В течение последних десятилетий мир привык существовать в условиях многократной обеспеченности добычи нефти ресурсами. Однако эта ситуация не может длиться долго. Как соотносятся современные запасы с ростом добычи? В какой степени перспективы новых открытий могут компенсировать добычу? Существует несколько мировых оценок прогнозных ресурсов и доказанных запасов нефти и газа, сделанных в 70-е, 80-e гг., в 1990 г. Их сравнение и анализ представляют определенный интерес. Для этих целей были рассмотрены показатели: начальные разведанные запасы (накопленная добыча + промышленные запасы), прогнозные ресурсы, суммарные начальные ресурсы (СНР), отношения: промышленные запасы/годовая добыча (R/p), промышленные + прогнозные ресурсы/годовая добыча (Ru/p), удельная плотность запасов (ресурсов) на единицу площади.

При сравнении ресурсов и запасов нефти и газа необходимо учитывать, что если для нефти извлекаемые запасы составляют 25...30 % от геологических, то для газа – около 90 %. При расчетах использован эквивалент нефть – газ: 1т – 1000 м³. Проанализировать основные мировые тенденции и перспективы развития нефте- и газодобычи помогут два соотношени: R/р, характеризующее число лет добычи, обеспеченной доказанными запасами при существующем уровне добычи; Ru/p, характеризующее перспективы развития добычи на базе прогнозных ресурсов.

Данные по первому соотношению для нефти публикуются постоянно с 1945 г. Оно колеблется от 30 до 40 лет со слабым ростом с 1987 г. благодаря росту запасов и слабому падению добычи в 1980–1987 гг. Изменение величины второго соотношения, рассчитанного на основе оценок прогнозных ресурсов или СНР, позволяет выделить два периода: с 1945 г. до 60-х гг. – период роста, связанный с открытиями на Ближнем и Среднем Востоке; в 60-е гг. наблюдается снижение соотношения Ru/p, связанное с ростом добычи.

Что касается прогнозных ресурсов, в последние годы наблюдается сужение вилки вероятностной оценки, заключенной в пределах 5...95 %, что могло обусловливаться более точными данными и методами оценки. Ресурсы с достоверностью 95 % остаются стабильными на уровне 40'10 т; половина ресурсов для мира в целом – с достоверностью 50 %. Среднее значение прогнозных оценок ресурсов нефти мира – 76·10⁹т – показывает тенденцию к снижению за счет роста доказанных запасов. Ресурсы наименее достоверные (5 %) претерпели сильное уменьшение в 1983 г. по сравнению с 1978 г., но, возможно, это объясняется сменой авторов оценки.

Французский институт нефти провел исследования по влиянию внедрения новых технологий на оценку прогнозных ресурсов. Установлено, что внедрение новых технологий позволило бы повысить оценку в целом по миру до 80...100·10⁹ т. Экономисты института также дали оценку возможного прироста ресурсов за счет повышения степени извлечения нефти. Мировые ресурсы могут возрасти до 80...100·10⁹ т, из которых 50...60·10⁹ т связаны с акваториями, при условии повышения степени извлечения от 30 до 40 %.

В публикации Jacquard (1989 г.) оценивается стоимость добычи нефти: немногим более четверти перспективных ресурсов могут эксплуатироваться менее чем за 4 дол./баррель – в основном на Ближнем и Среднем Востоке, 40 % – от 4 до 12 дол./баррель, 33 % – более чем за 12 дол./баррель. При повышении степени извлечения немногим более четверти ресурсов будут иметь стоимость 4... 12 дол./баррель, 35 % – 12...20 дол./баррель, 38 % –более 20 дол./баррель.

Добыча газа имеет значительно более короткую историю, чем добыча нефти. В отличие от нефти доказанные запасы и добыча газа не прекращали расти, как и отношение между этими величинами. Обеспеченность добычи газа запасами в 1970 г. оценивалась примерно в 40 лет, в настоящее время – в 60 лет. Добыча газа brutto – 2457·10⁹ м³ (netto 2030·10⁹ м³ ) в 1989 г. не достигла еще уровня добычи нефти. Данные мировых конгрессов 1979, 1983 и 1987 гг. показали, что доказанные запасы газа возросли за 8 лет с 70· 10⁹ до 113·10⁹ т у.т.

Данные по прогнозным ресурсам более редки и датируются 1978 г. Ресурсы с вероятностью 95 % возросли с 1983 по 1986 г. от 74· 10⁹ до 80·10⁹ т у.т., а с вероятностью 50%–от 11· 10⁹ до 145·10⁹ т у.т.; ресурсы на 1978 г. – 125·10⁹ т у.т. – даны без вероятностной оценки и, видимо, соответствуют среднему значению; ресурсы с вероятностью 5 % составляют 240·10⁹ т у.т. Отношение прогнозных ресурсов и доказанных запасов к добыче дает обеспеченность 140 (1979 г.), 180 (1983 г.) и 165 (1987 г.) лет. Соотношение доказанные запасы/ добыча для нефти и газа в разных районах весьма варьирует. Изменение этого соотношения было проанализировано для разных регионов по состоянию на 1989 и 1978 гг.

По нефти регион Ближнего и Среднего Востока показывает большой рост запасов и снижение добычи. Обеспеченность запасами оценивается от 50 до 100 лет. Северная Америка демонстрирует падение запасов и добычи, что приводит к обеспеченности добычи на 10 лет. Между этими двумя крайними группами стран располагаются регионы с промежуточными характеристиками. Африка, Юго-Восточная Азия – Австралия и Китай характеризуются величинами R/р соответственно 28, 18, 24 лет. В Латинской Америке благодаря Мексике и Венесуэле обеспеченность добычи запасами оценивается в 50 лет. Западная Европа, имеющая низкие запасы и большую добычу, характеризуется обеспеченностью в 16 лет.

По газу наиболее богатый регион – Ближний и Средний Восток – представляет двойной рост ресурсов и добычи, что дает обеспеченность 480 лет. На Ближнем и Среднем Востоке добыча газа составляет 100· 10⁹ т у.т. без данных о соотношении с ресурсами. Северная Америка, в основном США, на втором месте в мире с добычей газа 587·10⁹ м³, но только с 13-летней обеспеченностью добычи. Западная Европа, лучше обеспеченная газом, чем нефтью, в течение последнего десятилетия имела значительный рост доказанных запасов при постоянном уровне добычи, что дает обеспеченность 37 лет. Африка, в основном Алжир, имеет обеспеченность около 100 лет (67 лет для Алжира). По другим странам обеспеченность в среднем составляет 50 лет, но это мало изученные регионы с низкой добычей.

Для сравнения геологических аспектов нефтегазоносности различных регионов проанализирована удельная плотность запасов на единицу площади перспективных территорий осадочных бассейнов (ОПБ). Следующим шагом явилось более детальное изучение критериев нефтегазоносности, особенно нефтематеринских пород – их качества, степени зрелости.

Средняя величина удельной плотности доказанных запасов нефти по миру составляет немного более 2500 т/км² , а по СНР– около 4000 т/км² . Большая часть нефтеносных районов характеризуется значениями 2...3 тыс. т/км² по начальным разведанным запасам. Более низкие значения наблюдаются в Западной Европе, Юго-Восточной Азии – Австралии и Африке. Прогнозные оценки позволяют характеризовать эти районы значениями около 3000 т/км² – в Западной Европе и Северной Америке, 4000...5000 т/км² – в Китае, Латинской Америке, США. Юго-Восточная Азия – Австралия и Африка не превышают значения 1000 т/км . Ближний и Средний Восток достигает уже сейчас значений 30 тыс. т/км² и должен приблизиться к значениям 40 тыс. т/км² .

Аналогичный анализ по газу показывает те же тенденции. Среднее значение по миру составляет 2000 т у.т./км² , за счет прогнозных ресурсов оно может удвоиться. Латинская Америка, Юго-Восточная Азия – Австралия, Китай и Африка характеризуются значениями около 1000 т у.т./км² , которые могут возрасти за счет будущих открытий до 2500 т у.т./км² . Западная Европа, Северная, Америка образуют группу регионов со значениями 2500 т у.т./км² и могут достичь за счет будущих открытий 4000 т у.т./км² . Ближний и Средний Восток характеризуется значениями более 10 тыс. т у.т./км² , которые могут удвоиться за счет прогнозных ресурсов.

Ближний и Средний Восток соответствует обширному бассейну площадью около 2,3 млн. км² , являющемуся одной из богатейших нефтеносных провинций мира. В разрезе от силура до олигоцена выделяется не менее 8 нефтематеринских толщ, из которых наиболее благоприятными характеристиками отличаются породы силура, верхней юры и мела, которые обеспечили соответственно 19, 35 и 46 % выявленных запасов. Хорошие характеристики нефтематеринских свойств обусловливают высокие перспективы новых открытий.

В результате открыто 66·10⁹ т нефти и почти 40·10⁹ т у.т. газа, что дает плотность запасов 40 тыс. т у.т./км² . При этом число пробуренных скважин составляет только 3 % от общего числа в мире. Открыто около 300 скоплений, из которых 25 относятся к супергигантам (более 700 млн. т) и 70 – к гигантам (70...700 млн. т). Средние запасы месторождения – 240 млн. т. Справедливыми представляются прогнозные оценки в 17·10⁹ т, некоторые эксперты дают оценки 30...40·10⁹ т – при использовании современных технологий, и 60...85·10⁹ т – с новыми или улучшенными технологиями; по газу – 30·10⁹ т у.т., более половина которых не являются серьезными объектами.

Среди ближневосточных стран Ирак и Саудовская Аравия имеют самый большой потенциал по нефти – 6·10⁹ т; по газу – Иран и Саудовская Аравия соответственно 16·10⁹ и 10·10⁹ т у.т. При таких прогнозах Ближний и Средний Восток обладает 22 % т у.т. прогнозных ресурсов мира.

Северная Америка (США и Канада). Изученность расположенных здесь бассейнов весьма высокая. В регионе располагается 87 % всех пробуренных в мире скважин; накопленная добыча нефти достигла 24·10⁹ т и газа 22·10⁹ т у.т. Доказанные запасы составляют соответственно 8·10⁹ т и 10·10⁹ т у.т.; добыча + запасы дают плотность 5000 т у.т./км² , равно представленных нефтью и газом. Если рассматривать только 48 штатов США, удельная плотность составляет 4350 т/км² по нефти и 2570 т/км² по газу, в общем 6900 т/км² .

В Северной Америке расположено около десятка провинций-гигантов. Нефтегазоносные породы имеют возраст от силура до миоцена – плиоцена, из которых наибольшую роль играют карбон – нижняя пермь (30 %) и олигоцен – миоцен (37 %). С 1976 по 1988 г. доказанные запасы немного возросли, но отношение R/p дает обеспеченность только 8 и 15 лет соответственно по нефти и газу. Эти значения за последние 10 лет относительно постоянны. Сколько может длиться эта ситуация и каковы перспективы?

Недавние оценки (Masters et al, 1990) дают вилку 95...5 %: по нефти – 9...15·10⁹ т, среднее значение 11,5·10⁹ т и по газу – 13...32·10⁹ , среднее значение 21·10⁹ т у.т. Принимая средние значения, получили оценки СНР соответственно 44·10⁹ т нефти и 53·10⁹ т у.т. газа. Удельная плотность СНР составит 3400 т/км² по нефти и 4000 т у.т./км² по газу, или 7400 т у.т./км² по сумме УВ.

Более старая оценка (Ivanhoe, 1985) предполагала открытие 1 млрд. т УВ – в Мексиканском заливе, в провинции Альберта, на шельфе Аляски, 500 млн. т – в Арктике, Калифорнии, на Мидконтиненте, в Пермском бассейне. Проведенные исследования снизили эти оптимистические прогнозы.

В Латинской Америке площадь нефтеносных земель составляет 7,5 млн. км² , с которыми связано 20·10⁹ т нефти и 6·10⁹ т у.т. газа, доля доказанных запасов составляет 10·10⁹ т и 5·10⁹ т у.т. Удельная плотность равна 3400 т у.т./км² с преобладанием жидких УВ. Эти ресурсы концентрируются в карибской зоне, на сочленении бассейна Тетис и американских Кордильер, где расположены провинции-гиганты: Тампико – Реформа – Кампече в Мексике – 37 тыс. т у.т./км² ; Маракаибо – 130 тыс. т у.т./км² ; восток Венесуэлы – 33 тыс. т у.т./км² . Ресурсы в основном связаны с мелом и меньше – с олигоцен-миоценом.

Прогнозные ресурсы, кроме тяжелых нефтей Венесуэлы, ресурсы которых выше 40·10⁹ т, оценены в 10·10⁹ т нефти, из которых половина – с вероятностью 95 %; эквивалентные оценки даны по газу, что составляет соответственно 14 и 7 % мировых прогнозных ресурсов. Основные страны: Мексике – 5·10⁹ т, Венесуэла – 2,8·10⁹ т, Бразилия – 0,7·10⁹ т нефти. Результаты исследований последних лет дают основания к повышению этих оценок. Качество меловых и третичных нефтематеринских пород, тип бассейнов Бразилии и Венесуэлы дают основания для оптимистичных оценок ресурсов: соответственно 12·10⁹ и 8·10⁹ т нефти высокого качества.

В Африке на территории, являющейся частью Гондванской платформы, распространены в основном палеозойские бассейны платформенного типа, окаймленные субаквальными бассейнами, из которых наиболее интересен бассейн дельты Нигера. На общей площади ОПБ в 12 млн. км² на сегодня выявлено 14·10⁹ т нефти и 6...7·10⁹ т у.т. газа. Доказанные запасы составляют соответственно 8·10⁹ т и 6·10⁹ т у.т., из которых 5·10⁹ т и 4·10⁹ т у.т. связаны со странами севера континента. Известны 4 провинции-гиганта: кайнозойская провинция дельты Нигера с более чем 5·10⁹ т у.т. и 55 тыс. т у.т./км² , палеозойская провинция сахарской платформы, в основном алжирская территория, с 6,5·10⁹ т у.т. и 13 тыс. т у.т./км² , две рифтовые провинции в Ливии и Египте с бассейнами Сирт – 5,5·10⁹ т у.т. и 27 тыс. т у.т./км² и Суэц – 1·10⁹ т у.т. и 12 тыс. т у.т./км² .

Нефтематеринские породы подразделяются на силурийские, меловые и олигоцен-миоценовые, каждая из которых продуцировала 5·10⁹ т. Оценки бассейнов восточной части континента до настоящего времени очень недостоверны. Средняя плотность ресурсов, таким образом, весьма низкая – 2300 т у.т./км² . Отношение R/р относительно стабильно и обеспечивает 28 лет по нефти и 68 лет по газу.

Последние опубликованные данные дают основания оценивать перспективы открытия 7·10⁹ т нефти, из которых 2,8·10⁹ т с вероятностью 95 %, что составляет 9 % мировых ресурсов, и 12·10⁹ т у.т. газа, из которых половина, или 8 % мировых ресурсов, с вероятностью 95 %. Наиболее существенная часть ресурсов связана с Нигерией – 1,2·10⁹ т нефти и 5·10⁹ т у.т. газа, что определяется большей изученностью и размерами дельтовою бассейна. Северная Африка может прибавить немногим более 2·10⁹ т нефти и столько же газа, в основном в Ливии, Египте, Алжире. Оставшаяся часть может быть приурочена к бассейнам Атлантического побережья.

Китай имеет обширные осадочные бассейны разного типа общей площадью 2,5 млн км². К настоящему времени здесь выявлено 5·10⁹ т нефти и 1,5·10⁹ т у.т. газа, что соответствует плотности 2000 т/км² и 600 т у.т./км² . Ресурсы оцениваются в 3·10⁹ т нефти и 0,8·10⁹ т у.т. газа. Самая важная провинция - Суньляо - имеет начальные разведанные запасы УВ 1,3·10⁹ т у.т. и плотность 6500 т у.т./км²; затем идут провинции севера Китая – Бийянг, Нанксиянг и Сычуань – 0,56·10⁹ т у. т. Многие провинции включают меловые нефтематеринские породы лагунного генезиса, обладающие высокими нефтегенерирующими свойствами. Бассейн Юнггач представлен пермскими нефтематеринскими породами, которые обладают самыми высокими продуцирующими свойствами по сравнению с другими бассейнами мира.

Несмотря на неудачи в исследованиях шельфа, последние оценки доказанных запасов имеют тенденцию к росту и по нефти, и по газу, добыча которого еще недостаточно развита. Китай, бесспорно, имеет перспективы значительных открытий, по крайней мере, на суше, которые, однако, осложняются неблагоприятными географическими условиями. Прогноз по нефти 6,7·10⁹ т, из которых 2,8·10⁹ т с вероятностью 95 %, что дает плотность 9 тыс. т/км² и 9 % прогнозных ресурсов мира. Оценка по газу составляет 7·10⁹ т у.т., из них 3,4·10⁹ т у.т. с вероятностью 95 %. Эти оценки дают высокие отношения прогнозных ресурсов к начальным разведанным запасам, соответственно 1,4 и 5,4 – значения, несомненно, правдоподобные, свидетельствующие о низкой изученности западных бассейнов Китая.

Осадочные бассейны весьма скромные по размерам, более обширные связаны с Гондваной, частью которой является Австралия. Бассейны Австралии не представляются высокоперспективными в отличие от индонезийской зоны с небольшими, но богатыми бассейнами третичного возраста пострифтового и дельтового типов. Общая площадь осадочных бассейнов составляет 8 млн км² . К настоящему времени выявлено 8,3·10⁹ т нефти и 8,5·10⁹ т у.т. газа, что дает среднюю плотность 1770 т у.т./км² . Основные запасы нефти связаны с индонезийским архипелагом, газа – с Австралией и Пакистаном.

Прогнозные ресурсы нефти за период с 1974 по 1986 г. снизились до 4,3·10⁹ т, из которых 2,4·10⁹ т с вероятностью 95 %; ресурсы газа составляют 13·10⁹ т у.т., из которых 6,6·10⁹ т у.т. с вероятностью 95 %. Перспективы связываются с территориями Вьетнама – 500·10⁶ т нефти, Таиланда – 800·10⁹ м газа. Австралия, территория которой более богата газом, чем нефтью, может добавить 3·10⁹ т у.т. В целом этот район может дать 5 % прогнозных ресурсов нефти мира и 9 % – газа.

Европа. Нефтеносные площади Европы сосредоточены в бассейне Северного моря. На 3,6 млн км площади осадочных бассейнов Западной Европы содержится 5.7·10⁹ т нефти и 9·10⁹ т у .т. газа, что дает плотность 4200 т у.т./км² . Восточная Европа (без СНГ) имеет 1,3· 10⁹ т нефти и 1,9·10⁹ т у.т. газа на территории 1 млн. км , удельная плотность – 3200 т у.т./км² . Эти ресурсы нефти в основном связаны с Румынией. Доказанные запасы Западной Европы, сконцентрированные в Северном море, составляют 3,7·10⁹ т нефти и 6·10⁹ т у.т. газа, в Восточной Европе соответственно 300·10⁶ и 600·10⁶ т у.т.

Оценки СНР нефти Западной Европы оставались стабильными с 1974 г., ввиду чего рост начальных разведанных запасов обусловил снижение прогнозных ресурсов при небольшом росте по газу. Отношение прогнозных ресурсов к начальным разведанным запасам составляет для нефти и газа ~ 0,6. В целом перспективы открытий в Западной Европе могут составить 5% мировых ресурсов по нефти и 4% по газу, в Восточной Европе – в 10 раз меньше.

Для мира в целом отношение прогнозных ресурсов к начальным разведанным запасам по нефти хорошо отражает ситуацию: это отношение менялось от 0,9 в 1976 г. до 0,5 в 1984 г. и 0,35 в 1986 г. По газу многие регионы показывают рост как запасов, так и ресурсов. Только Западная Европа характеризуется ростом доказанных запасов и стагнацией прогнозных ресурсов. Эта эволюция оценок отражает, как можно надеяться, их большую достоверность.

Принято считать, что основные открытия могут быть в известных нефтегазоносных зонах и провинциях-гигантах. Но этот прирост может быть получен из маленьких месторождений и от увеличения степени извлечения нефти. В конце концов, эти возможные открытия почти не изменят современную географическую ситуацию в размещении ресурсов, так как основной прирост прогнозируется по региону Ближнего и Среднего Востока. Современная ситуация порождает классическое противоречие между изучением все более экстенсивным и рискованным и изучением интенсивным, ведущим к открытию все более мелких месторождений. Эта "гонка" ведет все к большему росту как усилий по изучению, так и технических средств.