1. Для многих месторождений в результате их последующего пересмотра приходится делать пересчет запасов, и, следовательно, дать точную временную привязку прироста запасов невозможно, поэтому их целиком относят к году пересмотра, что искажает результаты геологоразведочного процесса.

2. Необходимо всегда помнить, что "извлекаемые" запасы, по приросту которых определяется эффективность, являются самым сложным звеном во взаимоотношениях добывающих и разведочных организаций, и часто трудно сказать, чего здесь больше - геологии или конъюнктуры. Поэтому при анализе эффективности геологоразведочных работ следует отказаться от официальных данных по приросту извлекаемых запасов категорий А + В + C₁.

Сначала о временной шкале. За начало отсчета (ноль на шкале времени) берется год открытия самого крупного месторождения. Как показали предварительные расчеты, лучше брать десятилетние периоды. Используя такую методику, можно получить довольно закономерную картину. За ноль на шкале времени для Волго-Урала взят 1948 г. - год открытия основной залежи - пласт Д₁ Ромашкинского месторождения. Если принять за единицу количество геологических запасов, открытых в первом десятилетии (1948-1957 гг.), то динамика открытий по десятилетиям в долях единицы выглядит следующим образом:

Из этого следует, что после основного десятилетия (1948-1957 гг.) объем открываемых запасов сокращался вдвое каждые десять лет. Данные по последнему десятилетию (1978-1987 гг.) не укладываются в указанную закономерность, так как месторождения, открытые в этот последний период, пока не получили своей полной оценки и их запасы должны еще увеличиться на одну треть, что вполне допустимо.

Если исходить из этой закономерности, то на каждые 100 млн т запасов, открытых в первом десятилетии, в пятом десятилетии будет открываться 6 млн т, а в восьмом - меньше 1 млн т. Следуя этой методике, можно предположить, что в Волго-Уральской области будет открыто еще около 1,5 млрд т нефти геологических запасов, или около 500 млн т, извлекаемых (без прибортовой зоны Прикаспийской впадины).

Все три толщи имеют примерно одинаковое распределение числа залежей по группам запасов (исключение составляют две последние группы, куда входят уникальные по запасам залежи, которые не укладываются в "прокрустово ложе" статистики). Можно полагать, что конечное распределение залежей для всех трех типов будет одинаковым, и поэтому следует ожидать примерно равное число (по 1/3 от общего числа) открытий в карбонатных палеозойских, терригенных каменноугольных и терригенных девонских отложениях.

Можно также проследить тенденцию уменьшения среднего значения запасов в течение нескольких десятилетий в основной группе открываемых залежей. Эта группа занимает промежуточный интервал геологических запасов от 445 тыс. до 8,887 млн т (такие значения были получены при использовании натуральных логарифмов от 13 до 16). Эта тенденция выглядит следующим образом (запасы даны в млн т):

В приведенных расчетах взят очень оптимистический вариант конечных значений коэффициента извлечения нефти (0,33), хотя он и существенно ниже среднего, принятого для уже открытых запасов. По отдельным районам Волго-Уральской области конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) выглядит следующим образом:

Конечный коэффициент извлечения нефти связан прямой зависимостью с логарифмом геологических запасов (рис. 1). Такая же зависимость установлена для залежей Апшеронского п-ова, что связано с неоднородностью нефтегазоносных пластов.

Так как в Волго-Уральском районе будут открываться все более мелкие по запасам залежи, для которых конечные КИН при существующих методах разработки составят 0,1-0,2, то если не принять соответствующие меры, т.е. разработку новых технологий, придется ожидать значительное уменьшение (более чем вдвое) конечных КИН.

В Западной Сибири в настоящий момент вовлечено в разработку около 80% разведанных запасов нефти (остальные 20% требуют доразведки или рассеяны по малым месторождениям). Из высокопродуктивных месторождений отобрано более 40% извлекаемых запасов; 40-50% отбора - это предел, после которого начинается падение добычи нефти за счет значительного уменьшения ее доли в поднимаемой на поверхность продукции. В Волго-Уральской области при таких отборах среднее обводнение продукции составляет для девонских песчаников 55%, каменноугольных - 61% и для карбонатов палеозоя 60%. В Западной Сибири темпы обводнения несколько выше, поэтому состояние обводненности по основным крупным залежам превышает критический предел, в связи с чем при существующих технологиях разработки ежегодно происходит значительное снижение уровня добычи нефти.

Западная Сибирь по состоянию разработки основных залежей вступает в тот период, который Волго-Уральская область переживала в первой половине 70-х годов, но тогда высокими темпами начала развиваться добыча нефти в Тюменской области, т.е. сработали факторы взаимозаменяемости районов нефтедобычи, постоянно действовавшие в нефтяной промышленности бывшего Союза.

В развитии добычи нефти выделяются три этапа, связанные с последовательным вовлечением в поиски и разработку новых территорий. Первоначально это были месторождения Кавказа и Средней Азии. Последующий рост добычи нефти осуществлялся за счет Волго-Уральской нефтегазоносной территории и Казахстана (второй этап), а затем - Западной Сибири (третий этап). В газовой промышленности таких этапов было два. Первый связан с европейской территорией нашей страны (Северный Кавказ и Украина), второй - с Западной Сибирью. Средняя Азия участвовала как в первом (Узбекистан), так и во втором (Туркменистан) этапах.

Из приведенных цифр следует, что, хотя разброс значений доли пяти самых крупных месторождений в разведанных начальных извлекаемых запасах варьирует по отдельным районам Волго-Уральской области в весьма широких пределах (0,31-0,83), роль этих месторождений все же достаточно велика. Она становится еще более рельефной, если анализировать отношение максимального объема добычи нефти в год к начальным разведанным извлекаемым запасам. Наибольшее значение этого коэффициента приходится на Татарстан, где располагается самое крупное на территории Волго-Уральской области месторождение.

На современном этапе Западная Сибирь уже не обладает резервом месторождений, которые бы отвечали таким требованиям. Не обнаружено пока подобных месторождений нефти и в новых регионах (Восточная Сибирь, Дальний Восток, акватории). Итак, привычный, отработанный многими десятилетиями механизм развития нефтяной промышленности оказался нарушенным, иссяк основной источник ее развития - крупные по запасам высокопродуктивные месторождения.

В мировой практике сложились три типа развития нефтяной промышленности (рис. 2).

Ближневосточный характеризуется низкими темпами отбора запасов (доли процента), вовлечением в разработку только крупных высокопродуктивных месторождений, уровни добычи определяются конъюнктурой на мировом рынке. Все это позволяет держать в течение значительного периода времени постоянный отбор (а в отдельных случаях даже повышать его), и поэтому нет большой нужды во вводе новых месторождений, а также в больших объемах геологоразведочных работ. Первоначальное освоение осуществлялось за счет иностранного капитала, затем - собственных государственных капиталовложений.

Североамериканский отличается высокими темпами отбора запасов (проценты), вовлечением в разработку практически всех групп месторождений по величине запасов (от 10 млн. т и выше) и в связи с этим интенсивной разведкой. Строгая и гибкая налоговая политика государства позволяет стимулировать проведение разведочных работ, направленных главным образом на открытие новых мелких месторождений и получение значительных поступлений в государственную казну. Большое внимание уделяется вопросам экологии и охраны недр. Чтобы получить разрешение на бурение скважины в Мексиканском заливе, необходимо иметь 37 предварительных согласовании. Конечно, и в США значительную роль играли крупные месторождения, но их существенно меньше, чем у нас и тем более на Ближнем Востоке.

Сложившийся в бывшем СССР тип характеризуется высокими темпами отбора запасов (проценты), основные объемы добычи - из крупных высокопродуктивных горизонтов. Рост добычи и компенсация ее падения осуществляются преимущественно за счет новых районов при постоянном наращивании затрат на поисково-разведочные работы, что связано с усложнением условий поисков и разведки, финансирование осуществлялось за счет государственных вложений.

Современный этап нефтедобычи требует кардинальных изменений. Сырьевая база не позволяет удержать добычу нефти на достигнутом уровне. Нефтяная сырьевая база не имеет на сегодня крупных высокопродуктивных месторождений (исключение Тенгиз). Нет их на сегодняшний день и в новых районах (шельфы. Восточная Сибирь), которые могли бы спасти нефтяную промышленность. Эту роль на несколько лет мог бы взять на себя Тенгиз, однако территориальная разобщенность исключила эту возможность. Газовая же промышленность развивается последние два десятилетия по ближневосточной схеме благодаря разработке уникальных месторождений, сопоставимых с запасами Ближнего Востока.

Таким образом, состояние сырьевой базы диктует переход к новому, более дорогостоящему пути развития - массовым поискам мелких месторождений. Однако такой подход невозможен, если мы не сломаем некоторых стереотипов в нашем геологическом мышлении. То, что было хорошо при поисках и разведке преимущественно крупных и средних по запасам месторождений, становится тормозом при переходе к мелким. Существующая психология разведки, когда все направлено на максимальное получение прироста по промышленным категориям извлекаемых запасов, обусловливает высокую плотность сети разведочных скважин, причем чем меньше площадь нефтеносности, тем плотность оказывается больше. При переходе к разработке мелких месторождений резко уменьшается также скорость разведки (1 км² разведуемой площади в год). На крупных месторождениях разведчиков "подпирают" эксплуатационщики, заставляя форсировать работы для утверждения запасов в ГКЗ, на мелких же это давление, как правило, отсутствует, и скорость разведки оказывается намного ниже.

Поисковая скважина (на первом этапе) должна быть только одна. Ее задача - установление на площади основной промышленной залежи (залежей). При получении положительных результатов с привлечением материалов предварительной сейсморазведки произвести оценку рентабельности возможной добычи при сложившейся цене. Разведчиков на этом этапе следует стимулировать за скорость и качество опробования. Если бурение поисковой скважины не дает положительных результатов, следует уходить с площади.

Одновременно должны быть приняты совершенно новые правила и обязанности разведчиков и эксплуатационщиков Разведчик покупает у суверена недр жестко ограниченное во времени право на проведение поисковых работ. Представляется целесообразным, что действие его может быть не больше 5 лет. При положительном результате разведчик приобретает право на вознаграждение в определенном, заранее оговоренном проценте (натурой или деньгами) от объема добываемой продукции. Эксплуатационщик, кроме этой выплаты разведчику, платит налог, но не с добычи, а от объема запасов (промышленных). Одновременно, исходя из объема запасов, определяют и квоту на объем добычи.

Новые же территории: шельфы, Восточная Сибирь, Прикаспийская впадина - должны по-прежнему быть ориентированы на открытие крупных месторождений. Очевидно, настало время четко разделить на эти две группы районов по возможности открытия различных по размерам месторождений и в связи с этим рекомендовать соответствующие методики проведения геологоразведочных работ и критерии их оценки: для одних - любые месторождения, для других - только крупные. Часто поднимают вопрос о нетрадиционных источниках УВ (битумы, сланцы, растворенные газы, газогидраты), которые придут на смену традиционным. Да, они придут, но только когда? Интерес к ним возник в США, когда цена на нефть резко повысилась. Когда же цена упала, значительно сократился и интерес к этим источникам. Это закономерно, ибо вовлечение тех или иных ресурсов находится в прямой зависимости от цены на УВ-сырье (рис. 3).

При действующих союзных ценах мы, по существу, могли осваивать только крупные и средние месторождения. Если цены поднять до мировых (100-200 долл./т), то это позволит вовлечь в активное освоение мелкие и малопродуктивные месторождения, в том числе так называемые "плотные коллектора". При значительном изменении конъюнктуры (повышение цены до 300 долл.) возможно вовлечение ресурсов, извлекаемых за счет повышения КИН нетрадиционными методами и из битуминозных песков. Дальнейшее повышение может вовлечь в сферу промышленной деятельности ресурсы горючих сланцев, гидратов суши, газов пластовых вод, рассеянное органическое вещество, гидраты морей и океанов.

Экспертиза проекта-договора с компанией "Эльф-Акитен" об освоении западной части Прикаспийской впадины, в пределах Волгоградской и Саратовской областей, показала, что в подобных договорах имеется много подводных камней. Например, любая иностранная компания, вкладывая свои деньги, должна получать не менее 15-17% прибыли. Расплачиваться с ней придется добываемой нефтью, а это составит 35-40% извлекаемых запасов, которые будут открыты в результате деятельности компании. Но чем больше будет открыто запасов, тем меньше будет этот процент. Указанная величина 35-40% соответствует 100 млн. т открытых запасов. Производство же иностранной фирмой всего комплекса работ, начиная от поисков, даже для таких крупных месторождений, где запасы составляют 100 млн. т, грозит тем, что одна треть, а то и больше, всех запасов нефти на вновь открываемых месторождениях уйдет за рубеж.

Отсюда следует, что нам в основном нужны не мелкие иностранные вкладчики, а крупные инвесторы, способные решить проблему перспектив крупных территорий, как, например, Прикаспийской впадины, территории Саратовской и Волгоградской областей. Другим таким районом мог бы быть Средний Каспий севернее Апшеронского порога. Мы пытаемся привлечь иностранные фирмы к освоению глубин моря 200-300 м на северных акваториях, между тем, на этих глубинах в Среднем Каспии имеется высокоперспективная плиоценовая дельта Палеоволги. Освоить эти месторождения собственными силами в ближайшем будущем мы не сможем. Очевидно, настало время иметь государственный реестр таких районов и выставить его на тендер для организации работ с помощью иностранных инвестиций.

The state of oil and gas base is regarded on the example of Volga-Ural oil and gas bearing territory at the mordern stage of development. The dynamic of fields discovering is described by decades. Its analysis shows, that the volume of discovered reserves decreases twice every ten years. Future reserves volume is given, productive formations are shown: carbonaceous deposits of the Paleozoic, terrigenous deposits of the Carboniferous and Devonian. The analysis of pools quantity distribution depending on reserves logarithm for these three formations is given. The tendency of average reserves value decreasing is traced for some decades in the main group of discovering Fields. The direct dependence of final coefficient of oil extraction on geological reserves logarithm is proved. The considerable decreasing of oil extraction under existing exraction technologies is explained by flooding exceeding at the main large pools. Three stages of oil extraction are described. They are connected with successive involving of new territories in prospecting and extraction. The tendency of the main extraction ensuring at the largest and the most productive fields expense is analysed. It allowed to keep low selling price at hydrocarbon raw materials. This situation claimed constant compensation of extraction decreasing at some fields by ils increasing at other ones. But this mechanism of oil industry development was dist-roied, because the main source of its development -large by reserves and high productive fields - was run out. But potential resources of oil and gas bearing territories are not limited by large high productive fields, from one third to a half of resources are connected with small fields. Three types of oil industry development are regarded: the Middle Eastern Northern American and the way of the former USSR development. The new way of raw materials base development is recommended: large-scale prospecting of small fields and correspondingly new methods of prospecting.

а - 0 - 1; б - 1 - 2; в - 2 -3; г - 3 - 4; д -4 - 5

1 - ближневосточный; 2 - североамериканский; 3 - сложившийся в бывшем СССР

1 - крупные и средние месторождения; 2 - мелкие месторождения; 3 - извлекаемые за счет повышения КИН нетрадиционными методами; 4 - битуминозные пески; 5 - горючие сланцы; б - гидраты суши; 7 - газы пластовых вод; 8 -рассеянное органическое вещество; 9 - гидраты морей и океанов