ОСВОЕНИЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ПРОВИНЦИИ

 

Сейчас можно даже утверждать, что из крупнейших нефтедобываю­щих центров земного шара только Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция почти не имела поверхностных признаков нефтеносности или они были не бесспорны. Может быть, это явилось основной причиной того, что она была открыта только во второй половине нашего столе­тия.

Эта нефтегазовая территория - почти непрерывная тайга с боло­тами и множеством озер, труднодоступной тундрой. До начала промыш­ленного освоения здесь было известно лишь несколько небольших се­лений. В тридцатые годы в тюменской газете "Советский север" сооб­щалось о проявлениях нефти в районе Юрт Цингалинских, ныне Ханты-Мансийского района.

В 1934 году трест "Востокнефть" организовал геологическую пар­тию для проверки заявок в южной части Тюменской области. Академик И.В. Губкин придал большое значение обнаруженным здесь выходам неф­ти и обосновал необходимость дальнейших тщательных поисков.

С 1939 года начались плановые буровые исследования силами спе­циалистов треста, цель которых - не разведка отдельных площадей, а изучение геологического строения всей территории. Бурение с целью поиска нефти и газа велись только на юге области. На это были при­чины - как доставить оборудование или как обеспечить людей жильем и питанием? И еще масса!

Только в сентябре 1953 года из Березовской опорной скважины неожиданно ударил первый фонтан газа.

В 1960 году в Шаимском районе в долине реки Конда дала промыш­ленную нефть (300 тонн/сутки) скважина и 6 на Трехозерном месторож­дении. В следующем году получена промышленная нефть на Мегионском месторождении. Вскоре на Усть-Балыкской площади, а на севере на Тазовской и Губкинской площадях открыли газовые месторождения. Уже к концу 60-х годов сеть месторождений охватила обширную территорию Западной Сибири.

На омский ГПЗ первый речной танкер ушел в 1964 году с Шаимской нефтью, следом пошли баржи из Мегиона.

В 1965 году вошел в строй нефтепровод Шаим - Тюмень, началась прокладка первого крупного трубопровода Усть - Балык - Омск (УБО). Вот они, первые и гигантские шаги "нефтяников" Тюмени!

Год 1966-й. Заполнен нефтью головной участок нефтепровода УБО, разрабатывается Тетерево-Мартымьинское, Западно-Сургутское, Ватинское месторождения, подтверждены колоссальные запасы Урен­гойского газоконденсатного месторождения (открытые в 1965 г.). Даже само название Уренгой переводится на русский язык как зага­дочный.

Год 1969-й. Начало промышленной эксплуатации Самотлорского месторождения и уже на следующий год добыто 50 млн. т. нефти. В Татарии это удалось сделать только за 20 лет. Тюменские нефтяники 1 млрд. тонн добыли всего за 10 лет, обогнав к 1979 г. знаменитых производителей нефти: Иран, Ирак, Венесуэлу.

Аналогичными семимильными темпами развивается добыча Тюменско­го газа: 1970 г. - 9,2 млрд. м³, 1975 г. - 34 млрд. м³, 1978 г. - 85 млрд. м³!

Благоприятное геологическое строение пород, представленных песчано-глинистыми толщами, позволило геологам и геофизикам рас­шифровать геологию территории Западной Сибири, а буровикам обеспе­чить хорошее бурение. К 1980 г. были пробурены наиболее перспектив­ные участки и лучшие по добычным возможностям скопления нефти и газа уже введены в эксплуатацию. Прирост добычи каждой тонны дается все труднее. Эффективность поисково-разведочных работ - прирост запа­сов нефти в расчете на метр пробуренных скважин - закономерно сни­жается. Западная Сибирь находится сейчас на новом, более трудном этапе своего нефтегазового развития. Ну, что же. Добыча нефти в США снижается с 1970г., достигнув максимальной отметки 475 млн. тонн. В Венесуэле - снизилась с 175 млн. тонн (то же в 1970 г.) до 113 млн. тонн.

С 1980 г. на земном шаре нефти добывается более 3 млрд. тонн в год. Много ли это? Из угля, равного по калорийности такому количеству нефти, можно было бы сложить около 1300 пирамид Хеопса! Пожалуй, много...

Тюменский нефтегазовый комплекс - "жемчужина" мирового масшта­ба и это не преувеличено. Она, вероятно, достигла своей максималь­ной величины и важно ее сохранить и для себя, и для потомков. Путь бесконтрольной эксплуатации комплекса может привести к уничтожению его исключительной ценности.

Тюменская область занимает особое место в структуре отечественной нефтяной промышленности. Начиная с 70-х годов, Тюмень является не только главным нефтяным центром страны, но и источником большой части валютных поступлений государственного бюджета.

И несмотря на то, что с течением времени доля региона в общероссийской нефтедобыче постоянно уменьшается, в обозримой перспективе “конкурентов” у Тюмени не появится. Конечно, в запасе у России есть ещё нефть Сахалина, Тимано-Печоры, Восточной Сибири, прикаспийского юга, однако без тюменского сырья всех этих богатств в лучшем случае хватит для поддержания внутреннего нефтепотребления, да и то при условии огромных капиталовложений.

Сегодня две трети российской нефти добывается на территории Тюменской области. К настоящему времени только на месторождениях, расположенных в Ханты-Мансийском автономном округе, добыто более 6 млрд т нефти, что вдвое превышает все доказанные запасы США. Интенсивная разработка западносибирских месторождений привела к их значительной выработанности. Но и того, что осталось в недрах региона, при существующих темпах отбора должно хватить, по оценкам российских специалистов, ещё более чем на 40 лет. Западные прогнозы более сдержаны (20-25 лет), так как исходят из существующих сейчас технологических ограничителей. Но если всё-таки исходить из того, что технический прогресс не будет стоять на месте, можно признать отечественные оценки достаточно обоснованными. Кроме того, в области есть и довольно значительные запасы, сосредоточенные на открытых, но пока не разрабатываемых месторождениях. К их числу относятся:

· Приобское с геологическими запасами около 2,4 млрд т и извлекаемыми – 0,7 млрд т. Месторождение является третьим в мире по запасам среди открытых, но не разрабатываемых.

· Салымская группа месторождений с извлекаемыми запасами нефти 100 – 140 млн т.

· Уватская группа месторождений с потенциальными извлекаемыми запасами нефти в объёме 1,1 млрд т ,из которых 0,8 млрд – это выявленные запасы.

Значительные перспективы связаны с доразведкой и освоением новых нефтеносных площадей в Ханты-Мансийском, Октябрском и Нефтеюганском районах ХМАО, Пуровском, Тазовском и других районов Ямало-Ненецкого автономного округа. В ближайшей перспективе большой эффект (стабилизация и даже наращивание нефтедобычи) может быть получен за счет восстановления бездействующих скважин и более эффективной эксплуатации уже разрабатываемых, старых месторождений. Только в недрах Самотлора осталось ещё более 1млрд тонн нефти, залегающей в основном в низкопродуктивных пластах.

Вышеперечисленные факторы дают основание для того, чтобы сделать относительно оптимистический прогноз нефтедобычи в Тюменской области.

 

современные проблемы нефте- и газодобычи

 

Как идет добыча нефти в конце XX века? Учеными хорошо разра­ботаны модели оптимальной эксплуатации пласта, позволяющие взять максимум нефти из месторождения за весь период его использования. Наша технология и при оптимальном подходе означающем, как правило, равномерный отсос, позволяет взять на месторождениях Западной Си­бири всего около трети запасов нефти. При интенсивной добыче эта доля падает как минимум до 27-28%.

Были случаи, когда месторождение, по существу, исчерпывалось после добычи всего 9-10% нефти, содержащейся в пластах.

Сверхинтенсивная эксплуатация осуществлялась, например, на Самотлоре, где быстро был, достигнут максимум в 130 млн. тонн в год, а затем так же круто шло падение добычи. Огромные запасы неф­ти там невозвратно потеряны.

Что касается нефти, то это выражалось в стремлении любой це­ной добыть в Тюменской области 500 млн. тонн в год. Сливки с нефтя­ных месторождений были сняты очень быстро, и уже с конца 80-х го­дов начинается стремительный спад нефтедобычи.

Оказалось, что нечем заменить исчерпанные за считанные годы высокопродуктивные месторождения. Сказалась недостаточность и не­эффективность геологоразведочных работ. Начальные извлекаемые за­пасы на не введенных в разработку месторождениях уменьшились с 6898,7 млн. тонн на январь 1986 г. до 5378,7 млн. тонн на январь 1990 г. В Западной Сибири в последние годы не были открыты круп­ные, высокодебитные нефтяные месторождения. Однако пришлось вво­дить в разработку большое число мелких, низко дебитных объектов. Если на январь 1986 г. в разработке (по стране в целом) находилось 856 месторождений, то на январь 1990 г. - 1099. В стадии снижения добычи находится четыре пятых всех месторождений, а в 1989-1991 го­дах более чем на 20% снизился объем бурения разведочных скважин, что привело к сокращению прироста разведанных запасов нефти на 27%. Половина разведанных запасов нефти сконцентрирована всего на 46 месторождениях, 30 из них находятся в Тюменской области.

Мы уже извлекли 41% нефти, содержащейся в недрах страны. В За­падной Сибири выкачали 26,8%. Причем, нефть взята из лучших месторождений, требующих минимальных издержек при добыче. Средний де­бит скважин непрерывно снижается и с 14,1 тонны в сутки в 1986 г. упал до 10,2 в 1990 г. На основных месторождениях нефти осталось не так много. Ниже представлена табл. 6, над которой стоит заду­маться.

 

Таблица 6.

 

Месторождение нефти	Удельный вес за­пасов ко всем за­пасам нефти в России, в %	Извлечено нефти с начала эксплуа­тации, в % к первоначаль­ным запасам месторождения
Тюменская область:
Самотлорское	6,1
Федоровское	1,9
Мамонтовское	1,0
Варьеганское	0,5
Южно-Сургутское	0,5
Западно-Сургутское	0,4
Ватинское	0,3

Продолжение табл. 6.

 

Татария: Ромашкинское	1,8
Ново-Елховское	0,5
Самарская область:
Махановское	0,2
Башкирия:
Арланское	0,6
Туймазинское	0,2
Коми: Усинское	0,5
Томская область: Советское	0,4

 

В старых районах нефтедобычи показатель средней выработанности месторождений доходит до 75%. Хорошо известно, что в мире су­ществует иной подход. Темпы выработки запасов нефти в России в 3-5 раз превышает показатель Саудовской Аравии, ОАЭ, Венесуэлы, Ку­вейта. Это означает, что месторождения можно "спокойно" эксплуатировать 30-50 лет.

В разработку уже вовлечено 77% от общего объема текущих за­пасов нефти, открытых в Тюменской области, который дает две трети всей добычи нефти в стране. В 1980 г. в области добыто больше неф­ти, чем в любой стране мира, (кроме России, конечно). Сравните: в Тюменской области - 368,8 млн. тонн, США - 365 млн. тонн. Саудовской Аравии - 322,5 млн. тонн. Хочется напомнить, что по количеству раз­веданных запасов нефти наша страна пока уступает Саудовской Аравии. А мы все качаем и качаем нефть, не считаясь с потерями. Не помешали бы строгие законодательные акты, регулирующие отбор нефти из плас­тов.

Только Самотлор дал с начала эксплуатации около 2 млрд. тонн нефти. По нынешним мировым ценам - это не менее 300 млрд. долларов. А в рублях (по искусственному, сильно заниженному курсу к доллару) - 30 триллионов! Или иначе: на каждого жителя нашей страны только нефтяники Самотлора добыли "черного золота" на совершенно реальные 1000 долларов или условные 10 тыс. рублей.

В 1990 году при добычи нефти в 551,1 млн. тонн из эксплуатации выбыли мощности, дающие 123,7 млн. тонн. Другими словами, если новых скважин не бурить, то при таком темпе падения через пять лет не будет добыто ни одной тонны нефти. Но дело еще и в том, что про­цент выбытия нарастает, для 1990 года он составлял, как не трудно подсчитать, 19.4%, а еще в 1980 году был 13,1%. В 1990 году для компенсации 1 млн. выбывших мощностей требовалось ввести 166 скважин, в 1,3 раза больше, чем в 1980 году.

Дебит новых скважин снизился с 39,1 тонны в сутки в 1980 г. до 17,6 спустя десять лет. К 1995 году ожидается падение до 11-12 тонн/сутки. Для добычи 1 млн. тонн нефти потребуется пробурить уже 240-250 скважин. При этом, средняя глубина скважин нарастает; в 1980-м она равнялась 2003 метрам, а через 10 лет - 2340 метрам. Увеличивается обводненность нефти: с 57.4% в 1980 году до 77,5% в 1990 году. Почти на четыре пятых из скважин качается не нефть, а водонефтяная эмульсия. Отделение нефти от воды стоит больших затрат. Нефтедобыча требует все больше и больше денег.

Необходимо внимательно присмотреться к тем объединениям, где растет нефтедобыча, причем не за счет сверхинтенсивного использо­вания новых месторождений. Может бить, у этих объединений есть что-то общее, что необходимо поддержать?

Добычу нефти в стране можно сравнить с "заготовкой сырья" охотником-браконьером, который убивает крупного зверя, чтобы полу­чить только самые лакомые куски, бросая большую часть туши. Подоб­ное браконьерство распространяется и на попутный газ, 12 млрд. куби­ческих метров которого сжигается в факелах, а на саму нефть, отбор которой из пластов не возрастает, оставаясь на самом низком уровне. и на природную среду - тундру, тайгу, степи, все больше и боль­ше загрязняемых нефтью, гибнущих от несовершенства применяемых тех­нологий. Несмотря на 52 научно-исследовательских и проектных инсти­тута, в которых пребывает несколько тысяч докторов и кандидатов наук технология добычи, транспорта и переработки нефти отстали от мирового уровня. Нет действенных интересов, побуждающих хозяйствен­ных руководителей ставить такие вопросы во главу угла, да еще и с учетом экологии.

После рекордных 625 млн. тонн нефти, добытой в 1988 г., прогноз российских экспертов на 1992 г. казался неправдоподобным - 460 млн. тонн.

 

 

Таблица 7.

Добыча в странах СНГ.

 

Годы
Добыча нефти, млн. т

 

Впрочем, и эта оценка не учитывала всей сложности ситуации в нефтедобывающей промышленности России.

При сложившихся тенденциях наиболее вероятное производство нефти в 1994 году - 400-410 млн. тонн. Если это произойдет, то России придется полностью отказаться от экспорта и соответственно многократно уменьшить импорт. А затем, раскрутится цепочка сокра­щений ввоза продовольствия, сырья для легкой и пищевой промышлен­ности, включая зерно для выпечки хлеба. Больше того, со второй половины 94-го года Россия будет вынуждена изыскивать ресурсы для импорта нефти. Такое развитие событий чрезвычайно ослабит позиции страны, изменит расстановку и соотношение сил в мире, подтолкнет дальнейшую передачу многих месторождений западным компаниям на крайне невыгодных условиях.

Если нынешние тенденции сохранятся, то отрасль, 30 лет бывшая для страны скатертью-самобранкой, постигнет горькая участь, впро­чем, уже повторно, как в начале века.

Западная Сибирь - это не только нефтяной край, а целый топливно-энергетический комплекс, в котором ведущая роль принадлежит газовой промышленности. Несмотря на значительные экономические пре­имущества использования газа и его большие запасы в нашей стране (см. табл. 8), темпы добычи увеличивались только с 1956 года.

 

Таблица 8.

Запасы природного газа в мире.

 

Регион	Запасы газа. млрд.м3	Обеспечение запасами газа (лет)
Д	ДОП	О
Д	О
Западное полушарие	I3018	5I3II
Западная Европа
Ближний и Средний Восток
Африка
Азия—бассейн Тихого океана
Антарктида	-			-	-
Восточная Европа		630II
Всего:			266I7I
В том числе ОЭСР

Д - Достоверные; ДОП - Дополнительные; О – Общие.

 

Доля СССР в мировой добыче газа составляла лишь 5%, но уже в 1981 - 33%. а в 1984 - 37,1%. Среднегодовой темп добычи газа в четыре раза выше, чем в США. Полагают что страны-члены Организации стран-экспортеров нефти (ОПСК) будут контролировать около 20%, а наша страна - около 30% мировых запасов природного газа.

Выше мы рассмотрели наиболее характерные признаки "болезни" нефтяной промышленности.

Уже сейчас можно утверждать, что и газовая промышленность по­ражена теми же вирусоносителями и без должных выводов в реорганиза­ции хозяйственных структур : болезнь газовой промышленности также может перейти в хроническую форму.

"Наши эксперты считают, что если государства СНГ не найдут выхода из политического кризиса, добыча нефти в бывших советских республиках будет сокращаться на 10 процентов в год. А это деста­билизирует мировой нефтяной рынок и может вызвать на нем новый энергетический кризис", - сказал секретарь Латиноамериканской ор­ганизации по энергетике Г.Санчес.

Таким образом, налицо разрыв связей между конструкторами новой техники, ее производителями и нефтедобытчиками. К этому можно добавить, что существует полная нестыковка интересов по всей технологической цепочке, связанной с транспортировкой, пере­работкой и доведением нефтепродуктов до потребителя.

Современный этап развития нефтяной промышленности России характеризуется значительным изменением структуры запасов нефти, снижением объёма их текущего прироста, а также существенным ухудшением качества вновь открываемых месторождений.

Для увеличения нефтеотдачи и реализации возможности продуктивного освоения трудноизвлекаемых запасов нефти требуется ускоренное создание, испытание и широкое применение новейших технологий воздействия на пласты.

В ближайшие годы преимущественное применение будут иметь технологии гидродинамических методов воздействия на пласты, направленные на повышение эффективности заводнения – основного метода разработки месторождений в России. Главные работы здесь связаны с освоением комплексных технологий, обеспечивающих постоянный контроль за выработкой запасов нефти в объёме пласта, а также адресное воздействие на коллектор.

Процесс контроля и управления разработкой месторождений основывается на построении геолого-технологических моделей на ЭВМ.

Важное направление в совершенствовании технологий нефтеизвлечения связано с увеличением объёма дренирования пласта путём использования горизонтальных и многозабойных скважин, а также гидроразрыва. Горизонтальные и многозабойные скважины позволят увеличить текущие дебиты скважин в 2 – 10 и более раз, сократить количество необходимых скважин на месторождении.

Особое премущество гидроразрыва пласта может проявляться на начальной стадии разработки месторождений, когда можно внести определённые коррективы в очерёдность бурения скважин и их размещения.

Как и во многих других странах, в России активно ведутся работы по созданию и применению новых технологий воздействия на пласты, среди которых особое значение имеют третичные (тепловые, газовые и химические) методы увеличения нефтеотдачи.

Оценки показывают, что Россия сейчас занимает третье место в мире (после США и Канады) по уровню добычи нефти за счёт применения указанных методов, что составляет около 9 млн т/год. Из них химические методы обеспечивают 75% этого объёма, тепловые – 20% и газовые – 5%.

С течением времени преимущественное развитие начали получать более простые, но и менее “мощные” (по сравнению с химическими) методы, не требующие для своей реализации значительных капиталовложений и дефицитных реагентов. Примером может служить внедряемое в Западной Сибири технология системного воздействия на пласт, обеспечивающая за счёт определённой последовательности обработки скважин увеличения на 2-5% нефтеотдачи пласта. Однако, к сожалению, использование данной технологии не может кардинально решить проблему увеличения нефтеотдачи месторождений. Необходимо уже сейчас применять в небольших масштабах или готовить к применению технологии, позволяющие повышать степень нефтеизвлечения не менее чем на 8 – 10 пунктов по сравнению с процессом обычного заводнения. Однако практически это возможно только в условиях существенной заинтересованности нефтедобывающих предприятий в испытании и использовании новых технологий. В связи с этим важно напомнить, что в США в середине 70-х годов в этих целях был принят ряд специальных ценовых и налоговых льгот (8, стр. 80-82).