CC BY
46
УДК553.98.2.148 (470.4/.5)
ДОЛГИЙ ПУТЬ ДО ОТКРЫТИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ЕГО ВВОДА В РАЗРАБОТКУ
© 2017 г. Ю. С. Кононов
ФГУП "Нижне-Волжский НИИ геологии и геофизики"
При рассмотрении такого важного аспекта геологоразведочного процесса или геодеятельности как открытие месторождения полезных ископаемых и подготовка его к разработке, необходимо отметить следующее. Начиная с 70-80-х годов ХХ века в геологии широкое развитие стали получать и даже превалировать представления о системах (включая синергетику, которая имеет в виду саморазвитие систем). В том числе в 2014 году в Саратове прошла Всероссийская научная конференция по программе: «Современные проблемы моделирования и эволюции геосистем». В соответствии же с современными представлениями о системах, включая геосистемы, они неизменно связаны с уровнями их организации [3 и др.]. В свою очередь, исходя из этап-ности и стадийности геологоразведочного процесса, он вполне может рассматриваться в качестве многоуровневой системы геодеятельности.
Когда речь идет о человеческой деятельности вообще, то во многих ее областях она чаще всего подразделяется на научную и производственную. Их соотношение подразумевается в качестве внедрения научных или научно-технических разработок (включая новые подходы, методы, рецептуры и т. д.) в производство, особенно на основе патентования или ноу-хау.
Геологоразведочный же процесс в целом (на всех его этапах и стадиях) представляет собой область (систему) очень тесно связанной научно-производственной деятельности. Разделение этой деятельности на научную и производственную составляю-
щие зачастую довольно условно. Взаимодействие составляющих обусловлено непрерывным проявлением их взаимосвязей при прогнозно-поисковом характере геологоразведочного процесса. К тому же сам процесс все более усложняется, с одной стороны, и совершенствуется - с другой. Все это в конечном итоге сказывается на его эффективности, значимости.
При обособлении и рассмотрении системы геодеятельности (и ее основных направлений) в наиболее общем виде важное значение имеет, как уже было показано [10], ее концептуально-принципиальная основа. При этом сама геодеятельность может рассматриваться в качестве системы, причем, по крайней мере, в двух различных ракурсах. Соответственно в них изменяются и уровни организации (УО) рассматриваемой системы.
Первый из указанных ракурсов, в свою очередь, охватывает три основных направления исследования геосистемы: научно-познавательное, прогнозно-эвристическое и народнохозяйственное. Каждое характеризуется очень широким диапазоном своего проявления - от глобального до зонально-локального. В общем плане это соответствует представлениям об иерархических уровнях, хотя при выделении УО систем имеется в виду, конечно, не только иерархия. Особенности геосистем при рассмотрении в рамках первого ракурса обычно определяются взаимодействием следующих УО: цели, принципы, объекты, средства, способы (методы), результаты, значимость.
Другой ракурс обусловлен более частой внутренней, но очень важной спецификой геологоразведочного многоуровнего процесса. Она находит выражение в действии так называемого принципа последовательного приближения. Главным образом это сказывается в обособлении внутри системы геодеятельности в виде ее УО этапов и стадий. Такой характер геодеятельности определяет, прежде всего, ее длительность и своеобразную «эшелонированность». При этом этапность и стадийность работ предусматривают постепенные переходы от региональных исследований вплоть до геологического сопровождения разработки и эксплуатации открытых месторождений. В том числе такие переходы находят отражение в изменчивости рациональных комплексов исследований, определяемых для каждой стадии. К тому же сами комплексы исследований претерпевают изменения со временем в соответствии с общим развитием научно-технического прогресса (НТП).
В любом из рассматриваемых аспектов важнейшим моментом геодеятельности или геологоразведочного процесса является открытие месторождения. В системе этапно-сти и стадийности геологоразведочных работ (ГРР) оно, главным образом, осуществляется в результате усилий, предпринятых при региональных и поисковых исследованиях. По мере того как открывается все большее количество месторождений разного типа и вида, очень важным становится использование давно известного принципа геологических аналогий. В данном случае имеется в виду оценка тесноты аналогий выделяемого объекта поисков со сходным, хорошо изученным (эталонным) месторождением. Вообще-то примеров использования принципа аналогии в геологии множество, причем от регионального до зонально-локального уровня. Поэтому в рассматриваемом случае применительно к
месторождениям полезных ископаемых и вмещающим их регионально-зональным объектам приняты, по крайней мере, два основных ограничения.
Во-первых, из множества месторождений различных видов минерального сырья речь идет только об углеводородном (УВ) сырье. Оно, как известно, представлено месторождениями нефти, газа и газового конденсата в различных сочетаниях. В современной России разработке таких месторождений придается особое значение. Во всяком случае, бюджет страны во многом зависит от стоимости нефти на мировом рынке, которая определяется, главным образом, странами, объединенными в организацию ОПЭК, но и для России тоже очень важна.
Применительно к месторождениям УВ, очевидно, следует напомнить, что в свое время А. А. Бакировым было предложено именовать их «местоскоплениями». Главным образом такое предложение исходило из представлений о миграции УВ. У последователей Бакирова данное название нашло отражение в разработке теоретических основ и методов поисков и разведки скоплений нефти и газа [23 и др.]. Однако широкого распространения термин не получил. Поэтому в данном случае месторождения УВ от других не отделяются.
Во-вторых, в рассматриваемом плане принимается ограничение, которое можно назвать территориальным или провинциальным. Если в территориальном отношении это регион Поволжья и Прикаспия, то в провинциальном отношении он относится к двум соседним нефтегазоноснос-ным провинциям (НГП) - Волго-Уральской и Прикаспийской. При этом некоторые отсновные особенности нефтегазогеологи-ческого районирования рассматриваемой территории уже характеризовались ранее [4]. Применительно к выделению Поволжья и Прикаспия можно лишь добавить следую-
щие специфические особенности, которые весьма существенно отличают принятое территориальное и нефтегазогелогическое районирование.
Так, к Поволжью в основном относятся Нижне-Волжская нефтегазоносная область (НГО) и Средне-Волжская нефтеносная область (НО) в пределах Волго-Ураль-ской НГП. Что же касается Прискаспия, то и территориальное обособление, и принятие его в качестве регионального элемента нефтегазогеологического районирования (на уровне НГП) опять-таки в основном совпадают. Вместе с тем уже применительно к территориальному соотношению Поволжья и Прикаспия ситуация оказывается несколько своеобразной.
В частности, если Поволжье входит в состав России, то территория, которая соответствует Прикаспийской НГП, в постсоветское время в основном отошла к так называемому ближнему зарубежью (в данном случае к Казахстану). Тем не менее и здесь выдающаяся роль русских (особенно советских) геологов и других специалистов разного профиля в становлении нефтяной или же нефтегазовой базы Прикаспия несомненна. Она сказалась, в том числе, на выращивании местных, казахстанских квалифицированных специалистов.
На страницах журнала «Недра Поволжья и Прикаспия» подчеркивалась также конкретная роль российских специалистов в открытии здесь непосредственно месторождений. Главным образом это относится к заслугам саратовских геофизиков и волгоградских буровиков в открытии крупнейшего Тенгизского месторождения [21]. Вместе с тем из-за геолого-технических сложностей, а к тому же из-за условий лицензирования освоение этого месторождения, его промышленная оценка и подготовка к разработке сильно затянулись. Что лишний раз доказывает, насколько неблизок путь от открытия месторождения
до его промышленной оценки и ввода в разработку.
Сравнивая начало времени постановки нефтепоисковых работ в пределах Прикаспийской и Волго-Уральской НГП, можно отметить, что в Прикаспии они начались примерно на полвека раньше. Дело в том, что к концу XIX столетия в Прикаспии, с одной стороны, было установлено наличие соляной тектоники, а с другой, - выявлен ряд нефтепроявлений на земной поверхности. Это дало основание полагать, что Прикаспий имеет довольно близкие черты сходства с Мексиканской впадиной, на территории которой к тому времени было открыто и введено в разработку довольно много месторождений, приуроченных к соляным куполам. Подобный подход к поисковым работам на основе принципа аналогии напрашивался и для Прикаспия (главным образом на малых глубинах). При постановке поисков ожидалось выявить продуктивность надсолевых отложений мезозойского возраста (мел, юра, триас). Вестись такие работы прежде всего стали в Урало-Эмбинском районе на сравнительно небольшом удалении, во-первых, от берега Каспия, а во-вторых, от города Гурьева.
В отношении определения первого открытого в Прикаспии месторождения существует некоторая неоднозначность. В частности, ряд исследователей именуют его Карачунгулом. На этом куполе из надсолевых отложений действительно был получен достаточно интенсивный приток нефти. Однако он довольно быстро иссяк. Поэтому купол Карачунгул не превратился в длительное, как обычно, разрабатываемое месторождение. Таким первенцем и нефтяной Эмбы, и Прикаспия в целом большинством исследователей считается Доссор. Его открытие состоялось к концу первого десятилетия ХХ века, а к середине века в Урало-Эмбинском районе уже разрабатывалось несколько десятков место-
рождений, в числе которых одним из веду-ших по праву считался все тот же Доссор. Правда, эти месторождения были еще мелкими по запасам (до 10 млн т). Существенный перелом наступил во второй половине 50-х годов, когда в надсолевых отложениях было открыто сразу четыре средних по запасам месторождения (Кенкияк, Терень-Узюк, Прорва, Мартыши)*. Таким образом, от открытия первых мелких до средних по запасам месторождений в надсолевых отложениях прошло примерно полвека. Почти столько же времени потребовалось для открытия в этих отложениях единственного (пока) крупного месторождения, получившего название Кенбай. Оно стало результатом осуществления поисковых работ на площади Котыртас Северный -Молдавек Восточный в районе с развитием ряда известных мелких месторождений. Поэтому такое открытие явилось своего рода сюрпризом.
Конечно, оно не могло не стимулировать повышения интереса к поискам месторождений в надсолевых отложениях. В определенной мере эта тема нашла отражение и на страницах журнала «Недра Поволжья и Прикаспия» [2, 8, 22, 26]. Что же касается общей обстановки, в которой было открыто месторождение Кенбай, то она выглядит довольно своеобразно. Нефтепоисковые работы на надсолевые отложения в этот период ведутся традиционно и в небольших объемах. Основной же объем работ сосредоточен на промышленной оценке крупнейших месторождений в подсолевых отложениях, открытых в 70-х годах. Поиски новых подсолевых месторождений в основном безуспешны.
Вместе с тем именно на рубеже 8090-х годов в акватории Северного Каспия на продолжении Каратон-Тенгизской зоны поднятий выявляется крупная карбонатная
постройка. В ее пределах в 2000 г. открыто гигантское месторождение нефти Кашаган, проблемы освоения которого ощущаются ныне [24].
Между прочим, прогноз на возможное атоллообразное продолжение Каратон-Тенгизской зоны в Каспии был дан в начале 80-х годов [16]. Открытие же Кашага-на и его «спутников» - главный результат поисков нефти в Прикаспии последних десятилетий, но развитие здесь работ, в частности, по промышленной оценке месторождения сопряжено с определенными трудностями, включая оценку запасов [24].
Вообще же в Прикаспии общая тенденция развития нефтепоисковых работ в очень сильной степени зависела от наращивания сил и средств. В частности, это относится к освоению подсолевого направления поисков. Наличие интенсивной соляной тектоники сильно осложняло и геофизические методы поисков, и осуществление буровых работ даже в надсолевых отложениях, не говоря уже о подсолевых.
Попытки поисков нефти в подсолевых отложениях Прикаспия стали все более широко предприниматься с начала 50-х годов ХХ века. С этого времени они в значительной мере стимулировались успехами нефте-поисковых работ, приведшими к открытиям месторождений в палеозойских отложениях соседней Волго-Уральской НГП. Однако там они выявлялись на значительно меньших глубинах.
Своего рода рубежным этапом может считаться проведение в 1959 году в г. Гурьеве Всесоюзного совещания по проблемам особенностей строения и нефтегазоносно-сти Прикаспия. В частности, главным образом по итогам обсуждения ряда важных вопросов, связанных с оценкой особенностей строения и перспектив нефтегазонос-ности региона, принят ряд решений. В том
* Здесь и далее использованы названия, существовавшие в то время.
числе в плане проблемы поисков подсоле-вой нефти было принято и затем реализовано решение о бурении в Прикаспии двух скважин глубиной 7 км (Биикжальской и Аралсорской). Предполагалось, что они вскроют крупные поднятия подсолевого этажа с прогнозированным положением его кровли на глубине порядка 5 км. Здесь нужно вспомнить, что в то время в целом по стране и в самом Прикаспии глубина скважин в основном не превышала 33,5 км. Таким образом, можно считать, что в этом отношении Прикаспий по глубинности бурения оказался в числе лидеров среди других НГП.
Правда, поиски месторождений в под-солевых отложениях в течение двух десятилетий (до 70-х годов) не привели к сколько-нибудь существенным положительным результатам. В том числе не оправдались надежды, возлагавшиеся на бурение указанных сверхглубоких скважин, особенно предположение о возможности вскрытия подсолевого палеозоя в районе Аралсо-ра на глубине 5 км. Кстати, такой вариант предлагался в виде «альтернативного» по отношению к общепринятому представлению о погружении кровли подсолевого палеозоя в центральных районах Прикаспия (включая Аралсор) на значительно большую глубину.
Тем не менее, общее усиление поисковых работ на подсолевой этаж продолжалось, особенно в периферийных частях Прикаспия, где глубины залегания подсо-левого палеозоя меньше. Стимул же их особенно возрос, когда в непосредственной близости от Прикаспия в окраинной части соседней Волго-Уральской НГП было открыто гигантское Оренбургское нефтега-зоконденсатное месторождение. Мировой опыт при этом показывал, что гигант не может быть одиноким. Ему нужен «шлейф». «Спутники» Оренбургского месторождения появились вблизи него, в пределах так
называемого Соль-Илецкого блока и прилегающих районов Предуралья, который здесь представлен Бельским прогибом. Кроме того, уже на сравнительно небольшом удалении от Оренбургского месторождения в пределах Уральской (Западно-Казахстанской) области удалось также выявить зону подсолевых поднятий, которая получила название Тепловской или Тепловско-Токаревской. Она обособлялась как окраинная зона уже Прикаспийской НГП и оценивалась в качестве перспективно нефтегазоносной. Внутри нее в 1973 году было открыто Западно-Тепловское месторождение [14].
Именно это месторождение может считаться первым промышленно значимым, открытым в подсолевом палеозое Прикаспийской НГП. Его открытие ознаменовалось, в частности, получением крупного нефтегазового фонтана. Хотя само Запад-но-Тепловское месторождение при этом не стало крупным, его открытие дополнительно стимулировало развитие поисковых работ (включая региональные) на подсолевой палеозой Прикаспия, в основном в пределах его окраин. Именно здесь глубина залегания подсолевого палеозоя была доступна для вскрытия его бурением не только в 70-е годы, но и до сих пор.
Во-первых, в пределах непосредственно зоны поднятий, к которой приурочено Западно-Тепловское месторождение, в течение 70-80-х годов было открыто еще шесть сходных месторождений. Таким образом, предполагаемая зона нефтегазо-накопления (ЗНГН) преобразовалась в достоверно установленный нефтегазоносный район (НГР). Во-вторых, такого же типа месторождения, как Западно-Тепловское или подобные ему, были обнаружены на большом протяжении сходных условий в пределах Волгоградской, Саратовской и Оренбургской областей. При этом зона нефтегазонакопления «тепловского» типа
трансформировалась в региональную ЗНГН, получившую название «вдольбортовой» или «барьерной» [6].
Наконец, 70-е годы знаменуются открытием в подсолевом палеозое Прикаспия крупнейших месторождений - Астраханского, Карачаганакского и Тенгизского. К тому же их дополняет крупное месторождение Жанажол, которое затем совместно с рядом своих «спутников» стало называться «Большим Жанажолом». Указанные открытия повлекли и необходимость их промышленной оценки, которая в основном была завершена к концу 80-х годов. Тем самым создана основа Прикаспийского нефтегазового комплекса [18 и др.], имеющего, по крайней мере, межреспубликанское или общесоюзное значение, но... как раз к этому времени наступила пора развала Советского Союза.
Применительно к открытию и промышленной оценке крупнейших месторождений Прикаспия следует заметить, что среди них особое место занимает Карачаганак. Прежде всего он открыт в результате бурения параметрической скважины, то есть в ходе не поисковых, а региональных работ. Кроме того, на этапе промышленной оценки исследования осуществлялись при кураторстве межинститутской научной группы и активном участии НВНИИГГ. Важно и то, что для сложной флюидальной системы месторождения с целью максимального извлечения как жидких компонентов, так и газа был разработан вариант сайклинг-процесса, но и ныне оставлена лишь схема разработки «на истощение».
Очевидно, также в рассматриваемом плане нельзя не упомянуть ту специфику открытия и освоения, которая свойственна месторождению Жанажол. Содержащее его подсолевое поднятие, по сравнению с другими, находится на значительно меньших глубинах. Поэтому и введено оно в бурение одним из первых. Однако после того,
как здесь вскрыты подсолевые отложения, непосредственно под солью оказались непродуктивными. Это послужило причиной прекращения бурения при достигнутой проектной глубине скважины. Едиственным активно протестующим был А. К. Замарё-нов, но его протеста оказалось недостаточно. В итоге месторождение Жанажол было открыто «со второго захода». Вместе с тем именно оно стало первым из подсолевых месторождений, введенных в разработку (1984 г.). Период его подготовки к разработке после открытия оказался меньше 10 лет, что также связано с относительно малой глубиной освоения продуктивного разреза.
В многостадийной (многоуровневой) системе геодеятельности до открытия месторождения затраты на различные геологические исследования с известной условностью могут относиться к «накладным» или «рисковым». Открытие же месторождения определяет возможность при вводе его в эксплуатацию не только покрыть все расходы, но и получить прибыль. Однако для ввода открытого месторождения в разработку должна быть оценена промышленная значимость. Здесь имеется в виду оценка извлекаемых запасов и подготовка проекта кондиций разработки месторождения (если его не приходится относить к забалансовым). Стремление же к сокращению периода от открытия месторождения до ввода его в разработку может при возможности сопровождаться опытно-промышленной эксплуатацией.
Продолжительность промышленной оценки открытого месторождения связана с многофакторным воздействием на нее. Из геологических факторов для месторождений нефти, газа и нефтегазоконденса-та к наиболее существенным относится их следующая совокупность:
- приуроченность к выделяемому нефтегазоносному этажу (НГЭ), комплексу (НГК);
- тип разреза и лито-физические свойства пород;
- глубина вскрытия и величина интервала продуктивности разреза;
- одно- или многозалежный характер месторождения;
- тип и степень сложности строения ловушки, вмещающей залежь (ловушек, вмещающих залежи на многозалежных месторождениях);
- структура пустотного пространства (соотношение пор, трещин, каверн) содержащих залежь (залежи) коллекторов;
- степень сложности флюидальной системы залежи (залежей);
Многообразно воздействие технико-технологических факторов. В том числе очень важно для достоверной оценки характера продуктивности разреза эффективное воздействие на призабойную зону пласта в скважине [9, 15 и др.], как в процессе бурения, так и при вызове притока из пласта.
Кроме того, весьма существенное влияние на промышленную оценку месторождения оказывают такие факторы, которые принято относить к геолого-экономическим. В промышленной оценке месторождения они наиболее тесно связаны с подготовкой его к разработке. К числу таких факторов прежде всего относятся:
- обособленность месторождения или приуроченность его к тому или иному нефтегазоносному району (зоне нефтегазонако-пления);
- развитость инфраструктуры, включая наличие (отсутствие) в районе месторождения нефтегаздобычи;
- наличие сил и средств для осуществления оптимальной промышленной оценки открытого месторождения и его разработки.
Следует заметить, что именно последний фактор в условиях введенного в стране в постсоветское время порядка недропользования оказывается порой решающим. При этом затягиваются сроки не только
и даже не столько самой промышленной оценки открытого месторождения, сколько ее начала. В Нижне-Волжской нефтегазоносной области (НГО) Волго-Уральской НГП весьма тревожный пример такого рода связан с одним из, казалось бы, наиболее значимых открытий последних лет. Это относится к объявленному в 2009 году открытию Лугового месторождения, которое по предварительной оценке считалось самым крупным в Саратовской области [11]. В частности, сообщалось, что геологические запасы этого месторождения могут составить от 80 до 100 млн т нефти, а дебит в скважине первооткрывательнице оценивается в 400 т. в сутки. Отмечалось также, что подобных результатов на территории Саратовской области больше нет, и на основе сделанного открытия имеется возможность увеличения нефтедобычи вдвое по области в целом. Однако...
При современном развитии нефтегазовой геологии невозможно перейти к добыче нефти (или сложных нефтегазовых, неф-тегазоконденсатных систем) без выполнения некоторых условий. Их, как минимум, три.
Во-первых, это получение достаточно четкого представления о строении открытого месторождения в целом. Во-вторых, переход от предварительно оцененных по месторождению геологических запасов к достоверным (разведанным), извлекаемым. В-третьих, подготовка с учетом выполнения первых двух условий и на основе современных технико-технологических возможностей научно обоснованного проекта кондиций разработки открытого месторождения. Выполнение указанных положений в сущности обеспечивает промышленную оценку месторождения.
В отношении того, что предварительно высокая оценка геологических запасов Лугового месторождения не стала сопровождаться промышленной оценкой, наиболее
вероятно следующее объяснение. Вполне можно считать, что это как бы вытекает из общего состояния геолого-геофизических исследований, предшествующих самому открытию месторождения. Они прошли долгий и «извилистый» путь.
Как уже отмечалось [11], Луговое месторождение считается в крупном плане приуроченным к так называемой Камен-ско-Золотовской зоне поднятий. Начало же изучения глубинного строения этой зоны (на уровне девона) связывается с выполнением в 1980 году трестом «Саратовнеф-тегеофизика» сейсморазведки ОГТ с цифровой записью. При этом возникли значительные сложности, и преодоление их трест возложил на СГЭ НВНИИГГ. В 1981 году он заказал разработку полевой методики сейсморазведки с задачей улучшения качества прослеживания отражений от горизонтов нижнего интервала осадочного чехла. Имелась в виду главным образом девонская часть палеозойского разреза.
Опытно-методические работы с указанной задачей выполнялись в 1981-1983 гг. (ответственный исполнитель И. И. Хараз). После их завершения в проведении работ на территории рассматриваемого района наступила довольно длительная пауза. В известной мере она была обусловлена некоторой неясностью оценки перспектив нефтегазоносности.
Однако в непосредственной близости от данного района, к югу от него, уже на территории Волгоградской области в сущности в то же время ведутся довольно интенсивные работы по поискам продуктивных объектов нового типа, которые связываются с рифогенными фациями. Главным образом они прогнозируются в низах так называемого карбонатного девона. В начале 80-х годов формируется комплексная методика поисков объектов рифового типа, и к концу 80 - началу 90-х годов выполняемые работы приводят к открытию серии месторо-
ждений в ловушках рифогенного типа. Они представлены массивными залежами. При этом наиболее крупным среди них стало месторождение, получившее название Памятного или Памятно-Сасовского.
Вслед за этими открытиями уже на территории Саратовской области залежь массивного типа в том же стратиграфическом интервале открывается на Белокаменном месторождении. Палеогеграфические условия образования ловушки здесь несколько отличны от тех, что в Волгоградской области, но вместе с тем довольно схожи.
Кроме того, в общем плане в этот период осуществляется обобщение сведений по рифогенным объектам Прикаспия и его обрамления. На такой основе рекомендуется рифогенные (биогеормные) системы подразделять по масштабам на региональные, зональные и локальные [6].
Начало нового этапа исследований с целью решения задачи поисков рифоген-ных объектов уже в пределах Каменско-Золотовской зоны связывается с проведением специальных тематических работ в 1998 году. Они предусматривали целенаправленный анализ полученных ранее материалов применительно к выделению новых первоочередных направлений поисков. Выполнялись эти работы в НВНИИГГ при участии ведущих специалистов ОАО «Са-ратовнефтегеофизика». Руководителем работ был И. В. Орешкин, ответственный исполнитель Е. В. Постнова (при участии В. П. Шебалдина, В. Н. Селенкова, В. А. Абрамова, Г. В. Кангаса). На основе выполненного анализа в разрезе франского яруса (евлано-ливенские отложения) было спрогнозировано положение седиметационно-го уступа с локальным малоамплитудным (40-45 м) осложнением в виде Южно-Бе-логорского поднятия. Предположительно оно оценивалось как рифогенное. Бурение подтвердило наличие прогнозируемого поднятия и глубину его залегания, но оно
оказалось не рифогенным, а сложенным глинистыми известняками, мергелямии глинами. Тем не менее предпосылки для поисков объектов рифогенного типа в пределах Каменско-Золотовской зоны существовали.
В 2000 году сначала один из недропользователей (ЗАО «Белэнергомаш»), а затем другой (ЗАО «Саратовнефтедобыча») заключили договор о проведении полевых сейсморазведочных работ в этом районе с СГЭ НВНИИ1 1. Работы предусматривалось выполнять в два этапа. Однако из-за недостатка финансирования их удалось осуществить лишь немногим более чем на одну треть от первоначально заявленного объема (с завершением в 2003 г.). Затем на основе этих и ранее выполненных работ интерпретация имеющихся материалов по Камен-ско-Золотовскому участку, осуществленная О. П. Резеповой и Л. П. Булановой, позволила выделить два поднятия и несколько антиклинальных перегибов. В стратиграфическом отношении они были приурочены к тем же отложениям франского яруса, что давало основание оценивать их в качестве перспективно нефтеносных рифогенных объектов. Оба выделенных поднятия, получивших названия Лугового и Синегорского, рекомендовались к первоочередной детализации. Наличие же дополнительных антиклинальных перегибов оценивалось в качестве зоны нефтенакопления, подобно установленной в соседнем районе Волгоградской области. Все это - итог работ СГЭ НВНИИГГ.
В 2006 году детализационные работы на Луговом поднятии с подготовкой паспорта по нему начаты уже ЗАО «Запприкаспий-геофизика». Этими работами, а затем и пробуренной скважиной (глубиной 3100 м) выделенное специалистами СГЭ поднятие было полностью подтверждено. К тому же доказана предполагавшаяся рифогенная природа и прогнозируемая нефтеносность
поднятия. Казалось бы, завершить дело с выдачей паспорта и к тому же с изучением выделенной зоны в целом должна бы СГЭ НВНИИГГ, но.
Если же оценивать продолжительность периода времени с начала 80-х годов (когда была начата работа треста «Саратовнефте-геофизика») до открытия Лугового месторождения, то она составит около трех десятилетий. За это время сменилось несколько исполнителей работ, также (начиная с 90-х годов) и недропользователей - заказчиков геофизических и буровых работ.
К тому же в итоге проявился следующий парадокс. С одной стороны, предположительно считается открытым крупнейшее в Саратовской области месторождение. При этом есть основание полагать, что оно приурочено к новой перспективной зоне нефтенакопления. С другой - вот уже длительное время для доказательства этих предположений никаких реальных действий не предпринимается. В частности, нет ничего похожего на промышленную оценку открытого месторождения с осуществлением соответствующих геологоразведочных работ (ГРР).
В связи с этим о недропользователе создается негативное впечатление как о неспособном своими силами и средствами, или хотя бы при помощи подрядчика, выполнить соответствующий комплекс работ. В таком случае напрашивается вывод о целесообразности лишения недропользователя лицензии (за длительное бездействие) и объявления нового конкурса со следующими задачами. Прежде всего и главным образом должна быть дана промышленная оценка Лугового месторождения с подготовкой его к разработке и эксплуатации. Наряду с этим необходимо проведение ГРР на Синегорском поднятии и прилегающих объектах, выявленных СГЭ НВНИИГГ с целью уточнения масштабов возможной зоны нефтенакопления, а в перспективе -
формирования на базе возможных открытий нового нефтедобывающего района.
В отношении промышленной оценки любого месторождения (включая Луговое), очевидно, следует напомнить также следующие обстоятельства. Прежде всего, в геологии существует представление о наличии лага во времени между открытием месторождения и вводом его в разработку и эксплуатацию [14 и др.]. Так вот, этот лаг обусловлен тем, что в течение его необходимо осуществить промышленную оценку открытого месторождения. Важнейшей задачей такой оценки является перевод в основном предполагаемых геологических запасов в доказанные извлекаемые. В этом отношении весьма существенное значение имеют два основных события, произошедшие уже в XXI веке. С одной стороны, в России принята новая классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов [5]. С другой - появилась новая Международная классификация и необходимость сопоставления ее основных понятий с действующими в России [19]. В нынешних условиях это важно потому, что в постсоветский период иностранный капитал буквально оккупировал весь рынок России, включая минерально-сырьевую базу. Этому способствует, кстати, и само руководство России с проведением курса на массовую приватизацию госсобственности, включая минеральное сырье. К тому же в части воспроизводства минерально-сырьевой базы (МСБ) постсоветский период характеризуется рядом негативных тенденций.
Прежде всего, задачи развития МСБ перестали оцениваться в виде составной части общего развития народнохозяйственного комплекса страны. Главный крен сделан на возможности наращивания экспорта в основном УВ в страны ЕЭС. Россия становится в сущности их сырьевым придатком. Однако возможности экспорта в данном случае УВ год от года все более
ограниченны, хотя составляются государственные программы развития МСБ страны на долгосрочные периоды, в частности до 2020 и 2030 гг. Беда лишь в том, что они никак не соответствуют реальности.
Так, одна из пагубных тенденций заключается в практически непрерывном падении объемов ГРР в течение постсоветского периода в данном случае на нефть и газ. Особенно резко выражено оно было начиная с 1991 г. [20]. Затем темпы сокращения объемов ГРР и их государственного финансирования снизились, но общее сокращение осталось неизменным [1, 12 и др.]. При этом к 2011 году, по сравнению с предыдущими годами, государственное финансирование работ стало самым низким [13]. Происходит такой процесс на фоне существенного обострения мировой конкуренции за доступ к ресурсам УВ. В том числе усиливается экспансия крупных иностранных компаний с притоком инвестиций в нефтегазовый комплекс. В определенной мере они относятся и к ГРР. В связи же с тем, что основной экспорт нефти и УВ в целом главным образом ориентирован на страны ЕЭС, обращается внимание на то, что в их распоряжение перетекает значительная часть добавленной стоимости [27].
С другой стороны, принятая ЕЭС стратегия развития до 2020 года такова, что в ней большое значение придается возобновляемой энергии будущего. В этой связи отмечается [7] возможность прекращения существующих потоков УВ. Как известно, до сих пор они осуществлялись на основе договоров по безальтернативным контрактам.
Возвращаясь непосредственно к ГРР и их значению для воспроизводства МСБ, нельзя не обратить внимания на следующее. Недофинансирование ГРР уже привело к кардинальному подрыву выполнения основных положений долгосрочной Федеральной программы (до 2020 и 2030 гг.). Тем самым эти государственные документы
в значительной мере утрачивают свое значение [1].
В этой же связи обращается, например, внимание на то, что в России ежегодный объем инвестиций в ГРР примерно в 4 раза меньше, чем в Канаде. В то же время территория России в два раза больше [13]. К тому же отмечается, что в первом десятилетии XXI века был достигнут прирост запасов, обеспечивший лишь ненамного более половины накопленной добычи нефти. Соответственно для того, чтобы поправить положение, предлагается увеличить существующие ныне объемы ГРР в 4-5 раз [17]. Такое, конечно, вряд ли реально. Скорее нужно признать, что долгосрочные программы, не соответствуя реально существующей действительности, грозят в том числе падением уровня добычи нефти.
Следует также согласиться с тем, что ныне уже главную роль в нефтегазовом комплексе России играет крупный (особенно) и средний бизнес. Это в том числе относится к ГРР, включая и промышлен-
ную оценку открываемых месторождений. Что же касается государственного интереса, то несмотря на то, что нефтегазовый комплекс является главным исполнителем бюджета, он в значительной степени зависим от иностранного капитала. Эта зависимость значительно возросла после вступления России в ВТО. Поэтому многочисленные акционерные общества (АО), которые формируют «нефтяную политику» страны, неконкурентоспособны на мировом рынке. Сказанное относится как к американским монополиям, так и к европейским, таким как Бритиш Петролеум, Тоталь и др. С ними «тягаться» очень непросто.
Таким образом, на долгом пути к открытию месторождения и его ввода в разработку существуют два рода причин, которыми определяется такая длительность. Одни главным образом обусловлены внутренними свойствами геодеятельности или геологоразведочного процесса. Другие следует оценивать в качестве внешних или приходящих. Соотношение их различно.
Л и т е р а т у р а
1. Бавлов В. Н. Результаты работ по геологическому изучению недр и воспроизводству минерально-сырьевой базы России в 2010 году и основные задачи на 2011 год // Разведка и охрана недр. - 2011. - № 2. - С. 3-8.
2. Перспективы развития нефтегазопоисковых работ в надсолевых отложениях Прикаспийской впадины / Ю. А. Волож, Н. В. Миличенко, Н. Г. Куантаев, В. В. Липатова // Недра Поволжья и При-каспия. - 1997. - Вып. 14. - С. 7-11.
3. Воробьёв В. Я., Кононов Ю. С. Об уровнях организации геосистем // Недра Поволжья и При-каспия. - 2007. - Вып. 50. - С. 6-12.
4. Воробьёв В. Я., Кононов Ю. С. Особенности нефтегазогеологического районирования на примере Поволжья, Прикаспия и Предкавказья // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2009. - Вып. 59. -С. 3-11.
5. Габриэлянц Г. А. О новой классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов // Отечественная геология. - 2007. - № 4. - С. 3-11.
6. Геолого-геофизические модели и нефтегазоносность палеозойских рифов Прикаспийской впадины / под ред. Ю. С. Кононова. - М.: Недра, 1986.
7. Громов А. Не превратить бы «кладовые» в «кладбище» // Нефть России. - 2011. - № 2. - С. 3-4.
8. Оценка перспектив нефтегазоносности надсолевых отложений Волгоградского сектора Прикаспийской впадины / В. А. Жингель, В. М. Абрамов, Ю. А. Герасименко, Н. Г. Мазина // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2014. - Вып. 64. - С. 29-35.
9. Калинин В. Ф. Литолого-физические критерии выбора оптимальной технологии повышения продуктивности скважин физико-химическими методами. - М.: ЗАО «РЕНФОРС», 2013.
10. Кононов Ю. С. О концепции нефтегазогеологических исследований в Прикаспии // Недра Поволжья и Прикаспия. - 1998. - Вып. 16. - С. 11-18.
11. Лавренченко Ю. НВНИИГГ: «Открыто Луговое месторождение - самое крупное в Саратовской области» // Курс. Русский проект. - 2009. - № 5 (17). - С. 22-27.
12. Ледовских А. А. Основные результаты работ Федерального агентства по недропользованию в 2010 году и приоритетные задачи на 2011 год // Разведка и охрана недр. - 2011. - № 1. - С. 3-9.
13. Геология и нефть России: экономика, организация, кадры / В. И. Лисов, Н. Х. Курбанов, М. В. Давтаев, О. С. Брюховецкий // Известия ВУЗов. Геология и разведка. - 2012. - № 2. - С. 82-85.
14. Марченко О. Н. Предуральский нефтегазовый комплекс // Недра Поволжья и Прикаспия. -2010. - Вып. 62. - С. 50-60.
15. Опыт применения технологии инфрачастотно-волнового воздействия на призабойную зону пласта при освоении скважин / П. И. Кононенко, К. К. Квитчук, В. Ф. Калинин и др. // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2014. - Вып. 80. - С. 46-53.
16. Перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений Прикаспийской впадины / Л. И. Ровнин, А. В. Овчаренко, Д. Л. Фёдоров и др. // Тезисы докл. 27 Междунар. геол. конгресса. - М.: Наука, 1984. - Т. 7. - Секция 13-16. - С. 105-107.
17. Подольский Ю. С. Прогноз развития минерально-сырьевой базы нефтяной отрасли и добычи жидких УВ в России до 2030 года // Разведка и охрана недр. - 2011. - № 4. - С. 7-11.
18. Проблемы развития Прикаспийского нефтегазового комплекса / Э. С. Воцалевский, Ю. С. Кононов, В. А. Савин, Д. А. Фёдоров. - М.: Недра, 1991.
19. Савинкова Л. Д. Сопоставимость основных понятий Международной Системы управления запасами и ресурсами углеводородов и действующей классификацией в России // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2011. - № 5. - С. 4-10.
20. Салманов Ф. К., Золотов А. Н. Топливно-энергетический комплекс России в период реформ (итоги и задачи) // Геология нефти и газа. - 1996. - № 1. - С. 4-10.
21. Семёнов В. Н. Как открывали Тенгиз // Недра Поволжья и Прикаспия. - 1998. - Вып. 16. -С. 80-83.
22. Семенович В. В. Нефтегазоносность надсолевых отложений Прикаспийского нефтегазоносного бассейна // Недра Поволжья и Прикаспия. - 1997. - Вып. 14. - С. 11-16.
23. Теоритические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа // Учебник для студ. ВУЗов. - М.: Высшая школа, 1987.
24. Тюрин А. М. Кашаган - мегапроект Каспийского региона // Недра Поволжья и Прикаспия. -2015. - Вып. 82. - С. 3-7.
25. Федоров Е. А., Новикова А. Бизнес России на крючке США // Курс. Русский проект. - 2012. -С. 48-52.
26. Феоктистов А. В., Лепилин В. М., Феактистов В. А. Найти Карачаганак-2! // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2012. - Вып. 61. - С. 44-66.
27. Шматько С. Комплексный ответ на старые вопросы // Нефть России. - 2011. - № 2. - С. 6-9.
