К оглавлению журнала

УДК 553.98(47+57)

© А. Н. Золотов, Ф. К. Салманов, 1992

МИНЕРАЛЬНО-СЫРЬЕВАЯ БАЗА НЕФТИ И ГАЗА В СССР И ПЕРВООЧЕРЕДНЫЕ ЗАДАЧИ НАУКИ

История нефтяной промышленности в стране насчитывает около 130 лет. За этот период нефтяная и газовая промышленность получила интенсивное развитие в регионах Закавказья, Северного Кавказа и Южной Эмбы, а также в Урало-Поволжье, Казахстане, Средней Азии, Украине и на обширных территориях Сибири. Добыча нефти и газового конденсата выросла с 11– 40 млн. т в первой половине текущего столетия до 570–624 млн. т в 1981–1990 гг., а добыча газа в 1990 г. составила 815 млрд. м3, или соответственно 20 и 35 % от мировой добычи этих полезных ископаемых.

Стабильное наращивание добычи нефти и крупномасштабное развитие газодобывающей промышленности обеспечены целенаправленным опережающим развитием геологоразведочных работ, обеспечивающих восполнение запасов УВ-сырья в районах их активной добычи и своевременную подготовку новых сырьевых баз. Основное развитие геологоразведочные работы на нефть и газ' получили в послевоенное время, расширившись на территорию Сибири, европейской части страны, Средней Азии и Казахстана. Были начаты первые исследования перспективных шельфов морей, прежде всего Каспийского моря (в Азербайджанском и Туркменском секторах).

Наиболее активно поиски нефти и газа проводились в последние 25 лет (1966–1990 гг.). На этом этапе геологоразведочных работ была создана современная сырьевая база нефтегазодобывающей промышленности страны. За 25 лет приращено около 70 % общих начальных запасов нефти и газового конденсата, известных с начала зарождения нефтяной промышленности, и 94 % начальных запасов природного газа. Сегодня в стране открыто 2980 месторождений нефти и газа, из которых около 2200, или 73 % от общего их числа, выявлены, в 1966–1990 гг. Причем, только в XII пятилетке открыто 653 месторождения, или 22 % от общего числа. Еще более показательно открытие уникальных (с запасами нефти свыше 300 млн. т, газа свыше 500 млрд. м3) и крупнейших (с запасами нефти свыше 100 млн. т и газа свыше 300 млрд. м3) месторождений нефти и газа (табл. 1).

С этими месторождениями связано 61,5 % текущих разведанных запасов и 65,3 % накопленной добычи нефти, 77,5 % запасов газа и 67 % накопленной его добычи. Именно они определяют уровни добычи нефти и газа в стране. До революции крупнейшие три месторождения были известны только в Азербайджане. До 1940 г. их число увеличилось за счет открытия месторождений в Урало-Поволжье (Туймазы) и в Коми АССР(Ярега). В период 1941–1965 гг. основное число открытых уникальных и крупнейших месторождений приходится на Урале-Поволжье (33 %), Западную Сибирь (30 %, 1963–1965 гг.), Казахстан Мангышлакская зона – (11 %) и Среднюю Азию (11 %). К концу периода их число превалирует в Западной Сибири (81 %), Прикаспийской впадине (8 %), в Средней Азии (3 %) и в Тимано-Печорском регионе (2,2 %). Первые открытия уникальных и крупнейших месторождений нефти и газа были сделаны в Восточной Сибири (Верхнечонское, Юрубченское), на шельфах Баренцева (Штокмановское), Карского (Русановское) и Охотского (Лунское) морей.

За этот период открыты сотни крупных месторождений с запасами 30–100 млн. т нефти и 30–300 млрд. м3 газа. Стратегия геологоразведочных работ, направленная на восполнение запасов нефти и газа в районах активной добычи и своевременную подготовку новых сырьевых баз нефтегазодобычи, полностью оправдалась. Следствием такого подхода к освоению УВ-сырья явилось коренное преобразование топливно-энергетического баланса страны.

Господствовавшая в 40–60-х годах угольная моноструктура замещена нефтью и газом, что в наибольшей степени соответствует современным требованиям производства по критериям универсальности, экономичности, технологической устойчивости и экологической чистоты.

Сегодня нефть и газ составляют около 76 % в топливно-энергетическом балансе страны, что позволяет обеспечить потребности народного хозяйства в нефтепродуктах, существенно заменить уголь на ТЭС и ТЭЦ на природный газ. Только для замены потребляемого сегодня газа потребовалась бы дополнительная добыча около 1500 млн. т каменного и бурого угля, последствия чего ясны каждому без пояснений.

Геологоразведочные работы на нефть и газ достигли апогея в 1986–1990 гг. Несмотря на сложности экономического и социально-политического развития страны в этот период геологоразведочная отрасль в целом выполнила поставленные перед ней задачи. Государственный заказ по приросту запасов нефти, конденсата и газа выполнен, причем объемы прироста запасов наиболее высокие за последние 25 лет. По нефти с конденсатом прирост на 37 % превосходил лучший показатель, достигнутый в IX пятилетке, по газу на 3,5 % по отношению к лучшему показателю VIII пятилетки. Из общего прироста запасов на организации Мингео СССР приходится 75 % нефти, 94 % конденсата и 80 % природного газа.

Основная часть прироста запасов получена на крупнейших месторождениях, вовлеченных в промышленную разработку или опытно-промышленную эксплуатацию, и на прилегающих к ним территориях (Приобское, Самотлорское, Красноленинское, Уренгойское, Медвежье и др.) в Западной Сибири; Карачаганакское, Тенгизское, Алибек-Мола, Кенкиякское в Казахстане; Верхневозейское в Коми АССР; Кокдамулак в Узбекистане и т. д.

Положительным результатом геологоразведочных работ в значительной степени способствовали научные проработки по концентрации поисков в наиболее перспективных зонах и объектах, повышение технологического уровня геофизических работ, исследования скважин и ускоренный оперативный анализ геолого-геофизической информации. Все это дало возможность повысить эффективность буровых работ. В частности, количество продуктивных скважин достигло 42,4 % по сравнению с 42,1 % в 1981–1985 гг. и 39,6 % в 1976–1980 гг.

Эффективность геологоразведочных работ в приросте запасов на 1 м проходки оказалась выше планируемой и средних показателей за XI пятилетку; стоимость прироста ниже плановой (табл. 2).

Большая работа проведена совместно с Миннефтегазпромом СССР по реализации программы по передаче в разработку месторождений и новых залежей нефти и газа. Организациями Мингео СССР в 1986–1990 гг. передано для разработки 181 месторождение с разведанными запасами нефти (4,9 млрд. т), конденсата (1,23 млрд. т) и газа (12,1 трлн. м3). Из этого числа 67 месторождений с разведанными запасами нефти 4,1 млрд. т и газа 8,9 трлн. м3 приходится на главный нефтегазодобывающий регион страныТюменскую область.

Получены новые геологические результаты. В Западной Сибири доказаны высокие перспективы нефтегазоносности линзовидных песчаных тел в отложениях неокома и ачимовской свиты, с которыми связаны крупные скопления нефти (Приобское, Сугмутское, Имилорское, Восточный Уренгой), а также в юрских отложениях Тайлаковской площади. Широкое развитие линзовидных песчаных пластов, прогнозируемое по геолого-геофизическим данным, дает основание высоко оценивать перспективы поисков залежей нефти, связанных с литологическими и комбинированными ловушками в хорошо изученном на традиционные ловушки Среднем Приобье.

Выявлена нефтегазоносность меловых и юрских отложений локальных структур, обрамляющих Большехетскую впадину, где открыт ряд нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений в Тюменской области (Пякяхинское, Хальмер-Паютинское, Восточно-Мессояхское и др.) и в Красноярском крае (Сузунское, Ванкорское, Тагульское, Лодочное). Этот район Западно-Сибирской плиты находится на ранней стадии изученности и оценивается высоко (в несколько миллиардов тонн УВ-сырья).

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции установлена региональная нефтеносность нижнедевонских отложений в зоне сочленения Хорейверской впадины и вала Сорокина (месторождения Романа Требса, Анатолия Титова и др.); силурийских отложений на стыке Хорейверской впадины и Печоро-Колвинского мегавала (Верхневозейское, Восточно-Харьягинское месторождения и др.); рифовых построек и структур центральных участков Хорейверской впадины (Веякошорское, Веякское, Северо-Колвинское месторождения и др.).

В Прикаспии выявлена крупная зона нефтенакопления в Акжар-Кенкиякской зоне. Принципиальным является получение бессернистой нефти из подсолевых нижнепермских и нижнекаменноугольных терригенных отложений. К сожалению, породы-коллекторы изучены недостаточно, но, видимо, относятся к трещинному типу, что обусловливает большое различие в дебитах скважин. Получены первые промышленные притоки нефти из девонских отложений на северном (Карачаганак) и южном (Тенгиз) бортах впадины.

В эти же годы открыто и разведано самое крупное нефтяное месторождение Кенбай в надсолевом комплексе, что свидетельствует о недооценке потенциала триас-меловых отложений. Успешно завершены разведкой уникальные залежи газа и нефти в каменноугольных отложениях на Астраханском и Карачаганакском месторождениях, расширены масштабы нефтяного месторождения Тенгиз.

В Туркмении поисковыми работами в XII пятилетке выявлено восемь месторождений нефти и газа, из которых основное значение имеют открытия в районе Чарджоусской ступени (Бота) вблизи с известными нефтегазовыми и газоконденсатными месторождениями Узбекистана и в Яшларской зоне (бессернистый газ из отложений готерива).

В Восточной Сибири расширены перспективы нефтегазоносности рифейских отложений Юрубчено-Тахомской зоны (Красноярский край) и газоносности вендских песчаников Жигаловского района (Ковыктинское месторождение). В прилегающих районах Якутии подготовлена крупная сырьевая база для добычи газа, а также увеличены запасы нефти на месторождениях Талаканском, Среднеботуобинском и др.

Для Красноярского края. Иркутской области и Якутии принципиальное значение имеет подготовка сырьевых баз добычи нефти и газа в районе Сузун-Ванкорской, Собинско-Юрубченской зон; Верхнечонской Среднеботуобинской зон для организации добычи нефти; Ковыктинской, Средневилюйской и Непско-Ботуобинской зон для добычи газа и газового конденсата. Для их освоения необходимы четкие технико-экономические обоснования с полным удовлетворением как внутренних потребностей (с учетом нефтегазохимии), так и экспорта газа за пределы своих территорий, прежде всего в Хабаровский, Приморский края, в Республику Корею, Японию и КНДР.

Крупные открытия сделаны в Узбекистане (Кокдамулакское месторождение с суммарными запасами жидких УВ до 100 млн. т), в том числе и в Приаралье. В Тургайской впадине вблизи нефтяного Кумкольского месторождения (89 млн. т” выявлено более 10 мелких нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Особо следует подчеркнуть принципиально важные открытия на практически неизученных шельфах Баренцева (Штокмановское газовое месторождение с запасами 3,2 трлн. м3), Карского (Русановское и Ленинградское месторождения с запасами газа до 7,5 трлн. м3) морей и о-ва Сахалин (Пильтун-Астохское, Лунское месторождения и др.), подтвердившие научный прогноз о наличии здесь крупных нефтегазовых скоплений.

На северо-восточном шельфе Сахалина на площади 17 тыс. км2 открыто семь нефтегазовых месторождений с суммарной оценкой нефти с газовым конденсатом около 300 млн. т и свободного газа свыше 750 млрд. м3 (Одопту, Чайво, Пильтун-Астохское, Лунское, Аркутун-Дагинское, Венинское, Киринское). Первые открытия здесь сделаны в 1975 г., но до настоящего времени разработка месторождений не проводится. Сахалинский шельф является составной частью единой Охотской нефтегазоносной провинции с площадью перспективной акватории 400 тыс. км2, где ресурсы нефти и газа оцениваются высоко. Темпы геологоразведочных работ и освоения недр этого перспективного региона низкие и не соответствуют его богатым возможностям.

Кратко рассмотрим развитие сырьевой базы нефти, конденсата и газа. На 01.01.91 г. сырьевая база (текущие запасы) нефтегазодобывающей промышленности страны выросла по сравнению с состоянием на 01.01.86 г. по нефти на 1380 млн. т, конденсат на 910 млн. т и свободному газу на 9700 млрд. м3.

В стране открыто 2314 месторождений, содержащих нефть, из которых 1731 – нефтяные, 306 – нефтегазовые, 277 – нефтегазоконденсатные (из них 514, или 22 %, открыты в XII пятилетке).

Разведанные и предварительно выявленные запасы нефти характеризуются высокой концентрацией в уникальных и крупных месторождениях (табл. 3).

Распределение текущих разведанных запасов по степени их освоенности следующее (%) находятся в разработке (1207 месторождений) – 71, подготовлены к разработке (116 месторождений) – 11, в разведке (653 месторождения) – 17, в консервации (338 месторождений) – 1.

Средние запасы месторождений таковы: разрабатываемые – 28,6 млн. т, подготовлено к разработке – 31,5 млн. т (без Тенгиза 18,1 млн. т), находящиеся в разведке – 12,5 млн. т и законсервированные – 1,2 млн. т.

Разведанные запасы позволяют стабилизировать добычу нефти с конденсатом на уровне 580– 620 млн. т при соответствующем материально-техническом обеспечении работ, наращивании объемов эксплуатационного бурения, решении социальных вопросов и установлении реальных цен. Видимо, следовало бы интенсифицировать разработку месторождений Тюменской области, введенных в 1986–1990 гг., с начальными запасами более 5,2 млрд. т, из которых за все время добыто всего около 200 млн. т (выработанность 3,8 %), ускорить ввод в разработку подготовленных крупных Тянского, Каменного, Сугмутского нефтяных месторождений и др.

Значительные резервы имеются в Казахстане, где в течение 5–10 лет не вводятся в разработку Северо-Бузачинское нефтяное месторождение и нефтяная залежь Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (суммарные запасы нефти 260 млн. т), не говоря уже о Тенгизском месторождении, требующем соответствующего обустройства. Практически не осваиваются крупные месторождения Архангельской области (за исключением Харьягинского), мелкие и средние месторождения Оренбургской области и т. д.

В стране создана крупная сырьевая база добычи газового конденсата. По состоянию на 01.01.91 г. разведанные запасы конденсата учтены по 540 месторождениям и составляют более 2,5 млрд. т. Они характеризуются высокой степенью концентрации в уникальных и крупных месторождениях. В 12 таких месторождениях содержится 69 % разведанных запасов конденсата: Карачаганакское (641 млн. т); Астраханское в Прикаспии (422 млн. т); Оренбургское в Урало-Поволжье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Ен-Яхинское, Северо-Уренгойское в Тюменской области (общие запасы 626,5 млн. т), Кокдамулакское и Шуртанское в Узбекистане (суммарно 92,5 млн. т).

В разработку вовлечено 206 месторождений с текущими разведанными запасами 69,3 % от общих, из которых ежегодно добывается всего 18 млн. т газового конденсата. Обладая почти 28 % мировых запасов конденсата, СССР получает всего 7,9 % мировой его добычи. Темпы освоения богатейших месторождений страны резко отстают от мировых показателей (табл. 4).

Рост добычи конденсата в стране потребует меньших затрат, чем освоение новых месторождений нефти и позволит поднять производство бензина, дизельных и реактивных топлив. Для этого требуется целенаправленная отработка высококонденсатных месторождений с учетом наиболее полного извлечения жидких УВ при условии использования применяемых в мире передовых технологий.

Сырьевая база свободного газа на 01.01.91 г. достигла нескольких десятков триллионов кубометров, из которых 70 % сконцентрировано в уникальных (24 месторождения), 24,5 % в крупных (68 месторождений) и только 5,5 % в средних и мелких месторождениях. В разработке находится 537 месторождений с текущими разведанными запасами около 30,5 трлн. м3 (56 % от общих), подготовлено к разработке 15,9 трлн. м3 (29 % от общих). Утверждено в ГКЗ СССР 92 % разрабатываемых запасов и 69 % запасов подготовленных к разработке месторождений.

Выработанность разведанных запасов газа по стране не превышает 16,1 %, а запасов разрабатываемых месторождений 25,5 %, в том числе в Западной Сибири соответственно 10,3 и 18,2 %. Сырьевая база позволяет увеличить добычу свободного газа в перспективе до 1,2 трлн. м3 в год. Вместе с тем следует отметить, что 8,5 трлн. м3 свободного газа содержат сероводород и темпы добычи на этих месторождениях всецело определяются наличием газоперерабатывающих мощностей (Прикаспий, Узбекистан, Туркмения). Около 13,1 трлн. м3 разведано по промышленным категориям в уникальных и крупных месторождениях на п-ове Ямал, на шельфе Баренцева и Карского морей, в Якутии и их освоение потребует реализации крупномасштабных дорогостоящих проектов. Эти запасы следует рассматривать как основной резерв добычи газа в 2000–2005 гг.

Более 43 % свободного газа содержат этан, пропан, бутан в промышленных концентрациях. Эти компоненты газа для нефтехимии в стране используются незначительно из-за отсутствия мощностей по переработке газа. В связи с этим в стране, обладающей огромным потенциалом ценнейшего сырья для производства этилена и других сопутствующих олефинов и ароматических УВ, реализуется по прямому назначению всего около 8,5 % извлеченных со свободным газом этан-бутанов, а остальная часть используется как топливо. Несколько лучше, но также недостаточно утилизируются этан-бутаны в попутном газе (потери свыше 28 %). До 12–15 млрд. м3 попутного газа ежегодно сжигается в факелах. И при этом страна использует (чего не позволяют себе даже развивающиеся страны) десятки миллионов тонн нефти на производство продуктов, которые эффективнее можно получить из газа.

В стране создана мощная сырьевая база для добычи нефти и газа. При современном уровне их добычи обеспеченность исчисляется по нефти и конденсату в 40–45 лет и по газу 70–75 лет. Это создает мнение, что активное наращивание сырьевой базы не требуется и страна напрасно тратит большие ассигнования на геологоразведочные работы. Так ли это? Прежде всего, хотелось бы отметить, что вовлеченность в разработку разведанных запасов нефти сегодня достигает 71, а газа 56 %. Подготовленные, но не вовлеченные еще в разработку запасы составляют 11 и 29 % соответственно. Остальные запасы находятся на разведуемых месторождениях, открытых в последние 5– 7 лет. Если принять во внимание, что каждое месторождение разрабатывается в течение 30–40 лет и добыча на нем по мере “старения” неуклонно падает, а также приуроченность значительных запасов к новым районам, где добыча еще не проводится (5,5 % по нефти и около 25 % по газу), то излишков в разведанных запасах нефти и газа не наблюдается. Наоборот, замедление темпов геологоразведочных работ, особенно в Западной Сибири, пагубно скажется на стабилизации и дальнейшем расширении добычи нефти и газа. А такие процессы, к сожалению, интенсивно проявляются, начиная с 1989 г.

Геологоразведочные организации, которые обеспечивали 75 % прироста запасов нефти и 80 % природного газа в 1986–1990 гг., теряют квалифицированные кадры геологов, геофизиков и буровиков. Восполнять эти потери придется десятилетиями, а ведь геологоразведочные работы в стране высокорентабельны. В 1990 г. затраты на них составили всего 7,1 % от потенциальной стоимости запасов, приращенных в недрах с учетом существовавших крайне низких оптовых цен на нефть (30 руб/т) и газ (15 руб/1000 м3).

В ближайшей перспективе не предвидится реальной замены нефти и газа в топливно-энергетическом балансе мира и страны. При любой самой жесткой энергосберегающей технологии производства потребности в этих видах сырья будут расти. Добыча нефти с конденсатом в стране не может быть ниже 580–600 млн. т, а газа должна быть увеличена до 1,2 трлн. м3. И это при минимальном экспорте нефти и газа за пределы страны. Вряд ли стоит закрывать глаза на то, что в потреблении первичных источников энергии на душу населения (6,6 тут/чел.) мы все еще отстаем от индустриально развитых стран мира (6,8–12,3 тут/чел.), хотя у нас климатические условия более суровые. Страна обладает значительными ресурсами нефти и газа для устойчивого долговременного развития их добычи. Разведанность недр страны невысокая и составляет по нефти 32 и газу 26 %, в связи с чем вряд ли обоснованы высказывания о том, что нам нечего оставить детям и внукам. Нефти и газа хватит даже праправнукам.

Вместе с тем, нельзя не отметить, что основная часть неразведанных ресурсов нефти и газа приходится на северные районы Сибири, акватории арктических морей и глубокие горизонты Прикаспия. Это говорит о том, что подготовка запасов и добыча нефти и газа в перспективе станут более дорогостоящими. К этому следует добавить, что исходя из общей разведанности недр, будет продолжаться снижение средних запасов вновь открываемых месторождений (табл. 5).

По мере расширения работ в северных районах Западной и Восточной Сибири, в Прикаспии, на подсолевой комплекс в Средней Азии возрастут средние глубины скважин, ухудшатся коллекторские свойства пород. Более значительное место в поисках и разведке займут залежи нефти и газа, связанные с неантиклинальными ловушками, картирование которых далеко от идеала. Уже сегодня следует провести поиски новых зон нефтегазонакопления в северных и дальневосточных морях с целью удовлетворения потребностей в УВ-сырье прилегающих регионов.

Подготовка запасов нефти и газа становится более сложным и дорогостоящим процессом, что необходимо учитывать в переходный период к рыночной экономике. Снижение объемов работ в 1989–1990 гг. привело страну по объему поисково-разведочных работ на уровень 1986 г., а к концу 1991 г. оказались на уровне 1984–1985 гг.

При благоприятных условиях по ресурсам УВ можно обеспечить прирост запасов в необходимых количествах с учетом уровней добычи, рассматриваемых в энергетической программе страны. В период 1991–2010 гг. геологоразведочные организации в состоянии обеспечить прирост запасов нефти с конденсатом в пределах 22–25 млрд. т и газа 33–37 трлн. м3. Для этого потребуется пробурить около 180–210 млн. м разведочных скважин и выполнить большой объем геофизических работ.

Успехи в геологоразведочных работах на нефть и газ во все времена тесно увязывались с научно-техническим прогрессом. Сегодня научно-технический прогресс имеет особо важное значение, так как только с его помощью возможно снижение в определенной степени темпа падения эффективности работ по мере роста разведанности недр. Можно выделить четыре основных направления развития научно-технического прогресса.

  1. Высокая надежность научного обоснования наиболее перспективных районов, зон и объектов концентрации геологоразведочных работ; разработка прогрессивных методик и технологий проведения их на базе широкой оперативной обработки фактических данных с применением современных компьютерных систем.
  2. Повышение извлечения нефти и конденсата из недр на известных месторождениях при внедрении современных технологий при нормативной экономичности работ. Вряд ли стоит забывать, что при извлечении из недр 15 млрд. т нефти в недрах остается около 30–35 млрд. т, часть из которых можно добыть, причем в регионах с полностью развитой инфраструктурой.
  3. Техническое перевооружение геофизических и буровых работ (повышение производительности, информативности и глубины обработки фактических материалов).
  4. Природоохранные мероприятия и разработка экологически чистых методик поисков и разведки и технологий работ.

По первому направлению научных исследований целесообразно по основным нефтегазоносным территориям страны осуществить комплексную переинтерпретацию обширной геолого-геофизической информации с применением современных методов анализа с целью решения на новом уровне следующих актуальных проблем.

1. Историко-геологических аспектов формирования, размещения и сохранности залежей нефти и газа с учетом:

палеотектонических, геодинамических и палеогеографических условий развития осадочных бассейнов, определяющих литолого-фациальную зональность вещественнопородных ассоциаций;

обоснования перерывов в осадконакоплении, их длительности, влияния на размещение зон развития улучшенных коллекторов и толщ-флюидоупоров;

прослеживания возможных зон литофациальной неоднородности отложений (обоснование благоприятных обстановок для формирования ловушек нетрадиционного типа с прогнозом их геологических моделей);

сложных многокомпонентных пластовых УВ-систем, условий их формирования, научных критериев исследования и комплексного использования в народном хозяйстве;

прогноза коллекторов и флюидоупоров на глубинах 5–8 км и более для пород различного состава и генезиса;

уточнения количественной и геолого-экономической оценки нефтегазоносности на базе углубленного обобщения всей информации по отдельным продуктивным пластам или группам пластов в каждом регионе.

2. Разумного комплексирования методов и методик для эффективного и полного изучения объектов до начала бурения, как наиболее дорогостоящего элемента геологоразведочных работ.

Имеется в виду получение информации о деталях строения объекта, косвенно характеризующего распределение физических полей с различной характеристикой, возможно, отражающее распределение коллекторов, нефтегазонасыщенность разреза, наличие рапопроявлений и т. д. Эти признаки согласуются со структурной картой объектов, а в последующем заверяются глубоким бурением. Сегодня имеются обобщения такого направления, но они, к сожалению, не комплексны, распространены на отдельные локальные объекты и практически не увязываются с последующими буровыми работами. Это касается прежде всего легких геофизических методов (грави-, магнито- и электроразведки), поисковой геохимии и дешифрирования аэрокосмоснимков. При этом нужно четкое обоснование последовательности, должной комплексности этих работ для конкретного района и хорошая нормативная база.

3. Повышения информативности ГИС по оценке основных параметров продуктивного разреза и крепления скважин, в том числе и в сложных нетрадиционных коллекторах. То же касается и надежности контроля за испытанием, а главным образом за разработкой залежей.

4. Разработки методики проведения детальной разведки с учетом возможного времени освоения месторождений и залежей. Видимо, следует научно обосновать объем оценочных буровых работ на месторождениях, удаленных от коммуникаций, со сложной структурой запасов и определить экономические принципы проведения разведочных работ по неполному циклу.

5. Расширения исследований по геолого-экономической оценке затрат на освоение месторождений различного класса в конце поисковой и в начале оценочной стадии работ с целью принятия своевременного решения о форсировании или прекращении работ.

Одним из примеров подхода к решению задач первого направления можно назвать программу ВМНТК “Поиск”, разработанную для районов Сибири. По второму направлению, видимо, крайне необходимы детальный анализ выработанности запасов по площади залежей, комплексный анализ структуры остаточных запасов и технологии разработки. По третьему направлению наиболее остро стоит вопрос о перевооружении как полевых, так и промысловых геофизических работ.

По современным оценкам отставание от США составляет по канальности сейсмостанций и вычислительной мощности обрабатывающих систем в 16 раз, по числу невзрывных источников колебаний в 10 раз, по глубине обработки сейсмической информации в 5–10 раз. В промысловой геофизике мы сильно отстаем в оснащенности цифровыми станциями, в машинной обработке информации, в производительности работ. Выход один создание своих прогрессивных технических средств в ближайшее время или их закупка за рубежом.

Необходимо отметить целесообразность коренной модернизации базы научных исследований как важнейшего элемента научно-технического прогресса. Большинство производственных и институтских лабораторий не компьютеризированы, работают на устаревшем оборудовании, а ведь от этого зависит и глубина обработки материала и своевременность его передачи потребителям.

Для устойчивого обеспечения страны нефтью и газом, долговременного развития их добычи необходимо в переходный период обратить особое внимание на воспроизводство сырьевой базы. Геологоразведочный процесс в данный этап развития общества оказался наименее защищенным. Идет распад десятилетиями формировавшейся мощной геологической службы страны, и поэтому ближайшими задачами являются:

В заключение хотелось бы подчеркнуть, что страна обладает существенными разведанными запасами и большим потенциалом для долгосрочного стабильного развития нефтегазодобывающей промышленности. Вместе с тем, проблемы перестройки экономической модели управления геологоразведочными работами на нефть и газ тесно связаны с общими проблемами в сфере энергетики. Без сохранения (полного или частичного) межгосударственного рынка топливно-энергетических ресурсов, видимо, невозможно обеспечить и регулируемое функционирование энергетического комплекса как единого в масштабах СНГ.

ТАБЛИЦА 1

Годы

Месторождения

уникальные

крупнейшие

Нефть

Газ

Нефть

Газ

До 1917

1 (0)*

0(0)

2(0)

0(0)

1917–1940

1 (0)

0(0)

1 (0)

0(0)

1941–1965

8 (4)

1 (0)

16(4)

2 (0)

1966–1990

9 (8)

23 (16)**

45 (38)

12(10)

Всего

19 (12)

24 (16)

64 (42)

14 (10)

* В скобках – в том числе месторождения, открытые в Западной Сибири.
**
С учетом Русановского месторождения в Карском море.

ТАБЛИЦА 2

Показатели

Прирост запасов

Стоимость, руб.

нефти,

т/м

газа, 1000 м3/м

1 т нефти.

1000 м3 газа

Фактические за XI пятилетку

221

1602

2,7

0,46

Планируемые в XII пятилетке

232

1600

3,10

0,98

Фактические за XII пятилетку

245

1710

2,7

0,50

ТАБЛИЦА 3

Запасы, ресурсы

Месторождений, %

Всего %

уникальные

крупные

средние

мелкие

НЕФТЬ

         

Подготовленные и предварительно оцененные текущие запасы (А+В+С12) СССР

100,0

36,0

43,5

10,0

10,4

в т. ч. суша

97.3

36,9

43,0

9,4

10,7

в т. ч. Западная Сибирь

65,7

48,0

44,1

5,2

2,7

в т. ч. акватории

2,7

61,1

23,2

15,7

Перспективные и прогнозные ресурсы (С3+Д) СССР

100,0

3.0

26,8

20,9

49,3

в т. ч. суша

81.8

3,7

27.3

21,1

47,9

в т. ч. Западная Сибирь

55,5

3,3

34.5

25,7

36.5

в т. ч. акватории

18,2

24,3

19,8

55,9

ГАЗ

         

Подготовленные и предварительно оцененные текущие запасы (А+В+С12) СССР

100,0

71,2

23,3

3,0

2,5

в т ч суша

92,8

70,9

23,5

3,0

2,6

в т. ч. Западная Сибирь

66,7

77,2

22,4

0,35

0,05

в т. ч. акватории

7.2

76,0

21,2

2,8

0,02

Перспективные и прогнозные ресурсы СССР

100,0

11,4

31.8

18,6

38,2

в т. ч. суша

68,2

9,2

32,0

20.9

37.9

в т. ч. Западная Сибирь

37,5

14,4

43,9

22,9

28,8

в т. ч. акватории

31,8

15.2

31,1

14,3

39.4

ТАБЛИЦА 4

Страны

Доказанные запасы, млн. т

Добыча, млн. т

% отбора от запасов

Мир (без СССР)

6783

208,7

3,1

Развитые

1413

94,1

6,7

в т. ч. США

800

59,4

7,4

Канада

235

13,7

5,8

Великобритания

110

9,4

5,8

Развивающиеся

5370

114,6

2,1

в т. ч. Алжир

500

22,5

4,5

Ливия

200

5,1

2,6

Мексика

800

17,3

2,2

Венесуэла

250

11,3

4,5

СССР

2681

18,2

0,7

в т. ч. месторождения, введенные в разработку

1842

18,2

1,0

из них без Астраханского ГКМ

1420

16,2

1,1

ТАБЛИЦА 5

Годы

СССР

В т. ч. Западная Сибирь

Нефть, млн. т

Газ, млрд. м3

Нефть, млн. т

Газ, млрд. м3

1961–1965

53,5

39,0

215,2

186,3

1966–1970

20,4

184,2

80,7

1013,5

1971–1975

20,2

108,3

70,3

448,7

1976–1980

15,9

74,6

50,1

193,2

1981–1985

16,8

28,7

28,0

105,8

1986–1990

8,0

42,3

18,7

100,0*

* С Русановским месторождением в Карском море.