История нефтяной промышленности в стране насчитывает около 130 лет. За этот период нефтяная и газовая промышленность получила интенсивное развитие в регионах Закавказья, Северного Кавказа и Южной Эмбы, а также в Урало-Поволжье, Казахстане, Средней Азии, Украине и на обширных территориях Сибири. Добыча нефти и газового конденсата выросла с 11– 40 млн. т в первой половине текущего столетия до 570–624 млн. т в 1981–1990 гг., а добыча газа в 1990 г. составила 815 млрд. м³, или соответственно 20 и 35 % от мировой добычи этих полезных ископаемых.

Наиболее активно поиски нефти и газа проводились в последние 25 лет (1966–1990 гг.). На этом этапе геологоразведочных работ была создана современная сырьевая база нефтегазодобывающей промышленности страны. За 25 лет приращено около 70 % общих начальных запасов нефти и газового конденсата, известных с начала зарождения нефтяной промышленности, и 94 % начальных запасов природного газа. Сегодня в стране открыто 2980 месторождений нефти и газа, из которых около 2200, или 73 % от общего их числа, выявлены, в 1966–1990 гг. Причем, только в XII пятилетке открыто 653 месторождения, или 22 % от общего числа. Еще более показательно открытие уникальных (с запасами нефти свыше 300 млн. т, газа свыше 500 млрд. м³) и крупнейших (с запасами нефти свыше 100 млн. т и газа свыше 300 млрд. м³) месторождений нефти и газа (табл. 1).

С этими месторождениями связано 61,5 % текущих разведанных запасов и 65,3 % накопленной добычи нефти, 77,5 % запасов газа и 67 % накопленной его добычи. Именно они определяют уровни добычи нефти и газа в стране. До революции крупнейшие три месторождения были известны только в Азербайджане. До 1940 г. их число увеличилось за счет открытия месторождений в Урало-Поволжье (Туймазы) и в Коми АССР(Ярега). В период 1941–1965 гг. основное число открытых уникальных и крупнейших месторождений приходится на Урале-Поволжье (33 %), Западную Сибирь (30 %, 1963–1965 гг.), Казахстан – Мангышлакская зона – (11 %) и Среднюю Азию (11 %). К концу периода их число превалирует в Западной Сибири (81 %), Прикаспийской впадине (8 %), в Средней Азии (3 %) и в Тимано-Печорском регионе (2,2 %). Первые открытия уникальных и крупнейших месторождений нефти и газа были сделаны в Восточной Сибири (Верхнечонское, Юрубченское), на шельфах Баренцева (Штокмановское), Карского (Русановское) и Охотского (Лунское) морей.

За этот период открыты сотни крупных месторождений с запасами 30–100 млн. т нефти и 30–300 млрд. м³ газа. Стратегия геологоразведочных работ, направленная на восполнение запасов нефти и газа в районах активной добычи и своевременную подготовку новых сырьевых баз нефтегазодобычи, полностью оправдалась. Следствием такого подхода к освоению УВ-сырья явилось коренное преобразование топливно-энергетического баланса страны.

Господствовавшая в 40–60-х годах угольная моноструктура замещена нефтью и газом, что в наибольшей степени соответствует современным требованиям производства по критериям универсальности, экономичности, технологической устойчивости и экологической чистоты.

Сегодня нефть и газ составляют около 76 % в топливно-энергетическом балансе страны, что позволяет обеспечить потребности народного хозяйства в нефтепродуктах, существенно заменить уголь на ТЭС и ТЭЦ на природный газ. Только для замены потребляемого сегодня газа потребовалась бы дополнительная добыча около 1500 млн. т каменного и бурого угля, последствия чего ясны каждому без пояснений.

Геологоразведочные работы на нефть и газ достигли апогея в 1986–1990 гг. Несмотря на сложности экономического и социально-политического развития страны в этот период геологоразведочная отрасль в целом выполнила поставленные перед ней задачи. Государственный заказ по приросту запасов нефти, конденсата и газа выполнен, причем объемы прироста запасов наиболее высокие за последние 25 лет. По нефти с конденсатом прирост на 37 % превосходил лучший показатель, достигнутый в IX пятилетке, по газу на 3,5 % по отношению к лучшему показателю VIII пятилетки. Из общего прироста запасов на организации Мингео СССР приходится 75 % нефти, 94 % конденсата и 80 % природного газа.

Основная часть прироста запасов получена на крупнейших месторождениях, вовлеченных в промышленную разработку или опытно-промышленную эксплуатацию, и на прилегающих к ним территориях (Приобское, Самотлорское, Красноленинское, Уренгойское, Медвежье и др.) в Западной Сибири; Карачаганакское, Тенгизское, Алибек-Мола, Кенкиякское в Казахстане; Верхневозейское в Коми АССР; Кокдамулак в Узбекистане и т. д.

Положительным результатом геологоразведочных работ в значительной степени способствовали научные проработки по концентрации поисков в наиболее перспективных зонах и объектах, повышение технологического уровня геофизических работ, исследования скважин и ускоренный оперативный анализ геолого-геофизической информации. Все это дало возможность повысить эффективность буровых работ. В частности, количество продуктивных скважин достигло 42,4 % по сравнению с 42,1 % в 1981–1985 гг. и 39,6 % в 1976–1980 гг.

Эффективность геологоразведочных работ в приросте запасов на 1 м проходки оказалась выше планируемой и средних показателей за XI пятилетку; стоимость прироста – ниже плановой (табл. 2).

Большая работа проведена совместно с Миннефтегазпромом СССР по реализации программы по передаче в разработку месторождений и новых залежей нефти и газа. Организациями Мингео СССР в 1986–1990 гг. передано для разработки 181 месторождение с разведанными запасами нефти (4,9 млрд. т), конденсата (1,23 млрд. т) и газа (12,1 трлн. м³). Из этого числа 67 месторождений с разведанными запасами нефти 4,1 млрд. т и газа 8,9 трлн. м³ приходится на главный нефтегазодобывающий регион страны – Тюменскую область.

Получены новые геологические результаты. В Западной Сибири доказаны высокие перспективы нефтегазоносности линзовидных песчаных тел в отложениях неокома и ачимовской свиты, с которыми связаны крупные скопления нефти (Приобское, Сугмутское, Имилорское, Восточный Уренгой), а также в юрских отложениях Тайлаковской площади. Широкое развитие линзовидных песчаных пластов, прогнозируемое по геолого-геофизическим данным, дает основание высоко оценивать перспективы поисков залежей нефти, связанных с литологическими и комбинированными ловушками в хорошо изученном на традиционные ловушки Среднем Приобье.

В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции установлена региональная нефтеносность нижнедевонских отложений в зоне сочленения Хорейверской впадины и вала Сорокина (месторождения Романа Требса, Анатолия Титова и др.); силурийских отложений на стыке Хорейверской впадины и Печоро-Колвинского мегавала (Верхневозейское, Восточно-Харьягинское месторождения и др.); рифовых построек и структур центральных участков Хорейверской впадины (Веякошорское, Веякское, Северо-Колвинское месторождения и др.).

В Туркмении поисковыми работами в XII пятилетке выявлено восемь месторождений нефти и газа, из которых основное значение имеют открытия в районе Чарджоусской ступени (Бота) вблизи с известными нефтегазовыми и газоконденсатными месторождениями Узбекистана и в Яшларской зоне (бессернистый газ из отложений готерива).

В Восточной Сибири расширены перспективы нефтегазоносности рифейских отложений Юрубчено-Тахомской зоны (Красноярский край) и газоносности вендских песчаников Жигаловского района (Ковыктинское месторождение). В прилегающих районах Якутии подготовлена крупная сырьевая база для добычи газа, а также увеличены запасы нефти на месторождениях Талаканском, Среднеботуобинском и др.

Для Красноярского края. Иркутской области и Якутии принципиальное значение имеет подготовка сырьевых баз добычи нефти и газа в районе Сузун-Ванкорской, Собинско-Юрубченской зон; Верхнечонской – Среднеботуобинской зон для организации добычи нефти; Ковыктинской, Средневилюйской и Непско-Ботуобинской зон для добычи газа и газового конденсата. Для их освоения необходимы четкие технико-экономические обоснования с полным удовлетворением как внутренних потребностей (с учетом нефтегазохимии), так и экспорта газа за пределы своих территорий, прежде всего в Хабаровский, Приморский края, в Республику Корею, Японию и КНДР.

Крупные открытия сделаны в Узбекистане (Кокдамулакское месторождение с суммарными запасами жидких УВ до 100 млн. т), в том числе и в Приаралье. В Тургайской впадине вблизи нефтяного Кумкольского месторождения (89 млн. т” выявлено более 10 мелких нефтяных и нефтегазовых месторождений.

Особо следует подчеркнуть принципиально важные открытия на практически неизученных шельфах Баренцева (Штокмановское газовое месторождение с запасами 3,2 трлн. м³), Карского (Русановское и Ленинградское месторождения с запасами газа до 7,5 трлн. м³) морей и о-ва Сахалин (Пильтун-Астохское, Лунское месторождения и др.), подтвердившие научный прогноз о наличии здесь крупных нефтегазовых скоплений.

На северо-восточном шельфе Сахалина на площади 17 тыс. км² открыто семь нефтегазовых месторождений с суммарной оценкой нефти с газовым конденсатом около 300 млн. т и свободного газа свыше 750 млрд. м³ (Одопту, Чайво, Пильтун-Астохское, Лунское, Аркутун-Дагинское, Венинское, Киринское). Первые открытия здесь сделаны в 1975 г., но до настоящего времени разработка месторождений не проводится. Сахалинский шельф является составной частью единой Охотской нефтегазоносной провинции с площадью перспективной акватории 400 тыс. км², где ресурсы нефти и газа оцениваются высоко. Темпы геологоразведочных работ и освоения недр этого перспективного региона низкие и не соответствуют его богатым возможностям.

Кратко рассмотрим развитие сырьевой базы нефти, конденсата и газа. На 01.01.91 г. сырьевая база (текущие запасы) нефтегазодобывающей промышленности страны выросла по сравнению с состоянием на 01.01.86 г. по нефти на 1380 млн. т, конденсат на 910 млн. т и свободному газу на 9700 млрд. м³.

В стране открыто 2314 месторождений, содержащих нефть, из которых 1731 – нефтяные, 306 – нефтегазовые, 277 – нефтегазоконденсатные (из них 514, или 22 %, открыты в XII пятилетке).

Разведанные и предварительно выявленные запасы нефти характеризуются высокой концентрацией в уникальных и крупных месторождениях (табл. 3).

Распределение текущих разведанных запасов по степени их освоенности следующее (%) находятся в разработке (1207 месторождений) – 71, подготовлены к разработке (116 месторождений) – 11, в разведке (653 месторождения) – 17, в консервации (338 месторождений) – 1.

Средние запасы месторождений таковы: разрабатываемые – 28,6 млн. т, подготовлено к разработке – 31,5 млн. т (без Тенгиза 18,1 млн. т), находящиеся в разведке – 12,5 млн. т и законсервированные – 1,2 млн. т.

Разведанные запасы позволяют стабилизировать добычу нефти с конденсатом на уровне 580– 620 млн. т при соответствующем материально-техническом обеспечении работ, наращивании объемов эксплуатационного бурения, решении социальных вопросов и установлении реальных цен. Видимо, следовало бы интенсифицировать разработку месторождений Тюменской области, введенных в 1986–1990 гг., с начальными запасами более 5,2 млрд. т, из которых за все время добыто всего около 200 млн. т (выработанность 3,8 %), ускорить ввод в разработку подготовленных крупных Тянского, Каменного, Сугмутского нефтяных месторождений и др.

Значительные резервы имеются в Казахстане, где в течение 5–10 лет не вводятся в разработку Северо-Бузачинское нефтяное месторождение и нефтяная залежь Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения (суммарные запасы нефти 260 млн. т), не говоря уже о Тенгизском месторождении, требующем соответствующего обустройства. Практически не осваиваются крупные месторождения Архангельской области (за исключением Харьягинского), мелкие и средние месторождения Оренбургской области и т. д.

В стране создана крупная сырьевая база добычи газового конденсата. По состоянию на 01.01.91 г. разведанные запасы конденсата учтены по 540 месторождениям и составляют более 2,5 млрд. т. Они характеризуются высокой степенью концентрации в уникальных и крупных месторождениях. В 12 таких месторождениях содержится 69 % разведанных запасов конденсата: Карачаганакское (641 млн. т); Астраханское в Прикаспии (422 млн. т); Оренбургское в Урало-Поволжье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное, Бованенковское, Ен-Яхинское, Северо-Уренгойское в Тюменской области (общие запасы 626,5 млн. т), Кокдамулакское и Шуртанское в Узбекистане (суммарно 92,5 млн. т).

В разработку вовлечено 206 месторождений с текущими разведанными запасами 69,3 % от общих, из которых ежегодно добывается всего 18 млн. т газового конденсата. Обладая почти 28 % мировых запасов конденсата, СССР получает всего 7,9 % мировой его добычи. Темпы освоения богатейших месторождений страны резко отстают от мировых показателей (табл. 4).

Сырьевая база свободного газа на 01.01.91 г. достигла нескольких десятков триллионов кубометров, из которых 70 % сконцентрировано в уникальных (24 месторождения), 24,5 % в крупных (68 месторождений) и только 5,5 % в средних и мелких месторождениях. В разработке находится 537 месторождений с текущими разведанными запасами около 30,5 трлн. м³ (56 % от общих), подготовлено к разработке 15,9 трлн. м³ (29 % от общих). Утверждено в ГКЗ СССР 92 % разрабатываемых запасов и 69 % запасов подготовленных к разработке месторождений.

Выработанность разведанных запасов газа по стране не превышает 16,1 %, а запасов разрабатываемых месторождений 25,5 %, в том числе в Западной Сибири соответственно 10,3 и 18,2 %. Сырьевая база позволяет увеличить добычу свободного газа в перспективе до 1,2 трлн. м³ в год. Вместе с тем следует отметить, что 8,5 трлн. м³ свободного газа содержат сероводород и темпы добычи на этих месторождениях всецело определяются наличием газоперерабатывающих мощностей (Прикаспий, Узбекистан, Туркмения). Около 13,1 трлн. м³ разведано по промышленным категориям в уникальных и крупных месторождениях на п-ове Ямал, на шельфе Баренцева и Карского морей, в Якутии и их освоение потребует реализации крупномасштабных дорогостоящих проектов. Эти запасы следует рассматривать как основной резерв добычи газа в 2000–2005 гг.

Более 43 % свободного газа содержат этан, пропан, бутан в промышленных концентрациях. Эти компоненты газа для нефтехимии в стране используются незначительно из-за отсутствия мощностей по переработке газа. В связи с этим в стране, обладающей огромным потенциалом ценнейшего сырья для производства этилена и других сопутствующих олефинов и ароматических УВ, реализуется по прямому назначению всего около 8,5 % извлеченных со свободным газом этан-бутанов, а остальная часть используется как топливо. Несколько лучше, но также недостаточно утилизируются этан-бутаны в попутном газе (потери свыше 28 %). До 12–15 млрд. м³ попутного газа ежегодно сжигается в факелах. И при этом страна использует (чего не позволяют себе даже развивающиеся страны) десятки миллионов тонн нефти на производство продуктов, которые эффективнее можно получить из газа.

В стране создана мощная сырьевая база для добычи нефти и газа. При современном уровне их добычи обеспеченность исчисляется по нефти и конденсату в 40–45 лет и по газу 70–75 лет. Это создает мнение, что активное наращивание сырьевой базы не требуется и страна напрасно тратит большие ассигнования на геологоразведочные работы. Так ли это? Прежде всего, хотелось бы отметить, что вовлеченность в разработку разведанных запасов нефти сегодня достигает 71, а газа 56 %. Подготовленные, но не вовлеченные еще в разработку запасы составляют 11 и 29 % соответственно. Остальные запасы находятся на разведуемых месторождениях, открытых в последние 5– 7 лет. Если принять во внимание, что каждое месторождение разрабатывается в течение 30–40 лет и добыча на нем по мере “старения” неуклонно падает, а также приуроченность значительных запасов к новым районам, где добыча еще не проводится (5,5 % по нефти и около 25 % по газу), то излишков в разведанных запасах нефти и газа не наблюдается. Наоборот, замедление темпов геологоразведочных работ, особенно в Западной Сибири, пагубно скажется на стабилизации и дальнейшем расширении добычи нефти и газа. А такие процессы, к сожалению, интенсивно проявляются, начиная с 1989 г.

Геологоразведочные организации, которые обеспечивали 75 % прироста запасов нефти и 80 % природного газа в 1986–1990 гг., теряют квалифицированные кадры геологов, геофизиков и буровиков. Восполнять эти потери придется десятилетиями, а ведь геологоразведочные работы в стране высокорентабельны. В 1990 г. затраты на них составили всего 7,1 % от потенциальной стоимости запасов, приращенных в недрах с учетом существовавших крайне низких оптовых цен на нефть (30 руб/т) и газ (15 руб/1000 м³).

В ближайшей перспективе не предвидится реальной замены нефти и газа в топливно-энергетическом балансе мира и страны. При любой самой жесткой энергосберегающей технологии производства потребности в этих видах сырья будут расти. Добыча нефти с конденсатом в стране не может быть ниже 580–600 млн. т, а газа должна быть увеличена до 1,2 трлн. м³. И это при минимальном экспорте нефти и газа за пределы страны. Вряд ли стоит закрывать глаза на то, что в потреблении первичных источников энергии на душу населения (6,6 тут/чел.) мы все еще отстаем от индустриально развитых стран мира (6,8–12,3 тут/чел.), хотя у нас климатические условия более суровые. Страна обладает значительными ресурсами нефти и газа для устойчивого долговременного развития их добычи. Разведанность недр страны невысокая и составляет по нефти 32 и газу 26 %, в связи с чем вряд ли обоснованы высказывания о том, что нам нечего оставить детям и внукам. Нефти и газа хватит даже праправнукам.

Вместе с тем, нельзя не отметить, что основная часть неразведанных ресурсов нефти и газа приходится на северные районы Сибири, акватории арктических морей и глубокие горизонты Прикаспия. Это говорит о том, что подготовка запасов и добыча нефти и газа в перспективе станут более дорогостоящими. К этому следует добавить, что исходя из общей разведанности недр, будет продолжаться снижение средних запасов вновь открываемых месторождений (табл. 5).

Подготовка запасов нефти и газа становится более сложным и дорогостоящим процессом, что необходимо учитывать в переходный период к рыночной экономике. Снижение объемов работ в 1989–1990 гг. привело страну по объему поисково-разведочных работ на уровень 1986 г., а к концу 1991 г. оказались на уровне 1984–1985 гг.

При благоприятных условиях по ресурсам УВ можно обеспечить прирост запасов в необходимых количествах с учетом уровней добычи, рассматриваемых в энергетической программе страны. В период 1991–2010 гг. геологоразведочные организации в состоянии обеспечить прирост запасов нефти с конденсатом в пределах 22–25 млрд. т и газа 33–37 трлн. м³. Для этого потребуется пробурить около 180–210 млн. м разведочных скважин и выполнить большой объем геофизических работ.

Успехи в геологоразведочных работах на нефть и газ во все времена тесно увязывались с научно-техническим прогрессом. Сегодня научно-технический прогресс имеет особо важное значение, так как только с его помощью возможно снижение в определенной степени темпа падения эффективности работ по мере роста разведанности недр. Можно выделить четыре основных направления развития научно-технического прогресса.

1. Высокая надежность научного обоснования наиболее перспективных районов, зон и объектов концентрации геологоразведочных работ; разработка прогрессивных методик и технологий проведения их на базе широкой оперативной обработки фактических данных с применением современных компьютерных систем.
2. Повышение извлечения нефти и конденсата из недр на известных месторождениях при внедрении современных технологий при нормативной экономичности работ. Вряд ли стоит забывать, что при извлечении из недр 15 млрд. т нефти в недрах остается около 30–35 млрд. т, часть из которых можно добыть, причем в регионах с полностью развитой инфраструктурой.
3. Техническое перевооружение геофизических и буровых работ (повышение производительности, информативности и глубины обработки фактических материалов).
4. Природоохранные мероприятия и разработка экологически чистых методик поисков и разведки и технологий работ.

1. Историко-геологических аспектов формирования, размещения и сохранности залежей нефти и газа с учетом:

обоснования перерывов в осадконакоплении, их длительности, влияния на размещение зон развития улучшенных коллекторов и толщ-флюидоупоров;

прогноза коллекторов и флюидоупоров на глубинах 5–8 км и более для пород различного состава и генезиса;

2. Разумного комплексирования методов и методик для эффективного и полного изучения объектов до начала бурения, как наиболее дорогостоящего элемента геологоразведочных работ.

3. Повышения информативности ГИС по оценке основных параметров продуктивного разреза и крепления скважин, в том числе и в сложных нетрадиционных коллекторах. То же касается и надежности контроля за испытанием, а главным образом за разработкой залежей.

4. Разработки методики проведения детальной разведки с учетом возможного времени освоения месторождений и залежей. Видимо, следует научно обосновать объем оценочных буровых работ на месторождениях, удаленных от коммуникаций, со сложной структурой запасов и определить экономические принципы проведения разведочных работ по неполному циклу.

5. Расширения исследований по геолого-экономической оценке затрат на освоение месторождений различного класса в конце поисковой и в начале оценочной стадии работ с целью принятия своевременного решения о форсировании или прекращении работ.

По современным оценкам отставание от США составляет по канальности сейсмостанций и вычислительной мощности обрабатывающих систем в 16 раз, по числу невзрывных источников колебаний в 10 раз, по глубине обработки сейсмической информации в 5–10 раз. В промысловой геофизике мы сильно отстаем в оснащенности цифровыми станциями, в машинной обработке информации, в производительности работ. Выход один – создание своих прогрессивных технических средств в ближайшее время или их закупка за рубежом.

• стабилизация объемов геологоразведочных работ в 1992–1993 гг. с последующим их расширением хотя бы до уровня 1988 г. в 1995–1996 г.;
• повышение технологического уровня геологоразведочных работ за счет их перевооружения и внедрения современного оборудования, инструментов и аппаратуры;
• продолжение оценки нефтегазоносности новых регионов на суше и акваториях морей с учетом ликвидации в перспективе дальней транспортировки нефти и газа, продуктов их переработки;
• привлечение инвестиций заинтересованных суверенных государств и иностранных фирм в освоение новых регионов и акваторий, характеризующихся высокой прогнозной оценкой ресурсов нефти и газа и благоприятными геолого-экономическими условиями их последующей разработки и реализации.