Найти белого тигра

Александр Механик
обозреватель журнала «Эксперт»
18 мая 2009, 00:00

Добыча углеводородов в России падает. Перелом этой тенденции возможен только при новой интерпретации геологических данных, опирающейся на геодинамическую теорию

Нефть и газ известны человечеству уже несколько тысяч лет. Задолго до нашей эры люди знали о выходах нефти и газа на поверхность Земли в бассейнах Черного и Каспийского морей. Поиск нефти не представлял тогда особых проблем. Однако по мере выработки доступных запасов геологи начинают придумывать все более тонкие и изощренные теории, объясняющие, где и как искать нефть. Это позволяет поддерживать более или менее стабильный рост нефтегазодобычи, несмотря на то что как минимум сорок лет мы только и слышим о скором истощении этих ресурсов. Правда, в России в последние годы добыча уже практически не росла, а в 2008-м и вовсе упала. Наметилась тенденция к выработанности гигантских месторождений Западной Сибири, открытых и освоенных еще в советское время. В расчете на новые нефтяные месторождения Восточной Сибири и Дальнего Востока Россия приступила к строительству грандиозного нефтепровода на Восток. Насколько оправданны эти ожидания, мы решили узнать у заведующего отделом геологии и геодинамики нефтегазоносных территорий Всероссийского научно-исследовательского геологического нефтяного института (ВНИГНИ) Василия Шеина, автора нескольких монографий, посвященных перспективам нефтегазоносности России. В них он продвигает все еще не признанную в нашей стране, но авторитетную в мире геодинамическую теорию, по-новому объясняющую строение месторождений углеводородов и перспективы их добычи.

— На сколько лет, по вашим оценкам, нашей стране хватит нынешних разведанных запасов при текущем уровне добычи?

— Считается, что доказанных запасов нефти у нас хватит примерно на 30 лет, по газу существенно больше. Но на самом деле запасы запасам рознь, и реально мы обеспечены запасами нефти не более чем на 12–15 лет при нынешнем уровне добычи и при том коэффициенте извлечения нефти, который характерен для нашей нефтедобычи. Хотя Минэкономразвития в свое время и планировало, что к 2010 году мы будем добывать 520–560 миллионов тонн, уже ясно, что это нереально. Сейчас добыча снижается, и она будет снижаться дальше.

— Получается, пока мы не освоим новые месторождения, нас ожидает большой провал по добыче?

— Провал будет колоссальный. В том числе и по геологическим кадрам — научным работникам и инженерам. Сейчас наш институт — институт пенсионеров. Талантливых и желающих глубоко изучать нефтяную геологию молодых специалистов мало. Наше поколение, не в обиду молодежи будет сказано, было романтичнее и энергичнее. Без новых кадров мы вряд ли решим проблему разведки. Но, в любом случае, для того, чтобы открыть и освоить прогнозируемые месторождения в той же Восточной Сибири, потребуется 12–15 лет. Что-то ускорить будет сложно: нужно сделать прогноз, затем осуществить геологические поиски — провести сейсморазведку, пробурить разведочные скважины, а потом еще нужно осваивать месторождение.

— Неужели этот процесс никак нельзя ускорить?

— Можно, но деньги надо вкладывать. Мы упустили то время, когда у нас в стране была райская жизнь с высокими ценами на нефть: тогда надо было денежки в разведку вкладывать. Ведь все знали, что так или иначе добыча углеводородов в Западной Сибири пойдет на спад и необходимо будет открывать и осваивать новые месторождения в Восточной Сибири. Знали, что будут трудности в освоении этого региона, так как здесь слабо развита инфраструктура, мало дорог, суровый климат и прочие проблемы. Конечно, строящийся нефтепровод Восточная Сибирь-Тихий Океан будет способствовать освоению региона. Он проходит относительно недалеко от месторождений Прибайкальского бассейна. И объемы ассигнований на геологоразведочные работы в последние годы здесь резко выросли. Более чем в полтора раза. В 2008 году в сумме они составили свыше 36 миллиардов рублей. Но все равно этого очень мало.

В советское время мы бурили десятки миллионов метров в год. И это приносило результаты. Сейчас в России за счет бюджетных и внебюджетных средств в общей сложности бурится около одного миллиона метров в год.

— Первая очередь нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан уже почти готова. Трубопровод рассчитан в значительной мере на нефть Восточной Сибири. Но некоторые специалисты утверждают, что запасы нефти в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке не подготовлены и не разведаны и не видно перспектив заполнения трубы. Так ли это на самом деле?

— Сейчас это самый больной вопрос. Мы в нашем институте думаем, что пока будет очень трудно нарастить добычу до планируемых 80 миллионов тонн нефти в год, чтобы загрузить этот нефтепровод. Промышленные запасы нефти Талаканского, Верхнечонского, Чаяндинского, Юрубчено-Тохомского, Куюмбинского месторождений в Восточной Сибири даже по совокупности на уровень добычи в 80 миллионов тонн нефти ежегодно все же не тянут. Пока что запасов для закачки в трубу набирается лишь на 30 миллионов тонн в год, да и то главным образом за счет Ванкорского месторождения, которое фактически находится в Западной Сибири, хоть и относится к Красноярскому краю. Восточная Сибирь действительно пока мало освоена и, самое главное, мало разведана. Разведанность начальных суммарных ресурсов здесь составляет всего 8 процентов, в то время как в Западной Сибири — около 50 процентов. В любом случае, сравнивать Восточную Сибирь с Западной и ожидать там гигантских месторождений, сопоставимых с западносибирскими, нельзя.

— Почему?

 pic_text1 Фото: Максим Авдеев
Фото: Максим Авдеев

— В первую очередь потому, что в этих регионах разные резервуары для нефти и газа. Геологически Восточная Сибирь очень не похожа на Западную. У них разная история развития. Восточно-Сибирская платформа — один из древнейших блоков континентальной коры Земли. Ее фундамент образовался в архейскую эру, то есть около 3,5 миллиарда лет назад, впоследствии он неоднократно покрывался морями, в которых сформировался мощный осадочный чехол. Плюс ко всему значительную часть Восточной Сибири занимают траппы, магматические породы, излившиеся на поверхность и застывшие на глубине. Возникли они в процессе раскола континентальной земной коры древней Восточно-Сибирской платформы в результате ее растяжения где-то 230–240 миллионов лет назад. Эти самые траппы доставляют много хлопот при картировании ловушек, то есть резервуаров нефти и газа, потому что затрудняют проведение сейсморазведки, да и на формирование самих залежей углеводородов они оказывают деструктивное воздействие. А Западная Сибирь была в триасовом периоде, первом этапе мезозоя, примерно 200 миллионов лет назад, заливом Южно-Анюйского океана, на дне которого и сформировались осадочные породы. Вот почему в Восточной Сибири наиболее перспективны в основном древние толщи — рифейские, вендские, палеозойские, значительно более сложные по своему строению. А в Западной Сибири, наоборот, особенно перспективны в части нефтедобычи более молодые и более простые юрско-меловые отложения. Кроме того, в Западной Сибири существуют дополнительные, пока практически не используемые возможности добычи нефти, залегающей ниже осадочного чехла на глубинах от двух до пяти-семи километров.

Спуститься на нижний этаж

— Разве нефть не является продуктом органического происхождения и обязательно должна быть где-то в осадочных породах?

— По моему убеждению, нефть — продукт органического происхождения. Хотя неорганическая теория никогда не умирала, но сколько-нибудь серьезных фактов, подтверждающих ее, нет. А что касается нефти Западной Сибири, залегающей ниже осадочного чехла, то ее происхождение объясняется особенностями формирования и историей развития бассейна. В палеозое здесь существовали палеомикроконтиненты, на которых тоже накапливался осадочный чехол, и были сформированы месторождения, в том числе и крупные. В конце палеозоя микроконтиненты, дрейфуя в океане, сталкивались с островными дугами и между собой, что привело к смятию пород палеозойского осадочного чехла, превращению его в складчатое основание (нижний этаж). В результате часть залежей разрушилась, но определенная часть скоплений углеводородов могла сохраниться. В мезозое и кайнозое процессы нефтегазонакопления продолжились, пополняя эти нетрадиционные резервуары нижнего — доюрского — этажа нефтегазоносности.

Изучение углеводородного потенциала комплексов, залегающих ниже осадочного чехла, в настоящее время проводится во многих странах мира. Уже открыто более 500 таких месторождений, запасы которых составляют около 15 процентов доказанных запасов мира. Кстати, крупнейшее в мире месторождение в нижнем этаже — Белый Тигр — открыто нашими геологами во Вьетнаме. В пределах нижнего этажа нефтегазоносности Западной Сибири выявлено более 80 месторождений и нефтегазопроявлений. Мы думаем, что на нижнем этаже нефтегазоносности в Западной Сибири следует рассчитывать на обнаружение средних и мелких месторождений. Меньше вероятность открытия крупных скоплений. Но для того чтобы приступить к промышленному освоению этих месторождений, надо научиться картировать месторождения в нетрадиционных типах ловушек, которые здесь как раз преобладают. Надо понимать, что месторождения осадочного чехла Западной Сибири, которые сейчас эксплуатируются, не вечны, добыча начинает падать, пик пройден, поэтому задача освоения нижнего этажа является актуальной.

— Вы упомянули о гигантском месторождении Белый Тигр, которое открыто во Вьетнаме. Это, наверное, обещает какие-то перспективы нефтедобычи на российском Дальнем Востоке и на побережье Китая — рядом же?

— Залежи на Белом Тигре выявлены как в верхнем (осадочном чехле), так и в нижнем (фундаменте) нефтегазоносных комплексах. Самая крупная залежь связана с гранитами нижнего этажа. Это уникальный случай. Если мы найдем на Дальнем Востоке похожую ловушку, то есть крупный выступ фундамента с трещиноватым коллектором среди осадочных пород, обладающий хорошими нефтематеринскими свойствами, то можем рассчитывать на крупные открытия.

Что касается возможностей открытия залежей в верхнем этаже нефтегазоносности Дальнего Востока, они скромнее из-за сложного строения бассейнов этого типа и небольших объемов резервуаров. В Китае, близко к нашим границам, в бассейне Сунляо, открыт ряд месторождений, в том числе очень крупное — Дацин. Территории нашей страны, прилегающие к Китаю, образуют бассейны, по геологическому строению похожие на китайские. Но они более интенсивно раздроблены, осадочный чехол в них небольшого объема, ловушки сложного строения. Поэтому здесь мы можем лишь надеяться на открытие мелких и, в меньшей мере, средних по запасам месторождений.

Самым перспективным местом для нефте- и газодобычи на Дальнем Востоке, безусловно, является северо-восточная часть Сахалина. Благоприятные условия возникли здесь благодаря реке Пра-Амур, которая образовала дельту с большим объемом осадочных пород еще в период неогена, то есть порядка 20 миллионов лет назад. В других районах Дальнего Востока пра-реки не были столь же могучими, как Пра-Амур. Они образовывали дельты, но с меньшим объемом осадочных пород, поэтому возможности открытия крупных месторождений там намного скромнее, чем на северо-востоке Сахалина.

Мы упустили то время, когда у нас в стране была райская жизнь с высокими ценами на нефть: тогда надо было денежки в разведку вкладывать

Нужна новая теория

— Вы автор несколько монографий, посвященных геодинамической теории и ее применению для анализа нефтегазоносности российских регионов. Что это за теория? Чем она отличается от традиционной геологической теории?

— Глобальная геодинамика является развитием сформировавшейся еще в начале семидесятых годов теории, согласно которой материки вместе с океанами образуют серию литосферных плит, которые перемещаются по поверхности Земли. Сперва было выделено восемь плит. В последующем было добавлено еще шесть. Применяя «классическую» теорию литосферных плит для решения проблем прогноза и поисков нефти и газа, мы убедились, что плит на самом деле еще больше, а механизм их возникновения и перемещения разный. Выяснилось, что с уменьшением размеров плит увеличивается их раздробленность как в горизонтальном, так и в вертикальном направлении. Если раньше считалось, что при формировании нефтегазового бассейна решающую роль играли вертикальные тектонические движения, то теперь мы полагаем, что не меньшая роль принадлежит горизонтальным движениям, которые существенно увеличивают площадь нефтегазового бассейна. Такая модель нефтегазового бассейна получила название «Модель многоярусной тектоники плит». Следовательно, структура нефтегазовых бассейнов имеет значительно более сложную структуру, чем предполагалось ранее. На этом рисунке (показывает на верхнюю часть рисунка 1) видно, как представлялось многие десятилетия строение одного из старейших нефтегазоносных бассейнов: достаточно просто. В соответствии с этой моделью велись поиски и разведка. Геодинамический анализ показал, что бассейн устроен значительно сложнее, как видно на нижней части этого рисунка. Во-первых, усложнилась структура. Выяснилось, что она носит ячеистый характер. Во-вторых, площадь распространения осадочных пород бассейна оказалась значительно больше, нежели предполагалось ранее. Иное распространение имеют нефтематеринские толщи, другие типы резервуаров для нефти и газа, направления миграции углеводородов, иногда противоположные предполагаемым ранее. Здесь же показан нижний этаж нефтегазоносности. Геодинамическая модель бассейна подтвердилась бурением, сейсморазведкой, и в результате были открыты новые месторождения.

Новая теория требует и новых подходов к разведке. До сих пор залежи углеводородов искали лишь в пределах платформенной — центральной — части нефтегазоносного бассейна, где распространены резервуары простого строения. Например, в Западной Сибири. Их мы давно научились находить, это происходило без больших усилий, что и способствовало развитию теоретического «консерватизма». Но время простых решений кончилось. Большая часть месторождений простого строения разведана, большинство бассейнов находятся в зрелой стадии освоения, требуются новые решения, и геодинамическая теория, на наш взгляд, дает их.

С сожалением замечу, что, хотя геодинамическая теория тектоники плит подтверждена многочисленными западными исследованиями и уже давно и широко применяется западными компаниями, с которыми мы активно сотрудничаем, ни Российская академия наук, ни наши производственные организации пока не горят желанием использовать ее достижения.

— Какие-то конкретные примеры практического результата от применения геодинамической теории вы могли бы привести?

— Да, пожалуйста. На основе «Модели многоярусной тектоники плит» мы можем выделить участки залежей углеводородов, которые являются малопродуктивными, пустыми в пределах контура нефтегазоносности, и, наоборот, те участки, которые являются высокопродуктивными. Это все существенно влияет на оценку запасов, сокращает затраты на освоение месторождений. Так, в Астраханской залежи в отдельных скважинах наблюдаются супергигантские дебиты газа. А рядом есть почти «сухие» скважины. Дело в том, что при бурении не принималась во внимание ячеистость структуры месторождения. А все из-за того, что геологи не учитывали влияние современной геодинамики. Теперь придется это делать.

Несколько лет назад нашему институту довелось участвовать в совещаниях по выбору направлений геологоразведочных работ в юго-восточной части Западной Сибири, где одним из авторитетных коллективов сибирских ученых была выделена «Приенисейская нефтегазоносная субпровинция». Они предполагали, что древняя Восточно-Сибирская платформа с ее рифейско-палеозойским чехлом продолжается под молодым юрско-кайнозойским чехлом Западной Сибири и что есть смысл искать здесь нефть в разрезе более древнего рифея-палеозоя. Но согласно геодинамической интерпретации геологического строения Западной Сибири, мы полагали, что под чехлом Западной Сибири есть лишь отдельные осколки — микроконтиненты Сибирской платформы. На этих микроконтинентах осадко- и нефтегазонакопление значительно отличалось от нефтегазонакопления Восточно-Сибирского палеоконтинента. Поэтому мы считали, что не стоит бурить сразу несколько глубоких скважин для разведки нефти в этом районе, как предполагалось. Достаточно пробурить одну-две параметрические скважины, а по результатам планировать дальнейшие геологоразведочные работы. Нас не послушали. Более того, обвиняли ни много ни мало в незнании геологии. В результате пробурено пять глубоких (пять и более тысяч метров) скважин и не получено ни одного притока нефти или газа. Впустую потрачены бюджетные средства.

— Где же в России, в соответствии с вашей теорией, сконцентрированы наиболее значимые ресурсы углеводородов?

— Лидирующая роль по количеству начальных суммарных ресурсов углеводородов в России принадлежит Западно-Сибирскому и Баренцевоморскому бассейнам. В их пределах сконцентрировано 60 процентов ресурсов нефти России. Если точнее, в Западно-Сибирском — 54 процента, в Баренцевоморском — 6 процентов. Еще здесь 68 процентов газа страны: Западно-Сибирский бассейн — 41 процент, Баренцевоморский — 27 процентов. На бассейны пассивных континентальных палеоокраин, которые охватывают европейскую часть России, Восточную Сибирь, восточную часть Арктики, приходится 31 процент ресурсов нефти и 24 процента газа. На всякий случай поясню: пассивные и активные окраины — это окраины древних континентов. Активные окраины — это места, где происходит схождение плит, погружение океанической части плиты под континентальную. А пассивные — где происходит расхождение этих плит. На шельфе, склоне и подножье континента накапливаются мощные осадочные толщи. На активные континентальные палеоокраины — они занимают восточную часть территории акватории России — приходится в общей сложности 9 процентов начальных суммарных ресурсов нефти и 8 процентов газа.

— А насколько разнится оценка ресурсов в зависимости от выбора теории?

— Опираясь на геодинамический анализ, мы можем пока отметить существенное расширение площадей потенциально нефтегазоносных бассейнов. Оценка запасов потребует очень большой геологоразведочной деятельности. А на первом этапе необходимо пересмотреть карты нефтегазогеологического районирования на основе геодинамических критериев.

Наш институт предложил макет новой карты нефтегазогеологического районирования, который в перспективе послужит основой последующих переоценок нефтегазовых ресурсов России. В соответствии с этим макетом площадь нефтегазоносных и потенциально нефтегазоносных бассейнов России по сравнению с традиционным нефтегазогеологическим районированием увеличилась более чем на треть (показывает рисунок 2). На этом рисунке видно, что в качестве потенциально нефтегазоносных бассейнов можно рассматривать в том числе Московский и Мезенский бассейны, поиски в пределах которых хотя и проведены, но в недостаточных объемах. Московский бассейн охватывает Московскую, Тверскую, Вологодскую, Костромскую, Ивановскую и другие области, а Мезенский — Архангельскую и Ярославскую области и Республику Коми. Кроме того, к возможно нефтегазоносным отнесен Верхоянский бассейн, который расположен к северо-востоку от Якутска. Увеличение площади бассейнов произошло также за счет новых нефтегазоносных комплексов, залегающих ниже осадочного чехла, за счет глубоководных впадин, за счет горноскладчатых обрамлений вплоть до швов столкновения плит. В мире в глубоководных впадинах уже добывают нефть и газ, скажем, в Бразилии, на пассивной окраине при глубине моря более 2,5 километра. У нас похожие пассивные континентальные палеоокраины есть, например, в пределах арктических акваторий. На сегодняшний день в акваториях России открыто 45 месторождений. Семь из них — это подводное продолжение прибрежных, 19 располагаются на глубинах моря до 20 метров, 10 — на глубинах 20–50 метров и 9 — на глубинах более 50 метров. А разрабатывается лишь шесть из них, то есть по сравнению с сушей акватории России мало освоены. В то же время из 12 месторождений нефти и газа, обнаруженных в пределах Арктики, восемь находятся в пределах России. Видимо, будущее российской, а возможно, мировой нефтегазодобычи — арктическая акватория.

Извлечь по-максимуму

— Может ли что-то дать доразведка уже существующих месторождений?

— Доразведка дает очень многое. Но не меньший эффект приносит увеличение коэффициента извлечения нефти, КИН. Если этот КИН на Западе достигает 50–60, иногда 70 процентов, то у нас — 28–30 процентов. Это следствие недостаточно совершенных методов добычи, которые практикуют у нас нефтяные компании.

В нашей стране вообще слабо развиты методы увеличения нефтеотдачи пластов. Только за счет применения этих методов, которые широко используются в западных компаниях, мы можем прирастить запасы по крайней мере в полтора раза. В нашем институте в 2008 году перевели и издали книгу под редакцией российского профессора Константина Клещева и американского ученого Грегори Ульмишека «Оценка ресурсов нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах мира». По их данным, в настоящее время в мире большая часть прироста запасов и добычи нефти в бассейнах традиционной нефтегазодобычи приходится на старые месторождения как раз за счет применения методов увеличения добычи нефти и за счет их доразведки.

— А у нас на старых месторождениях, скажем в Волго-Уральском бассейне, можно нарастить добычу?

— Можно и нужно. Думаю, за счет этого мы сможем компенсировать значительную часть намечающегося провала в добыче. Хотя, конечно, рентабельность на этих месторождениях будет гораздо ниже обычного.

— Для того чтобы освоить Арктику, какая-то разведка ведется?

— В западной части Арктического бассейна уже открыты приличные запасы. Тот же Штокман с запасами 3,2 миллиарда кубометров газа и 31 миллион тонн конденсата в Баренцевом море. Крупные месторождения газа — Русановское и Ленинградское в Карском море. Очень перспективна и восточная часть Арктики. Там мы можем открыть гиганты вроде тех, что открыли американцы на Аляске. Геологические условия российской части Восточно-Арктического бассейна во многом похожи на Аляскинско-Чукотский бассейн США. Но в восточной части Арктики осуществлена пока только сейсморазведка, бурение практически не проводилось, за исключением отдельных скважин на островах. Проблема, я уже говорил, в том, что наше государство и наши нефтяные компании ведут геологоразведку очень слабо — на Западе выделяется на поисково-разведочные работы значительно больше средств, чем в России.