Информация к размышлению. В данной статье не затрагиваются вопросы рыночных механизмов и экономических рычагов, определяющих кажущийся и скрытый порядок или беспорядок в нефтегазовом бизнесе. Речь идет об увеличении, сохранении и эффективном использовании ресурсного потенциала в России как основы функционирования нефтегазового производства.

Нефтегазовый комплекс России сегодня - это: 13 % промышленной продукции страны, 19 % доходов федерального бюджета, 46 % всего экспорта. В России функционируют около 200 нефтегазодобывающих предприятий, включая крупнейшие компании и мелкие самостоятельные организации. В разработке числятся 1137 месторождений. Эксплуатационный фонд скважин составляет 131500, из них неработающих - 58000 скважин (44 %), в том числе бездействующих - 32900, в консервации - 25100.

Качество разведанных запасов, как известно, определяется продуктивностью скважин. Запасы по дебитам распределяются следующим образом, т/сут: <10 - 65 %; 10-25 -15 %; 25-50 - 10 %; 50-100 - 7 %; >100 - 3 %. Трудноизвлекаемые запасы в балансе России сейчас составляют >50 % всех промышленных запасов нефти, а в отдельных нефтегазоносных регионах - почти 100 %.

Общероссийская статистика и соответствующие показатели нефтегазовой отрасли страны определяются в основном Западной Сибирью, где сегодня добывается 69 % нефти и 92 % газа.

Рассмотрим динамику добычи нефти в СССР и России ( рис. 1 ). До 40-х гг. мы имели только нефтяной Кавказ. Сейчас в России это нулевой регион. К 70-м гг. был реализован потенциал Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, в основном Татарии и Башкирии. В эти же годы осуществлялись широкомасштабные поисково-разведочные работы в Западной Сибири, приведшие к открытию новой провинции, которая в кратчайшие сроки стала ведущей по добыче УВ не только в СССР (России), но и в мире. Она и сейчас остается таковой ( рис. 2 ).

К сожалению, "старение" и быстрое "падение" Западной Сибири не было компенсировано освоением новых территорий. Это можно было бы осуществить за счет Восточной Сибири и Дальнего Востока, но перестройка и реформы разрушили эти планы. "Нефтяная песня" России оборвалась в 1991 г. Из рис. 1 явствует, как необходимы новый регион и новые гиганты, такие как Ромашкино и Самотлор.

Существует много различных суждений относительно резкого ухудшения нефтегазовой промышленности в России: общее падение экономики, налоговое бремя, недостаток ресурсного потенциала и т.д. Безусловно, все это имеет место.

В последнее время активно разрабатываются концепции, варианты, сценарии и даже целые "стратегии" перспективного развития нефтегазового комплекса России, отдельных районов, областей и краев. В большинстве своем эти документы являются виртуально-статистическими и не более того. Хотя бы потому, что государство, т.е. Минэнерго, законодательно и по существу имеет ограниченные возможности в реализации общегосударственной стратегии, текущих и перспективных планов.

Государственные акции по крупнейшим нефтегазовым компаниям выражаются следующими цифрами, %: "ЛУКойл" - 26; "Юкос" - <1; "Сиданко" - 0; "Сургутнефтегаз" - <1; "Сибирская нефтяная компания" - <1; "Тюменская нефтяная компания" - 49; "Роснефть" - 100; "Славнефть" -75; ОАО "Газпром" - 35. Доля государства во всех случаях принадлежит Мингосимуществу, которое "не вправе делегировать свои полномочия ... другим федеральным органам" (Федеральный закон от 21.07.97 г. № 123-ФЗ, ст.7.1). Таким образом, Минэнерго России юридически не распоряжается нефтью и газом в своей стране. Таковы последствия неоконченной приватизации. Разговоры об усилении государственного управления и контроля не подтверждаются делом. Так что передел собственности продолжается.

"Сам Бог не сумел бы создать ничего, не будь у него материальца" (Г. Гейне). В основе многих сценариев, независимо от форм собственности, обсуждается необходимость улучшения сырьевой базы, связываемого с расширением геологоразведочных работ. Однако реализация этого направления и надежды на быстрое открытие новых Самотлоров маловероятны.

Роль новых месторождений можно подчеркнуть следующими данными: в 1994-1998 гг. открыто 184 новых месторождения, разведанные запасы которых составили 92 млн т, т.е. 0,5 млн т на 1 месторождение; в 1998 г. введено в разработку 16 новых нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами (С1+С2) 53,6 млн. т. Всего по России из всех новых месторождений (до 5 лет в эксплуатации) за 1998 г. добыто 17 млн. т! Это всего лишь 5 % уровня годовой добычи.

В то же время настойчивость в необходимости пополнения ресурсов и мотивировка "проедания" запасов не оправдываются и наличием большого объема разведанных запасов. Это можно показать на примере Томской области. Здесь открыто 98 месторождений, в разработке находятся 69. В 1999 г. добыча нефти составила 6 млн. т, прирост запасов в 3 раза меньше, но извлекаемые запасы по промышленным категориям С1 + С2 имеются в объеме 461 млн. т, т.е. обеспеченность запасами уровней добычи в 6 млн. т составляет 77 лет, в 10 млн. т - 46 лет. Такая же картина отмечается по многим другим регионам Западной Сибири. Значит, или запасы не те, или мы не умеем добывать нефть. В то же время доля рентабельных запасов в общем объеме извлекаемых разведанных запасов по Западной Сибири с учетом уровня сегодняшних цен на нефть составляет всего лишь 25 %. При уровне цен 15 дол. за 1 баррель их доля уменьшится до 10-15 %. И это - главная катастрофа, посильнее финансовых дефолтов. Поэтому важно определиться с количеством и качеством запасов. Для этого необходимо провести профессиональную экспертизу и переоценку разведанных промышленных запасов в Западной Сибири и других регионах.

Широкомасштабные поиски, разведка и открытие новых крупных месторождений ограничены отсутствием средств у государства и нежеланием акционерных компаний вкладывать деньги в программы, связанные с риском и далекой перспективой. За последний отчетный год прирост запасов нефти в Западной Сибири составил всего лишь 85,4 млн. т по 20 месторождениям. Поисковый риск могли бы уменьшить новые технологии прогноза и методы высокоэффективной разведки. Однако новая научная нефтегеологическая парадигма еще не созрела, а старые классические идеи и технологии не обеспечивают высокой результативности геологоразведочных работ. Даже если при ограниченном объеме региональных и поисково-разведочных работ "на удачу" случится выявить новое крупное и высокодебитное месторождение, то на его уточнение и разведку при сегодняшних условиях уйдет минимум 10-15 лет.

Однако опыт становления и развития нефтегазовой промышленности в отдельных странах, регионах и во всем мире показывает, что поиск и разведку нельзя прекращать и даже временно "замораживать", тем более в России, где имеются огромные неопоискованные территории на суше и шельфе, а также новые неразведанные перспективные этажи.

"Будущее нашей нефтяной промышленности всецело зависит от развития разведочных работ, смелых и решительных, без боязни риска" (Губкин И.М., 1932). Именно так, масштабно и решительно, руководство страны приступило к освоению Западной Сибири в 1947 г., доверяя прогнозам ученых-геологов. Именно в этом видел смысл своего "борения" выдающийся нефтяник, академик Андрей Алексеевич Трофимук.

Нельзя уничтожать месторождения. На ближайшую перспективу в России остается практически одна возможность - эффективно использовать имеющиеся месторождения, большинство которых из числа разрабатываемых находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Их доля может еще уменьшиться в связи с новым падением цен на нефть. Под угрозой закрытия, ликвидации или консервации окажутся целые промыслы и районы в Западной Сибири. Россия не сможет наполнить своей нефтью и своими нефтепродуктами даже внутренний рынок, и о безопасности страны можно будет лишь размышлять и вспоминать.

К сожалению, мы имеем ряд негативных последствий интенсивного освоения нефтегазовых ресурсов Западной Сибири. Форсированная разработка как нефтяных, так и газовых месторождений привела к тому, что текущий коэффициент нефтеотдачи в Западной Сибири даже на конечной стадии "амортизационного" срока составляет всего лишь 20-25 %, а в юрских отложениях - 15 %.

Ради достижения больших уровней добычи нефти было потеряно чувство меры в масштабах применения первичного внутриконтурного заводнения. Уже в 90-х гг. в СССР и России более 95 % добычи нефти осуществлялось и продолжает осуществляться до сих пор за счет первичного заводнения. Шаблонное и массовое применение заводнения привело к преждевременному обводнению многих месторождений. Обводненность добываемой продукции в среднем по России составляет 82 %. Есть разрабатываемые месторождения в Западной Сибири, где в добываемой жидкости из скважин нефть составляет менее 10 % ( рис. 3 ).

Необходимо подчеркнуть, что залежь нефти - это сложная открытая динамическая система с быстро меняющимися параметрами, что обусловлено природной ритмичностью и флуктуацией глубинно-земных, поверхностных, космических процессов и техногенным воздействием. В период разработки месторождения эта система становится природно-техногенной. Сверхинтенсивный (закритический) отбор флюидов из продуктивного пласта приводит к резкому нарушению фильтрационно-емкостных параметров и состояния нефтенасыщенной системы в целом. Как правило, большая депрессия на пласт (> 5МПа) и высокие темпы отбора флюидов (> 2 % суммарного объема извлекаемых активных запасов) приводят к нарушению сбалансированного режима подпитки фильтрационных каналов (трещин) за счет флюидонасыщенной поровой матрицы (плотных блоков). При высоких депрессиях связанная вода "отрывается" от стенок порового пространства коллектора (матрицы) и заполняет фильтрационные каналы. Вследствие этого уменьшается продуктивность скважин и увеличивается обводненность. Это явление характерно для сложных низкопроницаемых коллекторов Западной Сибири и особенно четко проявляется в околоскважинном пространстве.

Фактически мы имеем локальные природно-техногенные системы. "Стандартное" управление такими системами приводит к уничтожению природных флюидонасыщен-ных систем и, следовательно, к потере добываемой нефти, низкому коэффициенту нефтеизвлечения и очень малой продуктивности скважин. Среднесуточный дебит нефти одной скважины в России сегодня 7,4 т, и только высокая цена на нефть позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Кстати, дебиты газа в России значительно уменьшаются и в тоннах условного топлива в сутки на скважину приближаются к нефтяному показателю. Газовая эйфория также опровергается удручающими данными. Флюидодинамические процессы в газовых месторождениях более мобильны, и чрезмерно форсированный отбор ведет не только к быстрой потере пластовой энергии, но и снижению ресурсного потенциала, что можно наблюдать на газовых гигантах Западной Сибири. В качестве примера можно показать Ямбургское месторождение ( рис. 4 ).

Без ввода в разработку месторождений на Ямале газовая промышленность России начнет стремительно падать и "газовой паузы" в энергетике не получится. Но, похоже, что ОАО "Газпром" в одиночку не в состоянии осилить широкомасштабное освоение газовых месторождений Ямала, где только опережающие капиталовложения оцениваются в несколько десятков миллиардов долларов.

Опыт разработки нефтегазовых месторождений в Западной Сибири подтверждает необходимость индивидуального подхода к каждому объекту. В настоящее время для поддержания уровня добычи нефти на многих месторождениях применяется широкий набор средств и методов вторичного воздействия на "испорченный" пласт. Все они направлены на реанимацию пластовой энергии и кратковременное возбуждение системы (залежи). Особенно популярны стали такие методы, как гидравлический разрыв пласта и бурение горизонтальных скважин. Но даже эти новые методы дают лишь кратковременный эффект по увеличению продуктивности скважин, не обеспечивают существенного увеличения добычи нефти в стране и все же недостаточно повышают процент нефтеизвлечения из пластов. Безусловно, применять методы интенсификации надо, но с учетом состояния "пациента" и геолого-технологической целесообразности. Состояние же многих природно-техногенных систем (залежей нефти и газа„ находящихся в разработке) продолжает ухудшаться. И не только потому, что здесь играет роль "возрастной" фактор, но в силу неумелого обращения с такими объектами и даже хищнической выработки остаточных запасов. Это особенно проявляется сейчас, когда все хотят успеть больше добыть и дороже продать.

"Без светоча науки и с нефтью будут потемки" (Д. Менделеев). Оценивая ситуацию сегодня и на перспективу, необходимо сделать принципиальные выводы.

Очень мала возможность ввода в разработку новых крупных и высокодебитных (еще даже не выявленных) месторождений в ближайшие 20-25 лет, так как поисково-разведочные работы, как правило, не ориентированы на новые районы и объекты, а привязаны к уже освоенным месторождениям.

В ближайшие 2-3 десятилетия мы обречены работать с трудноизвлекаемыми запасами и малодебитными месторождениями, но обязаны работать профессионально (научно) и эффективно.

Изучение природно-техногенных систем (залежей нефти и газа) с быстро меняющимся состоянием и управление разработкой месторождений целесообразно осуществлять на основе флюидодинамического мониторинга и фрактального моделирования. Фрактальные характеристики используют в качестве диагностических критериев, определяющих состояние объектов разработки. Фрактальный математический аппарат применим как инструмент для познания скрытого порядка в анизотропных флюидонасыщенных системах.

Необходимость серьезного научного сопровождения предвидел еще И.М. Губкин: "Слабость нашей научной работы заключается именно в недостаточном исследовании практики разработки, в недостаточном осмысливании накопленного богатого опыта" (I Всесоюзный съезд нефтяников, Баку, 20-25 августа 1933 г.).

В качестве первоочередных мер, предусматривающих фундаментальные научные проработки и организационно-техническое обеспечение, можно обозначить следующие.

1. Осуществить пересчет (уточнение) остаточных запасов на разрабатываемых или законсервированных объектах Западной Сибири и других регионов. На разведанных и вновь открываемых месторождениях должна быть особо выделена активная (рентабельная) часть запасов.
2. Определить индивидуально для каждого объекта оптимальные, щадящие режимы разработки (доразработки) и методы возможно допустимой интенсификации.
3. Предусмотреть реабилитационные циклы для месторождений и залежей с выработанными активными запасами. Значительная часть "поврежденных" нефтегазонасыщенных объектов, особенно в Западной Сибири, должна быть возвращена в состояние относительного покоя (релаксации) для стабилизации флюидодинамического равновесия системы. Месторождение для разработки должно передаваться одному недропользователю. Нельзя дробить месторождения на участки и отдельные лицензионные блоки.
4. Настойчиво осуществлять поиски высокодебитных нефтегазовых залежей в разных районах и перспективных этажах, в том числе в палеозойских отложениях Западной Сибири, на основе принципиально новых методик и технологий с учетом современных флюидодинамических процессов. Палеозойский комплекс может рассматриваться как главный источник увеличения ресурсной базы этой нефтегазоносной провинции.
5. Для проверки научных концепций и разработки новых геолого-геофизических и промысловых технологий на основе "видения" динамических процессов целесообразно создать несколько региональных полигонов. Целевые проекты для таких полигонов должны предусматривать комплекс мониторинговых исследований. Один из таких научно-технических полигонов мог бы быть организован на базе уже открытых, но еще не вовлеченных в промышленную разработку нефтяных месторождений в Новосибирской области, где особый интерес представляют Верх-Тарское и Малоичское месторождения. Этот участок характеризуется наличием разнообразных нефтегеологических объектов с большим диапазоном нефтегазоносности, уникальным набором геолого-геофизической информации, значительным числом законсервированных продуктивных скважин, удобным географическим положением и близостью Новосибирского академгородка и технопарка. Здесь же можно определить перспективность Межовского гранитного массива, где есть признаки нефтегазоносности. Это очень важно для изучения подобных объектов в других районах Западной Сибири и России (типа Белого Тигра во Вьетнаме).

The paper deals with aspects of enhancing, preserving and effective using petroleum potential of Russia as the base for petroluom industry management. The author suggests to carry out active exploration of high-productive petroleum pools in various promising stages including the Paleozoic of West Siberia. Reevaluation of residual reserves is recommended as well as specification of the percentage of active and difficult to extract ones. The meed of developing substantiated. The author offers to organize scientific-technological and producing training grounds and a Fung to save petroleum industry of Russia formed with assignments from oil and gas organizations and companies.

Рис. 2. КУМУЛЯТИВНЫЙ РЕСУРСНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ПРОВИНЦИЙ РОССИИ (накопленная добыча + запасы А+В+С₁+С₂) (А. Арбатов, А. Конопляник)