http://93.174.130.82/digest/showdnews.aspx?id=6429e7a2-701c-4154-8a06-b740dbadd182&print=1© 2024 Российская академия наук
Российская газета: Анатолий Николаевич, как я понимаю, нынешнее состояние нефтяной отрасли, которую называют "становым хребтом" нашей экономики, очень тревожное?
Анатолий Дмитриевский: Она оказалась перед невиданным вызовом, который требуют кардинальных изменений всего нефтегазового комплекса России. Причин тому несколько, назову главные. Завершается эпоха месторождений-гигантов с уникальными запасами сырья, эксплуатация которых началась в 60-е и 70-е годы прошлого столетия. Резко сокращаются "хорошие" запасы и растут трудноизвлекаемые, поэтому падает коэффициент нефтеотдачи. Заканчиваются запасы нефти на глубинах до трех километров.
Все это вместе и породило масштабные проблемы нефтяной отрасли. Как это часто случается, нас подвело наше богатство - огромное число крупных и гигантских месторождений с легкой нефтью. Под них была создана специальная технологии добычи, так называемого "заводнения", когда нефть вытесняется из пласта подаваемой туда водой. Это позволяло отложить до лучших времен другие крупные месторождения, где нельзя применять такой метод. Но вот эти "лучшие времена" наступили, причем они пришлись на мировой экономический кризис. Легкая, находящаяся на небольшой глубине нефть заканчивается.
РГ: Что же делать в такой ситуации?
Дмитриевский: Нужно кардинально менять сложившиеся почти за 80 лет методы и поиска, и добычи. Сама жизнь заставляет переходить на осваивание месторождений, располагающихся на глубине 3-5 километров, а в некоторых регионах 5-7 и даже 7-10 километров. Это вызов всей нашей науке и промышленности. Здесь совсем другие горно-геологические условия, более высокие температуры и давления, иная флюидная динамика. Для перехода на такие глубины необходимы как новые теоретические разработки, так и технические решения.
РГ: У нас есть опыт вскрытия месторождения углеводородов на больших глубинах?
Дмитриевский: В 1997 году на Астраханском карбонатном массиве по предложению ученых нашего института и Геологического института РАН было начато поисковое бурение на глубокие горизонты и пробурено пять скважин. Одна из них на правом берегу Волги стала первооткрывательницей газоконденсатного месторождения в каменноугольных отложениях. В скважине Девонская-2 на глубине 6850 м в 2001 году появилась нефть. Это открытие позволяет рассматривать Астраханский карбонатный массив как единое гигантское месторождение с уникальными запасами углеводородов. Оно позволяет пересмотреть прогнозную оценку углеводородного потенциала страны.
РГ: Какие еще открытия дают возможность по-новому оценить запасы нефти в России?
Дмитриевский: В свое время на Оренбургском газоконденсатном месторождении при исследованиях остатков образцов керна было выделено сырье, которое состоит из озокерито- и церезиноподобных компонентов, твердых парафинов и других углеводородных составляющих. Их детальное изучение привело к открытию нового вида углеводородного сырья, названного нами матричной нефтью. Причем даже вскрывшие залежи нефти скважины не "замечали" ее. Дело в том, что матричная нефть как бы срослась с карбонатной породой, стала ее составной частью и может быть добыта с помощью специальных растворителей. Поэтому более 30 лет разработки этого месторождения не выявили матричную нефть. По заключению экспертов Государственной комиссии по запасам полезных ископаемых Минприроды России в 2005 году ее ресурсы в Оренбургском газоконденсатном месторождении составляют 2,56 миллиарда тонн нефтяного эквивалента.
РГ: А как обстоит дело с совершенствованием добычи масштабных запасов?
Дмитриевский: Надо напомнить, что сегодня в мире с помощью "заводнения" добывается 30 процентов нефти, а в России - 99 процентов. Но эта технология эффективна при добыче легкой маловязкой нефти, запасы которой, как я говорил, у нас заканчиваются. Надо готовиться к трудной и прежде всего вязкой нефти. Методы ее добычи известны: это, в частности, тепловые, газовые, химические, микробиологические технологии. Конкретный выбор зависит от конкретного месторождения. Эти технологии можно объединять, приспосабливая к тем или иным условиям.
Но нельзя забывать и про старые месторождения, там еще осталось немало сырья. Как известно, сегодня на наших месторождениях вместе с нефтью из скважин поднимается на поверхность 70 процентов воды, а в некоторых местах - 96-98. А внизу остаются "законсервированными" значительные запасы нефти. Учеными Института проблем нефти и газа РАН разработана полимерно-гелевая система "Темпоскрин", которая позволяет ее извлечь. Суть в использовании так называемых "умных" реагентов. Они воздействуют на пласт и меняют его водопроницаемость, повышая нефтеотдачу. Технология испытана на 34 нефтяных месторождениях России, Казахстана и Азербайджана.
РГ: Сегодня много говорят о необходимости внедрения в геологию новых инновационных технологий. Как должна строиться программа их применения в нефтяной и газовой промышленности?
Дмитриевский: Выявление особенностей строения, энергетики и эволюции Земли позволяет обосновывать новые подходы к происхождению нефти, закономерностям распределения нефтяных месторождений, вносить коррективы в прогноз и поиски залежей углеводородов, связанных со специфическими типами природных резервуаров, использовать новые технологии поиска и разведки месторождений и по-новому оценить ресурсную базу нефтяной и газовой промышленности. Поэтому инновационная программа развития нефтяной промышленности должна базироваться на максимальном использовании достижений фундаментальной и прикладной науки.