Н.А. Крылов (ИГиРГИ)

Бурное развитие сырьевой базы нефте- и газодобычи в нашей стране в 60-80-е гг., очевидная напряженность с состоянием разведанных запасов нефти во второй половине 80-х и 90-х гг. и естественная потребность объективно и всесторонне оценить перспективы добычи нефти и газа в XXI в. породили интерес к углубленному изучению ресурсов углеводородов. Этот интерес вышел далеко за пределы количественных оценок ресурсов разных категорий и учета этих оценок. Он охватил проблемы: общих свойств (качеств) ресурсов; соотношения объема разведанных запасов и уровней добычи нефти и газа; совершенствования классификаций запасов и неразведанных ресурсов, включая соотношение российских категорий с западными и подтверждаемость запасов разных категорий при их отборе и детальной разведке. Важными направлениями изучения ресурсов были совершенствование методов подсчета запасов и прогноза неразведанных ресурсов, а также изучение качественной структуры запасов и прогноз качества неразведанных ресурсов конкретных регионов. Работы в этом направлении велись многими геологами, учеными и практиками. Термин ресурсология – наука о ресурсах – был введен А.Н. Истоминым и А.Э. Конторовичем. Он обозначает самостоятельное направление в нефтяной геологии, зарождение которого относится к первой половине XX в., а наиболее интенсивное развитие – к второй. Остановимся на некоторых наиболее важных достижениях и остающихся проблемах в этой области.

Появилось положение о соответствии распределения месторождений по запасам так называемому распределению Парето (Конторович А.Э., Демин В.И., 1977; Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., 1990; [3, 4]), которое принципиально разделяется большинством исследователей. При этом для описания распределения месторождений предлагалось несколько аналитических выражений. Одним из следствий принимаемого распределения является представление о соизмеримости ресурсов нефти и газа, сосредоточенных в месторождениях различных классов крупности, которое заменяет тезис о концентрации большей части ресурсов в единицах крупнейших для региона месторождений. При этом речь может идти именно о соизмеримости, но не о равенстве ресурсов при наличии специфики в размещении ресурсов по классам месторождений в каждом районе (Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., 1990; [3]).

Резкие различия в геолого-промысловых характеристиках месторождений и прежде всего в добывных возможностях, дебитах скважин были известны во все времена существования нефтяной отрасли. Однако эти различия долгое время не связывались с балансом запасов. Количественный учет запасов и особенности месторождений существовали в отрыве друг от друга. Напряженность в добыче нефти при значительном объеме текущих разведанных запасов заставила дифференцировать запасы по их качеству, обратить внимание на качественную структуру запасов (прежде всего нефти) и ее динамику.

Появилось понятие "трудноизвлекаемые запасы" (ТИЗ) нефти, которые объединяют запасы с низкими темпами отбора (в 2-5 раз ниже по сравнению с обычными "активными" запасами) при применении стандартных технологий разработки. Критериями выделения ТИЗ являются: повышенная вязкость нефти (>30 мПа-с), низкая проницаемость коллектора (< 0,05 мкм²), малая мощность нефтяного пласта при наличии мощной газовой шапки. На долю ТИЗ нефти в балансе ныне приходится более половины, хотя 20 лет назад они составляли единицы процентов. В общем объеме текущих (остаточных) запасов нефти промышленных категорий

России на начало 1996 г. 38,3 % запасов сосредоточены в пластах с проницаемостью меньше 0,05 мкм², 7,8 % – с вязкостью нефти больше 30 мПа-с, 7,5 % запасов приурочены к подгазовым залежам. Иногда к ТИЗ относят и запасы, выработанные более чем на 80 %, независимо от их начального качества (Крылов Н.А., Батурин Ю.Н., 1990; Моделевский М.С., 1983; [4, 5]). Ныне ставится вопрос и о выделении ТИЗ газа.

Одной из остро обсуждаемых проблем было соотношение между объемом запасов и добычей. Ставилась задача определения оптимального соотношения и исходя из него планирования приростов запасов для обеспечения заданного уровня добычи. Госпланом СССР [2] было рекомендовано превышение запасов нефти категорий А, В, С₁ над добычей в 25-30 крат. Эта величина использовалось при планировании отрасли в 70-80-х гг. Делались попытки определить минимальную кратность, обеспечивающую только стабилизацию добычи, и кратность, обеспечивающую рост. С целью обоснования наличия резервов для роста добычи привлекали данные о более низкой кратности доказанных запасов (по классификации, принятой в США) добыче нефти. А с целью обоснования отсутствия резервов для роста добычи определяли кратность только находящихся в разработке запасов уровню добычи.

Исследование проблемы связи запасов и добычи позволило сделать два вывода: 1) в одном районе кратность запасов не остается постоянной; она снижается в процессе разработки от некоторого высокого уровня в год начала добычи, достигает минимума примерно при максимальном уровне добычи, а затем снова возрастает, что отнюдь не указывает на появление резервов для роста добычи; 2) кратность запасов в разных районах, взятая в одинаковых условиях (например, при максимальном уровне добычи), существенно отличается, что связано с различной качественной структурой запасов и, в частности, с наличием и долей ТИЗ (Крылов Н.А., 1991; Крылов Н.А. и др., 1996; [5]).

Кратность доказанных запасов в США и других странах, где работают американские или интернациональные компании, почти в 2 раза ниже, чем сложившаяся кратность разведанных запасов нефти в нашей стране и ее регионах. Это явилось одной из причин проведения сопоставления американской и российской (в прошлом советской) классификаций запасов. Были высказаны разные точки зрения на этот вопрос: запасы А, В, C₁ по российской классификации примерно идентичны доказанным запасам согласно классификации, принятой в США; доказанные запасы соответствуют только категориям А, В (и даже только А); доказанные запасы соответствуют запасам категорий А, В и части запасов С₁, причем часть запасов С₁, соответствующая категории доказанных, определяется разными исследователями от 20 до 75 %. Одна из наиболее обстоятельных попыток сопоставления американской и российской классификаций ресурсов и запасов была предпринята на базе переоценки группы западно-сибирских месторождений (Кувыкин Ю.С. и др., 1996; Немченко Н.Н., 1996). По результатам анализа материалов по 290 залежам 50 месторождений был сделан вывод, что в категорию доказанных запасов по требованиям классификации Общества инженеров-нефтяников (SPE) может быть переведено до 95-100 % суммы запасов А, В, С₁ и примерно 70-75 % запасов C₁.

Однако на первое место следовало бы выдвинуть не только сопоставление категорий по степени изученности запасов, а более жесткие требования к запасам (reserves), к гарантированности их извлечения в конкретных условиях в США по сравнению с российскими требованиями. Это прежде всего относится к определению коэффициента нефтеизвлечения (КИН), который на Западе принимается с учетом только реально применяемых технологий, без учета его возможного увеличения при внедрении новых методов. Как справедливо отмечают Н.Н. Немченко и др. (1996), в результате на учет в США первоначально принимаются минимальные извлекаемые запасы, которые с внедрением новых технологий увеличиваются. Рост запасов без новых открытий за счет уплотнения эксплуатационных сеток и внедрения новых методов воздействия на пласт – обычная схема динамики запасов в США в отличие от российской практики списания запасов как неподтвердившихся в процессе детальной разведки и разработки за счет недостижения проектных значений КИН и реже – уменьшения других подсчетных параметров.

Таким образом, проблема соотношения запасов не только в различиях категорий, но и в идеологии подсчета и учета запасов: гарантированная на момент подсчета величина, которая может и даже должна возрасти в будущем, или величина, которая может быть достигнута при соблюдении дополнительных условий. Прирост запасов был самостоятельным отчетным показателем работ в СССР и России, что и породило тенденцию не к минимизации, а к "максимизации" запасов.

Н.Н. Немченко и др. (1997) рассмотрели достоверность принятых балансовых и извлекаемых запасов нефти по результатам анализа пересчета запасов. Среди наиболее существенно завышаемых при первых подсчетах параметров оказался КИН, особенно для залежей с относительно высокой нефтеотдачей (> 0,3). По крупным залежам систематически завышалась площадь.

Одна из причин завышения запасов при первых подсчетах – завышение коэффициента насыщенности, особенно в интервале значений насыщенности 0,5-0,8.

Систематическое завышение запасов при первых подсчетах и последующие списания привели к введению понятия о неполной подтверждаемости, в связи с чем был предложен коэффициент подтверждаемости запасов категорий С₁, С₂ и ресурсов С₃ при переводе в более высокие категории в процессе разведки и подготовки к разработке. По этой проблеме имела место весьма острая дискуссия (Ованесов Г.П., Фейгин М.В., 1975; Салманов Ф.К., Хафизов Ф.З., 1984; Фейгин М.В., 1974; [5]). По мнению автора данной статьи, несмотря на реальность завышения запасов при принятии их на учет и последующих снижений, введение коэффициентов подтверждаемости для запасов С₁ и С₂ неправомерно, поскольку в самой природе этих запасов их неполное подтверждение не заложено. Иное дело с подтверждаемостью ресурсов С₃, которые подсчитываются на объектах лишь с предполагаемой нефтегазоносностью (Аленин В.В., Крылов Н.А., Мустафинов Р.А., 1984). Тем не менее, крупные списания запасов из-за завышения КИН, площади продуктивности и коэффициента насыщенности при принятии запасов на учет остаются фактом, который необходимо принимать во внимание.

Уменьшаются размеры вновь открываемых месторождений. Так, средние запасы новых нефтяных месторождений по пятилетним периодам в Волго-Уральской провинции снизились в 100 раз (по отношению к 1946-1950 гг.), а в Западной Сибири в 40 раз (по отношению к 1961-1965 гг.).

Уменьшается во времени продуктивность вновь открываемых месторождений и залежей вследствие опережающей разведки в прошлые годы наиболее высокодебитных пластов, литолого-стратиграфических комплексов и литолого-фациальных зон. Запасы новых месторождений в России по начальным дебитам скважин распределены следующим образом: в 1976-1980 гг. с дебитом более 100т/сут - 56 %, 50-100 т/сут - 25,5 %, менее 25 т/сут – менее 10 %; в 1991-1995 гг. с дебитом более 100 т/сут -0,1 %, 50-100т/сут - 5,5 %, менее 25 т/сут – 77 %. Аналогичное изменение структуры запасов по дебитам по новым месторождениям имеет место и в главном нефтедобывающем регионе – Тюменской области.

Поскольку начальные суммарные ресурсы (НСР) нефти России разведаны только на 40 %, неразведанные ресурсы, составляющие многие десятки миллиардов тонн, представляют собой огромный резерв для развития сырьевой базы нефтедобычи. По объему неразведанных ресурсов нефти Российская Федерация богаче любой отдельно взятой страны мира. Последний тезис находит подтверждение и в оценках зарубежных исследователей, хотя абсолютные оценки неразведанных ресурсов российских и зарубежных геологов (Геологическая служба США, "Бритишпетролеум" и др.) различны.

Значительная доля неразведанных ресурсов по данным новейших прогнозов, сделанных с использованием динамических моделей освоения и статических моделей качественной структуры ресурсов, окажется нерентабельной для освоения при нынешней мировой цене на нефть и действующей в России налоговой системе.

Структура ресурсов газа России выглядит сегодня существенно лучше, чем структура ресурсов нефти. Разведанность НСР газа составляет 25 % (против 40 % по нефти). Запасы промышленных категорий газа сосредоточены в уникальных и крупнейших месторождениях (почти 75 % текущих разведанных запасов – в месторождениях с запасами более 500 млрд м³). Ведущим регионом по содержанию разведанных запасов газа является Западная Сибирь. Современная структура запасов газа промышленных категорий по качественным показателям должна быть охарактеризована как благоприятная для развития добычи газа, а стабилизация и снижение добычи связаны с сокращением платежеспособного спроса. Рост добычи может контролироваться мощностями газотранспортных систем.

Реальная качественная структура текущих запасов нефти и перспективы ее изменения ставят вопросы об ускоренном внедрении новых технологий разработки и пересмотре налоговой политики для обеспечения инвестиций в разработку нефтяных запасов России.

1. Временные инструкции по определению коэффициента конечной газоотдачи, по определению конечной конденсатоотдачи. – М.: ВНИИгаз, 1993.
2. Методические указания к разработке государственных планов экономического и социального развития СССР. – М.: Экономика, 1980.
3. Прогноз месторождений нефти и газа / А.Э. Конторович, Э.Э. Фотиади, В.И. Демин и др. – М.: Недра, 1981.
4. Прогнозирование геолого-экономического качества ресурсов нефти и газа / Под ред. В.Д. Наливкина и М.Т. Абасова. – М.: Наука, 1985.
5. Халимов Э.М., Гомзиков В.К., Фурсов А.Я. Управление запасами нефти. - М.: Недра, 1991.

The article deals with general problems of oil and gas resoursology: a nature of distribution of hydrocarbon fields and resources by reserves classification, structure of reserves by rate of recovery, some aspects of difference between Russian and American reserves classifications, aspects of reserves confirmability at their production and more detailed study. A qualitative structure of current oil and gas reserves and a tendency in its change are characterized. It is empasized that oil production is primarily resulted due reserves quality deterioration rather than their quantitative depletion.