Наше предназначение – играть нефтью и газом

Задачи отечественной нефтегазовой отрасли сформулировать достаточно просто. Прежде всего, нам надо больше найти углеводородов в недрах. Затем применить технологии, которые позволили бы полнее извлечь эти богатства. Рационально использовать топливно-сырьевые ресурсы, чтобы нанести меньший урон окружающей среде. И, наконец, выгодно продать эти ресурсы. Все эти направления необходимо рассматривать, конечно же, комплексно.

Анатолий ДМИТРИЕВСКИЙ,
директор Института проблем нефти и газа РАН, академик

Итак, нам надо создать достаточно устойчивую минерально-сырьевую базу. Показатели по добыче нефти и газа, записанные в Энергетической стратегии-2020, достаточно высокие. Причем они приведены в трех вариантах. Однако если посмотреть на сегодняшнее состояние сырьевой базы нефтяной промышленности, то мы увидим, что нам оптимистический вариант вроде бы и не нужен. Ведь чтобы выйти на показатели добычи нефти, предусмотренные на 2020 г., необходимо открыть новые месторождения с запасами в несколько миллиардов тонн. Но для этого надо вкладывать огромные средства в поисково-разведочные работы. И выходить на новые регионы. Пока же, за последние 15 лет новых крупных открытий залежей в России не было. До сих пор страна живет на советских открытиях.

В то же время российская наука сегодня предлагает новые технологии поиска месторождений. Они базируются на открытых ранее закономерностях размещения нефтяных и газовых месторождений в земной коре. Эти работы позволяют говорить о том, что у нас действительно залегают уникальные углеводородные богатства. Например, на Россию приходится 21% запасов континентального шельфа мирового океана. При этом самым богатым у нас является Северный Ледовитый океан, где в Печорском и Баренцевом морях находится до 70% нефтегазовых ресурсов, оцененных геологами на всем российском континентальном шельфе. Соответственно, ориентиры поиска новых месторождений достаточно четкие. Однако на арктическом шельфе придется устанавливать ледостойкие буровые и эксплуатационные платформы, которые в 3–4 раза дороже платформ в теплых морях. Поэтому добыча нефти и газа на нем не может быть дешевой.

На основе применения новых технологий мы теперь знаем, где искать нефтяные и газовые гиганты. Как на изученных территориях Европейской части России и Западной Сибири, так и в Восточной Сибири, которая преподнесет нам еще не один сюрприз. В последнем регионе еще академик Трофимук выделил так называемый золотой нефтяной пояс России. В Восточной Сибири уже открыты достаточно крупные месторождения, но из-за отсутствия инфраструктуры они пока остаются вещью в себе.

Особое значение инфраструктура имеет при освоении газовых залежей. На одном Ямале в открытых, оцененных и подтвержденных месторождениях залегает 10,4 трлн м3, а прогнозные ресурсы на мелководном шельфе вокруг полуострова составляют около 50 трлн м3. Всего же в России в открытых месторождениях содержится почти 50 трлн м3 газа, а прогнозных ресурсов насчитано на 236 трлн. Освоение этих запасов позволило бы нам играть ведущую роль в формировании мирового газового рынка. Но когда специалисты проанализировали, какие же сейчас газовые месторождения подключены к «трубе», то оказалось, что в них содержится чуть более 9 трлн м3. Значит, надо строить газопроводы к другим месторождениям или же применять альтернативные способы транспортировки газа. Сегодня российская газовая промышленность стоит перед выбором: осваивать новые месторождения с попутным сооружением трубопроводов или же сжижать природный газ перед его транспортировкой. Так вот в России наступила пора создания индустрии сжиженного газа. Это позволит нам играть более активную роль в развитии мирового энергетического рынка. Прошло всего два года после российско-американского саммита, на котором было впервые озвучено предложение о межгосударственной торговле газом. В 2005 г. Мексика, а в 2007 г. – Канада резко сократят его поставки в США. Вот она, уникальная возможность: выйти России на североамериканский рынок со сжиженным газом новых месторождений шельфа и Восточной Сибири. Что касается последнего региона, то здесь необходимо до 2030 г. перевести из прогнозных запасов в промышленные категории 6,5 трлн м3. Но на это потребуется 7–8 млрд долларов.

Важно не только найти, но и извлечь углеводороды. Когда в 1987 г. Советский Союз добыл 624 млн т нефти (по-видимому, этот показатель так и останется мировым рекордом развития отрасли), коэффициент отдачи пластов составлял 0,41. Особых технологий разрабатывать не потребовалось, поскольку в стране имелось огромное число месторождений, где можно было прекрасно использовать лишь одну технологию – заводнения пластов. То есть выбирались залежи с хорошими резервуарными свойствами и с легкой нефтью. Но месторождений, отодвигаемых «на потом», становилось все больше и больше. В начале 1980-х годов стало ясно, что надо браться и за другие залежи. Поэтому мы стали создавать технологии, которые бы позволяли извлекать тяжелую и вязкую нефть, а также из нефтяных оторочек газовых месторождений. Работать на серо-водородосодержащих залежах, на месторождениях, расположенных на больших глубинах с высокими давлением и температурой, а также имеющих плохие коллекторские свойства. Сегодня, наряду с поиском месторождений, необходимы новые технологии извлечения нефти (выходит, в 1980-е годы они не были доведены до промышленного применения. – Ред.).

Как надо подходить к месторождению, которое представляет собой углеводородную систему, например двухфазную или трехфазную, – помимо газа еще и конденсат и даже нефть, как на Карачаганакском или Оренбургском месторождениях? Сие означает, что система находилась в околокритическом состоянии или продолжает в нем находиться. А если есть аномально высокие пластовые давления, то эта система имеет свою энергетическую жизнь, то есть подпитку, подпор из глубинных слоев. Поэтому месторождение необходимо разрабатывать так, чтобы возможно дольше сохранять эту энергетику. Чтобы максимально воспользоваться ею для наиболее полного извлечения углеводородов. Сейчас существуют прекрасные возможности для геологического и гидродинамического моделирования месторождения. Они позволяют представить его в виде единой системы, остается лишь выстроить последовательность разрушения этой системы при техногенном воздействии. Тогда мы сможем выйти если не на полное управление системой, то хотя бы на параметры разработки с минимальными потерями при извлечении углеводородов.

Сейчас все больше внимания уделяется эндогенному, глубинному воздействию на сформировавшуюся систему месторождения. В земной коре удалось выявить так называемые коровые волноводы с аномальными свойствами, по сути, это трещиноватые зоны на глубинах от 10 до 25 км. Когда проявляется энергетическое воздействие, то эти волноводы переходят в напряженное состояние и воспринимают, в том числе, и глубинные флюиды (жидкие вещества). При его ослаблении или при тектонических подвижках происходит сжатие коровых волноводов, и флюиды перетекают в сторону меньшего давления, то есть в осадочный чехол. И последний в результате промывается. Что позволяет собрать микронефть, образовавшуюся из органики. Но существует и гипотеза, согласно которой глубинные флюиды постоянно подпитывают месторождения углеводородами. Можно предположить, что эта подпитка происходит на Ромашкинском месторождении в Татарии. Здесь уже четырежды пересчитывали запасы, причем каждый раз в большую сторону.

Вот почему для их разработки нужны новые технологии. Мы уже сегодня можем акустическими методами добраться до глубин от 8 до 12 км. И тем самым «атаковать» коровые волноводы и заставить их раньше отдать флюиды, последние или сами содержат углеводороды или более активно будут собирать их из осадочной толщи и поставлять в залежи.

Что касается иностранных инвестиций, то нам нужно их привлекать не на уже открытые месторождения (чтобы их разрабатывать), а как раз на открытие углеводородов. Если на Ближнем Востоке сосредоточено до 60% нефтяных запасов, то у нас их, по разным оценкам, всего от 5 до 12-13%. Однако по неразведанным ресурсам мы уж точно находимся на 1–м месте. Ведь если в Саудовской Аравии разведанность нефтяных запасов превышает 90%, то у нас всего – 40, а по газу – лишь 25%. Поэтому давайте привлекать иностранные инвестиции в нефтегазопоисковые работы, самые дорогостоящие.

Нефти в открытых месторождениях нам хватит всего на 40 лет, газа – на 60 (с учетом оцененных залежей – на 90 лет, если же привлечь нетрадиционные месторождения – то еще на сотню лет), угля – на 700–800 лет (а если разрабатывать тонкие пласты на глубинах до 1,5 км – то на 1 500 лет). Поэтому уголь для нас наиболее перспективное топливо. Но пока доля газа в потреблении топливно-энергетических ресурсов Россией дошла до 53%, а в выработке электроэнергии – до 68%. Соответственно доля угля, к сожалению, значительно ниже.

России сегодня необходимо понять свое великое предназначение и играть на мировом пространстве не мускулами, как в прежние годы, а нефтью и газом.

Журнал «Мировая энергетика»