, концерн «Газпром») не торопятся осваивать месторождения Восточной Сибири, считая, что себестоимость выйдет за пределы замыкающих затрат. При этих расчетах не учитывается стоимость доставки в отдаленные районы нефтепродуктов, превышающая себестоимость добычи нефти в 2-3 раза.

В Восточной Сибири и на Дальнем Востоке уже есть хорошие нефтяные центры (Красноярск, Иркутск, Якутск, Сахалин), способные на высоком профессиональном уровне решать задачи по поискам, разведке и разработке залежей нефти и газа. Важно создать им условия для разворота работ по обнаружению крупных и высокодебитных месторождений.

Необходимо разработать новые принципы теории нефтегазоносности на основе геодинамических (энергетических) концепций. Безусловно, практика нуждается в скорейшей модернизации теоретических и методических основ поисков и разведки сложных и нестандартных залежей нефти и газа. Снова и снова встает вопрос о выявлении закономерностей формирования крупных и высокопродуктивных скоплений нефти и газа. Особой заботой должно быть совершенствование и широкое применение прямых поисков УВ-сырья.

При прогнозировании крупных скоплений нефти и газа в различных нефтегазоносных этажах Сибири необходимо учитывать ряд особенностей.

Широкое развитие трещинно-кавернозных (эпигенетически преобразованных) коллекторов на больших глубинах в юре, палеозое, венде, рифее (особенно в карбонатных толщах) и, как следствие, наличие нетрадиционных ловушек и залежей.

Существование покровно-надвиговых структур и поднадвиговых ловушек в ряде районов Сибири (Енисейский кряж, Верхоянская складчатая зона).

Благоприятные условия для применения дистанционных, поверхностных и прямых методов поисков, что предопределяется активной современной геодинамикой. Предполагается, что большинство скоплений УВ в осадочных комплексах Сибири является следствием относительно молодых процессов генерации и аккумуляции, а высокодебитные месторождения приурочены, как правило, к мобильным, активизированным в новейшее время частям литосферных блоков.

Для развития прямых поисков в условиях Сибири весьма эффективны применение многоволновой сейсморазведки и новых модификаций электроразведки, комплексирование поверхностных наблюдений (в том числе геохимическая и тепловая съемка, повторное нивелирование, параметры рельефа), дистанционных методов и данных высокоточной магниторазведки.

Предлагается создать два временных межведомственных коллектива: один решает весь комплекс геолого-геофизических задач по поискам крупных и высокодебитных месторождений, второй - по увеличению нефтеотдачи пластов и новым принципам разработки месторождений. Оба коллектива могут осуществлять свою деятельность в рамках многоцелевой программы «Сибирь», входящей в планы организуемой Российской Академии наук.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гаврилов В.П. Энергетика на перепутье // Наука и жизнь,- 1990,- № 11.- С. 57.

2. Непско-Ботуобинская антеклиза - новая перспективная область добычи нефти и газа на востоке СССР / Под ред. А.Э. Конторовича, А.А. Трофимука.- Новосибирск: Изд-во СО АН СССР,- 1986.

3. Развитие геологоразведочных работ на нефть и газ в СССР и США / Г.А. Габриэлянц, Г.X. Дикенштейн, М.И. Лоджевская и др./ Геология нефти и газа.- 1989.- № 11.- С. 16- 22.

4. Трофимук Л.А. От редактора //В кн.: Оценка прогнозных ресурсов нефти в свете учения акад. И. М. Губкина.- Новосибирск,- 1989.- С. 3-9.

5. Юрубчено-Тохомская зона газонакопления - важный объект концентрации региональных и поисково-разведочных работ в верхнем протерозое Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции / А.А. Конторович, А.Э. Конторович, В.А. Кринин и др.// Геология и геофизика.- 1989,- № 11.- С. 45-55.

6. World Energy out look Through 2000. Conoco - A. Dupont.- Subsidiary - Houston.- Texas.- 1989.

Abstract

The development history of oil and gas producing industry in the Soviet Union involves successive stages of placing on production the largest and high-output fields. The main potential of Western Siberia is the discovery of new major oil and gas pools in lower prospective sections. Within this unique province, a wide stratigraphic range of oil-and gas-bearing formations (Cambrian to Senomanian) representing several productive complexes has been established. Each complex forming part of a single basin exhibits necessarily not only an autonomous mode of oil and gas formation, but also its own natural-energetic mechanism for forming large pools. As a rule, the development of new complexes gives a new life to the region, so it was in the Volga-Ural, Groznyy and Timano- Pechora areas. The enormous part of our country (from Ob' to Pacific Ocean) has no production centers, as yet, except for small objects on Sakhalin. The principal point of the national fuel/energy program remains to be an improvement in the geographic distribution of bases for oil and gas production. In Western Siberia, new powerful industrial centers can be created in the nearest future on the basis of the fields discovered.