Николай Дещеня: На палеозой рассчитывать не стоит, иначе мы просто останемся без штанов

Слушать.

Нижневартовск. Западная Сибирь десятилетиями остается главным нефтяным сердцем страны. Однако легкоизвлекаемые запасы постепенно истощаются. Где искать новую нефть, почему палеозойские отложения не спасут регион от падения добычи, и из-за чего отрасль оказалась в режиме ожидания новых технологий? Об этом Агентство нефтегазовой информации пообщалось с главным геологом АО «Югранефтеразведка» Николаем Дещеней.

Некоторое время назад в профессиональном сообществе активно обсуждалась идея, что палеозойские отложения станут «вторым дыханием» Западной Сибири и заменят традиционные мел и юру. Оправдались ли эти надежды?

- Прямо скажу: нет, не оправдались. И это не просто мое частное мнение - это сухие факты, основанные на огромном массиве каменного материала и результатах бурения скважин. На палеозой было пробурено около 6 тыс. скважин в ХМАО-Югре, ЯНАО, на юге Тюменской области, а также в Томской, Новосибирской и Курганской областях. Но результаты оказались далеко не столь радужными. Залежи углеводородов и нефтепроявления были выявлены на 53 месторождениях, преимущественно в карбонатных отложениях и в основном в зоне контакта палеозоя и осадочного чехла. Все они имеют сложное геологическое строение и содержат трудноизвлекаемые запасы (ТРИЗ). Из общего количества выявленных залежей палеозоя лишь единичные были введены в разработку.

Идея о палеозойском прорыве возникла, когда на Ханты-Мансийском месторождении первая скважина дала фонтан в 300 куб. м нефти в сутки. Тогда все заговорили о новой нефтяной эре. Но оказалось, что это не так: пробурили соседние скважины, а они выдали менее 3 куб. м в сутки. Все зависит от типа коллектора и наличия в нем емкостей. Большинство пробуренных скважин оказались пустыми. Палеозой в Западной Сибири никогда не станет объектом, соизмеримым по запасам и добыче углеводородов с юрскими и меловыми нефтегазоносными комплексами.

В чем главная сложность поиска нефти в палеозойских образованиях?

- Кардинально отличается сам тип коллектора и методология поиска. В традиционном осадочном чехле мы ищем в основном ловушки: сейсмика картирует нам эти поднятия, и мы бурим первые скважины в наиболее приподнятых частях этих поднятий. В палеозое это не работает. Там коллекторы не поровые, а трещиновато-кавернозные. Нефть может быть только там, где породы (чаще всего карбонатные) разбиты трещинами или имеют каверны.

В локальном прогнозе никто не решался дать конкретную точку заложения скважины так, как это делалось при прогнозе на осадочный чехол. Мы можем оконтурить площадь в тысячи квадратных километров, где развиты карбонаты в палеозое, но где именно бурить - никто не скажет. Яркий пример - Ишимская впадина, которая тянется от Курганской области до Тобольска: карбонаты есть, битумы и окисленное органическое вещество фиксируются, а залежей нефти не обнаружено. Если бы государство в свое время сделало ставку только на палеозой, то это бы отодвинуло открытие Западно-Сибирской нефти.

Насколько это дорогое удовольствие сегодня?

- Сегодня бурение одной вертикальной скважины глубиной 3000 метров с проведением в ней гидроразрыва пласта (ГРП) обходится не менее чем в 400 млн руб. Идти на такие колоссальные затраты ради объекта, который не является первоочередным и вряд ли перспективным, могут позволить себе только крупные компании. Да и то в единичных случаях, перекрывая риски за счет прибыльных активных запасов. А так, если специально заниматься палеозоем, то сегодня мы просто останемся без штанов.

Помню, у меня в кабинете академики РАН Виктор Сурков, Алексей Конторович и первооткрыватель сибирской нефти Фарман Салманов обсуждали эту проблему. И тогда новосибирцы сразу сказали, что в палеозой не стоит вкладывать больших средств, так как он никогда не заменит по запасам и объемам добычи вышележащие нефтегазоносные комплексы. Фарман Курбанович тогда сказал: «Если вы так будете говорить, я вам больше руки не подам». Он до конца оставался оптимистом. Но факты говорят об обратном.

На сегодняшний день проблема палеозоя активно прорабатывается в Томской области, где идет значительное падение добычи. Считается, что восполнить достигнутый уровень можно только за счет изучения палеозоя. В регионе реализуется программа «Палеозой» с 2017 года. По ней уже пробурено шесть поисково‑разведочных скважин. Однако значительных результатов получено не было. Из всех открытых залежей палеозоя в области добыча углеводородов ведется только на пяти месторождениях. Пока эти запасы не могут остановить падающую добычу, которая снижается с 2009 года. 

Если палеозой не спасет, то на чем Западная Сибирь будет держать добычу в ближайшие 20-30 лет?

- Если взять всю оценку ресурсов Западной Сибири, то, на самом деле, мы не выработали и 50%. Но большой объем этих ресурсов находится либо в сомнительных объектах палеозоя, по которому отсутствует эффективная методика поиска, либо в вышезалегающих юрском и ачимовском нефтегазоносных комплексах, которые преимущественно являются трудноизвлекаемыми.

Надо разделять всю добычу углеводородов из залежей на активные и ТРИЗы. Допустим, пласты группы «Ю», и в первую очередь тюменской свиты, а также баженовский горизонт и ачимовская толща - все они относятся к категории трудноизвлекаемых. Самые активные запасы - у пластов группы «Б» и «А».

Пласты группы «А» находятся на меньших глубинах (2000-2100 метров) по сравнению с юрой и тем более палеозоем. Глубина скважин на неокоме меньше, а значит, и затраты на поиск и разведку тоже меньше. Компании неохотно идут на освоение ТРИЗов и стараются работать с активными запасами, потому что там гораздо проще и финансовые затраты ниже. К юрским пластам обычно подходят в последнюю очередь, добуривая старые месторождения второй сеткой.

Как с этими сложными запасами работают нефтяные компании?

- Сегодня в Западной Сибири много компаний, которые называются независимыми недропользователями (не входят в структуру ВИНКов). И если они имеют месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, то практически ими не занимаются. У них сплошь и рядом идет нарушение условий пользования недрами. ТРИЗы требуют огромных затрат, которые при текущих налогах и колебаниях цен на нефть просто не окупаются. Из-за этого многие известные открытые месторождения годами стоят нетронутыми.

У некоторых месторождений коэффициент проницаемости меньше 1 миллидарси. Получить рентабельную нефть без применения ГРП там невозможно, и у компаний просто отпадает желание заниматься этими запасами. Часто происходит имитация бурной деятельности ради привлечения инвесторов или последующей перепродажи актива. Иногда берут старые советские скважины, у которых был получен дебит менее 3 кубов в сутки, делают там ГРП, получают кратковременный приток в 10-15 кубов и громко заявляют об открытии месторождения в пиар-роликах. Но дальше ими заниматься никто не хочет, потому что таких дебитах затраты неокупаемы. В итоге независимые компании либо бесконечно перепродают эти активы друг другу, чтобы свалить с больной головы на здоровую, либо уходят в банкротство.

Но ведь технологии развиваются, тот же ГРП применяется повсеместно. Разве это не решение?

- Некоторые считают, что гидроразрыв - это хорошо. Однако его результативность нивелируется негативным воздействием на недра и структуру горных пород.

Для современной экономики ГРП является наиболее эффективным методом, но не панацеей. Если сначала делали один гидроразрыв на вертикальной скважине, то потом начали бурить горизонтальные скважины и выполнять по несколько десятков операций при длине горизонтального ствола в полтора километра. Все это здорово, если бы затраты не увеличивались. Если вертикальная скважина с ГРП стоит около 400 млн руб., то горизонтальная с многоступенчатым ГРП (свыше 10 портов) уже достигает 1 млрд руб. Представьте себе, какой дебит нефти должен быть из скважины, чтобы при ее продаже окупать понесенные затраты!

Одно дело, если бы она работала как на активных запасах: пробурил - и она функционирует, пока не выработает зону дренирования. А горизонтальная с ГРП проработала, дебит увеличился, но прошло три года - и она снова вернулась на первоначальный нерентабельный уровень в 3-4 тонны в сутки. Все, она больше не окупается, надо снова залезать в нее и делать повторные гидроразрывы. Нефть не имеет свойства постоянно расти в цене: она то поднимается, то опускается. В итоге складываешь все вместе - и нефтяникам становится невыгодно разрабатывать такие месторождения.

Каков ваш прогноз: что сможет переломить ситуацию и оживить нефтедобычу в регионе?

- Сегодня прорыва в науке и в производстве почти нет, трудноизвлекаемые запасы в основном лежат мертвым грузом. Но посмотрите на другие сферы. 50 лет назад никто и представить не мог мобильный телефон - обычный домашний аппарат с диском и трубкой считался пределом мечтаний. А сегодня это реальность у каждого в кармане. Вот такой же фундаментальный скачок нужен и нашей отрасли. Когда произойдет технологический прорыв, который позволит эффективно осваивать ТРИЗ, тогда Западная Сибирь получит мощное «второе дыхание». Сегодня же отрасль находится в режиме ожидания: добыча на активных залежах падает, а сложные пласты пока не позволяют ее стабилизировать.