Рисунок 1 - Динамика добычи нефти и прироста запасов [9].

1 Состояние ресурсной базы нефтедобычи в России и перспективы ее наращивания Гаврилов В.П., (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) Грунис Е.Б. (ОАО «ИГИРГИ») Россия обладает минерально-сырьевой базой углеводородов, позволяющей обеспечивать высокий уровень добычи нефти и газа на длительную перспективу. Нефтегазовый комплекс нашей страны является базовой отраслью экономики, играет определяющую роль в обеспечении энергоресурсами Российского государства, и в значительной степени влияет на мировую энергетическую стабильность. Вместе с тем, снижение темпов воспроизводства углеводородов, произошедшее за последние 20 лет, уже стало сказываться на динамике добычи и обеспечении плановых показателей, предусмотренных в актуализированном варианте «Энергетической стратегии России на период до 2030 года». Особо остро стоит проблема по состоянию ресурсно-сырьевой базы нефтяной отрасли. За последние 15 лет дефицит прироста запасов нефти в России по отношению к добыче достиг 1,2 млрд т, а объем текущих извлекаемых запасов на одно месторождение сократился с 10,8 млн. т в 1992 г до 5,6 млн. т в 2010 г. Почти 93 % текущих запасов нефти находятся в распределенном фонде. Оставшиеся 7%разведанных запасов нефти представлены мелкими, находящимися на грани рентабельности, месторождениями. Из добываемой нефти и производимых нефтепродуктов 72% идет на экспорт. За счет вырученных средств в значительной степени обеспечивается бюджет страны. Основные задачи по развитию ресурсной базы углеводородного сырья и его добычи определены «Энергетической стратегией России на период до 2030 года», утвержденной Правительством РФ. В соответствии с этим к 2020г. производство нефти должно будет доведено до 525 млн. т. В течение последних лет добыча нефти в нашей стране находилась в районе 500 млн. т : в 2008г. 472, в 2009г. 477,3, в 2010 г. - добыто 505, а в 2011 г 510 млн. т. нефти, из которых 70 млн. т (14%) приходится на компании с иностранным капиталом. Поэтому задача по доведению годовой добычи нефти до 525 млн. т выглядит весьма актуальной и заманчивой, но требует подкрепления реальными запасами. 1

2 Начиная с 90-х годов прошлого столетия годовая добыча нефти в России не компенсировалась приростом её запасов, средняя восполняемость не превышала 85%. И только с 2006г. наметилась тенденция восполнения запасов за счет геологоразведочных работ (рис.1). Причем коэффициент прироста составил всего 1,03, т.е. являлся простым воспроизводством [9]. Рисунок 1 - Динамика добычи нефти и прироста запасов [9]. Попытки увеличить этот коэффициент за счет переоценки запасов (главным образом за счет повышения КИН) является манипулированием цифр, не имеющим ничего общего с их реальным приращением. Простое же их воспроизводство не позволяет уверенно смотреть в будущее и надеяться на доведение добычи нефти до планового уровня. Проблема усугубляется ещё и тем, что опережающими темпами создаются новые транспортные коридоры для экспорта российской нефти, которые в полной мере также не обеспечены ресурсами. Так, например, только по одному магистральному нефтепроводу ВСТО, если он заработает на полную мощность, надо будет ежегодно перекачивать до 80 млн.т. нефти за рубеж [4]. В купе, сложившаяся ситуация с перспективами наращивания запасов нефти и их расширенного воспроизводства выглядит весьма удручающе. Для того, чтобы выйти на продекларированный уровень добычи в 520 млн.т нефти в год и стабильно удерживать его требуется ежегодно хотя бы двукратное приращение запасов, для чего нет никаких оснований. Ещё с советских времен известно, что уверенное развитие нефтяной промышленности возможно, если имеющиеся запасы нефти на лет 2

3 обеспечивают её прогрессирующую добычу. Остаточные запасы нефти в России, с учетом их простого воспроизводства, позволят лишь в течение ближайших лет обеспечивать запланированную добычу после чего неизбежно произойдет её резкое падение до млн. т в год и уже к году России не сможет не только экспортировать нефть, но и обеспечивать ею свои внутренние потребности [5]. Каковы же причины столь нерадостного состояния нефтяной промышленности России? Их несколько. Вот основные из них. 1. Отход государства от подготовки сырьевой базы вообще и нефтяной, в частности. Если в советское время государство в лице Министерства геологии СССР на бюджетные средства проводило ГРР, открывало месторождения, подсчитывало их запасы, а потом передавало их для разработки в соответствующее министерство, то теперь все расходы на проведение ГРР и на подготовку запасов ложатся на плечи недропользователей. В настоящее время за счет средств недропользователей выполняется до 95% ГРР, и только 5 % за счет федерального бюджета. Причем более половины государственных средств вкладываются в изучение геологии Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) (рис.2). Рисунок 2 - Затраты на ГРР, выполненные за счёт средств всех источников финансирования на территории РФ и континентальном шельфе в гг. [9]. Как результат отхода государства от подготовки сырьевой базы проявились и укрепились следующие негативные явления: - Произошел развал единой геологической службы России. С 1990г. число сотрудников геологической службы уменьшилось в 10 раз, объем 3

4 разведочного бурения сократился более чем в 6 раз, существенно снизился объем геофизических работ. Были ликвидированы высокопрофессиональные геологические и технологические службы отраслевых министерств. - Разрушалась единая нефтяная промышленность страны, а её отдельные фрагменты перешли в частные компании. За последние 15 лет число недропользователей в России возросло более чем в 3 раза: с 213 (1996 г) до 777 (2010 г). В то же время, начиная с 2008г. число недропользователей, получивших лицензию на ГРР, сократилось почти на треть [6], что говорит о нежелании недропользователей вкладывать свои средства в изучение земных недр, без чего невозможно эффективно приращивать запасы минерального сырья. В значительной степени это является результатом несовершенного законодательства в нашей стране. Так, один из руководителей НК «Лукойл» В.Ю. Аликперов еще в 2010г. заявил о снижении инвестиций в геологоразведку на 65%. Причинами этого В.Ю. Аликперов назвал следующие. Во-первых, открытые месторождения передаются государству, а не недропользователю, осуществившему открытие. Вовторых, затраты на ГРР возмещаются только при положительном результате. По мнению В.Ю. Аликперова, необходимо создать такую законодательную базу, которая бы стимулировала геологоразведку. - Уменьшился объем финансирования научных исследований и сократилось количество комплексных обобщающих научных тематик, ориентированных на познание закономерностей образования и размещения нефтяных скоплений по площади и по разрезу. Подобные обобщения возможно проводить лишь на основе новых геолого-геофизических данных. Учитывая, что эти данные находятся в руках частных недропользователей, они не доступны для широкого круга отечественных геологов и геофизиков. Геолого-геофизическая информация оказалась закрытой, или же требует значительных усилий и средств для ее получения. Поэтому геологические исследования, как правило, ограничены рамками лицензионных участков. Появилась, так называемая, «лоскутная геология». Те же обобщающие научные исследования, которые инициируются Федеральными агентствами по недропользованию, ограничиваются своими отраслевыми научноисследовательскими институтами. К научному обобщению практически не привлекаются ученые из вузов и академических институтов, что делает эти обобщения однобокими, не развивающими в полной мере теорию и практику нефтегазопоискового дела. 4

5 2. Резкое сокращение объемов финансирования ГРР. В ценовом выражении невозможно сравнить финансовые затраты на ГРР в советское и постсоветское время. Однако в период с 2005 г по 2008 г они возросли соответственно с 70,4 млрд. руб до 176,4 млрд. руб, а в 2009 г сократились до 137,7 млрд. руб (т.е. на 22%). Более подходят для сравнения объемы глубокого поискового разведочного бурения: в РСФСР они составляли 4-6 млн. м/год, в России в 2005г-1120 тыс. м, в 2008г тыс. м, в 2009г-862 тыс.м. (т.е. упали по сравнению с 2008 г на 45%, а по сравнению с советским периодом сократились более, чем в 6 раз). Имеется прямая корреляция между объемами глубокого бурения и приростом запасов УВ сырья: чем больше бурят, тем больше открывают месторождений и приращивают запасы. 3. Выработанность запасов нефти в регионах традиционной нефтедобычи. Практически все нефтяные месторождения, которые в настоящее время обеспечивают нефтедобычу в России, были открыты лет тому назад. Сейчас это выработанные месторождения, которые вступили или вступают в стадию падающей добычи. В европейской части России, в наиболее старом нефтегазодобывающим регионе, степень выработанности запасов по нефти достигает в среднем порядка 70%. По отдельным регионам степень освоенности разведанных запасов следующая: в Уральском 84,4%, в Приволжском 91,1%, в Северо-Кавказском -88,5%, в Калининградском (суша) 91,9%, на Сахалинском (суша) 94,5%. Похожая картина и в Западной Сибири, где более 150 наиболее важных нефтяных месторождений находятся в стадии падающей добычи. Среди них такие гиганты, как Самотлор, Мамонтовское, Федоровское, Южно-Сургутское, Северо-Варьеганское и многие др. 4. Уменьшение размеров запасов вновь открываемых месторождений. Характерной тенденцией последних десятилетий является сокращение размеров запасов вновь открываемых месторождений. За последние 40 лет средние запасы открываемых в России нефтяных месторождений снизились в тридцать раз и составили всего 900 тыс.т (рис. 3). В то же время именно крупные и гигантские месторождения определяют «погоду» в ресурсном потенциале России, да и всего мира. В нашей стране к крупным (гигантским) месторождения относят месторождения с запасами нефти от 60 млн. т и выше, а к уникальным с запасами более 300 млн.т. 5

6 По состоянию на г. в России выявлено всего 20 уникальных нефтяных месторождений, из более чем 2000 месторождений, накопленная добыча которых составила 41% от общей накопленной добычи России. млн т Рисунок 3 - Динамика средних запасов новых нефтяных месторождений (категории А+В+С1+С2) [8]. годы Тенденция к уменьшению запасов вновь открываемых месторождений характерна для всего мира, не только для России, это хорошо видно на рис.4. Однако, на кривой изменения мировых запасов нефти, начиная с 2000 г., появился новый пик, который обусловлен открытием ряда уникальных месторождений нефти на глубоководном шельфе Бразилии и Мексиканского залива. Такой же всплеск увеличения запасов нефти возможен и для России по мере изучения арктических морей и других малоисследованных регионов. 6

7 Рисунок 4 - Динамика запасов уникальных и крупных месторождений нефти мира и России [10]. Уникальные и крупные месторождения: 1 мира, 2 России, 3 разведанность НСР мира 5. Снижение коэффициента извлечения нефти (КИН) В советский период средний КИН по стране составлял 0,45, к настоящему времени он упал до 0,3. Это объясняется рядом причин и, прежде всего, вовлечением в освоение залежей нефти в низкопроницаемых коллекторах, разработка залежей высоковязких нефтей, относительная дороговизны новых, эффективных методов воздействия на пласт (закачка полимерных растворов, поверхностно-активных веществ и др.), высокая обводненность залежей, нежелание частных компаний использовать дорогостоящие методы увеличения нефтеотдачи и тем самым уменьшать свои доходы. Остановимся на одном факторе, существенно снижающем КИН, это обводненность нефтяных залежей. Современная обводненность российских нефтей достигает 84% ( в среднем по миру обводненность составляет 75%). Это означает, что в продукции добывающих скважин воды в 5 раз больше, чем нефти. Если в 2011г было добыто 510 млн. т. нефти, то вместе с ней на поверхность извлекается 2,5 млрд м3 воды. На отделение и отчистку попутной воды в нашей стране тратится более 7 млрд. долл. Снижение обводненности до среднемировых стандартов позволит ежегодно экономить до 2 млрд долларов. Экономия средств и энергии приведет к снижению себестоимости добычи нефти и, в конечном счете, к увеличению КИН [1]. 7

8 Кроме того, при стоимости нефти более 60 долл. за баррель возможно применение многих сравнительно затратных технологий, которые способны увеличить КИН в среднем до 0,4 (рис. 5). Для этого нужны добрая воля и рачительной отношение к российским недрам. Рис. 5. Себестоимость добычи нефти (С) в зависимости от достигаемого КИН при различных технологиях: заводнение (1), закачка полимерных растворов (2), тепловые методы(3), закачка СО2 (4), применение поверхностно-активных веществ (5) 6. Усложнение горно-геологических и географических условий открытия и освоения нефтяных месторождений. Перспективы открытия новых крупных нефтяных месторождений связаны с отдаленными и труднодоступными регионами Восточной Сибири, шельфом арктических и дальневосточных морей. Это районы со сложными климатическими условиями, неразвитой инфраструктурой, обостренной экологической обстановкой. Определенные надежды таят в себе древние глубокопогруженные комплексы Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоры, Северного Кавказа. Пока в России освоены глубины в среднем 4-5 км. На на глубинах более 4 км в нашей стране выявлено 234 месторождения, причем 80 % нефтяные. Мировой опыт показывает рентабельность освоения нефтяных залежей на глубине 6 и более км. В мире на глубине 5-8 км уже выявлено и введено в разработку более 1000 месторождений с начальными извлекаемыми запасами нефти до 7% от общемировых [10]. Анализ причин, приводящих к резкому ухудшению состояния ресурсной базы нефтяной отрасли народного хозяйства России, позволяет разделить их на социальные и естественно-природные причины. Последние обусловлены естественными процессами истощения старых месторождений, уменьшением запасов вновь открываемых, усложнением климатических и горно-геологических условий и т.д. Эти причины 8

9 естественны, они обусловлены закономерным ходом процессов освоения месторождений, их избежать практически невозможно. Более разрушительна, на наш взгляд, первая, социальная причина. Смена в нашей стране общественной формации социалистической на капиталистическую нанесла огромный вред народному хозяйству вообще и нефтяной промышленности, в частности. Насильственное и катастрофически быстрое вхождение в капитализм и явилось главной причиной растаскивания нефтяных активов страны, уход государства от решения сложных хозяйственных проблем и, в конечном итоге, к развалу нефтяной отрасли, которая до сих пор не восстановилась в прежнем объеме. Уход государства из собственников нефтегазового комплекса не был компенсирован усилением внимания эффективному использованию переданных активов: разрыв между необходимостью изменений в регулировании ТЭК и принимаемыми властями решениями продолжает нарастать. Если естественно-природные причины мы устранить не в силах, то смягчить последствия социальных «преобразований» в нашей стране возможно. Поэтому одно из главных условий устойчивого обеспечения ресурсной базы нефтяной промышленности России, да и других минеральных отраслей народного хозяйства, - это возврат к государственной централизации всего процесса поиска и разведки месторождений. Использование прошлого положительного опыта ведения нефтяного хозяйства в нашей стране не является зазорным. Известному испанскому драматургу Лопе де Вега принадлежат слова: «Прогресс-это лучшее, и не обязательно новое». Эту мудрость следует взять на вооружение и на современном этапе развития нефтегазовой отрасли России. По нашему мнению, именно государственный орган должен взять на себя ответственность за воспроизводство минерально-сырьевой базы державы, за подготовку новых кладовых минерального сырья для грядущих накоплений россиян. Таким органом, может быть нынешнее Министерство природопользования и экологии, или же возрожденное Министерство геологии. На бюджетные средства проводит изучение земных недр, выясняет закономерности формирования месторождений полезных ископаемых, осуществляет их поиск и разведку, подсчитывает запасы, утверждает их в ГКЗ. На аукцион же или конкурс целесообразно выставлять, на определенных условиях, «готовые» месторождения, а не лицензионные участки. Недропользователь приобретает реальное месторождение для его разработки и доразведки. В противном случае 9

10 тенденция к сокращению лицензий на проведение ГРР будет все более нарастать. Учитывая, что в нераспределенном фонде остаются, в основном, мелкие месторождения, усложняется география и горно-геологические условия их поиска и освоения, разработка таких месторождений становится нерентабельной. Крупные же нефтяные компании, которые в значительной степени уже обеспечены запасами, не испытывают острую необходимость их приращения, они не заботятся в полной мере «о завтрашнем дне». Малый же бизнес не готов, да и не может по своим финансовым возможностям, взять на себя риски по проведению ГРР в сложившихся условиях. Поэтому в России возникла ситуация, когда заниматься нефтяным бизнесом с «нуля» становится невыгодно. Разрубить этот «гордиев узел» под силу только государству. Возникает вопрос, а не оскудели ли российские недра нефтью? Имеются ли научно обоснованные перспективы обнаружения новых крупных и уникальных нефтяных месторождений? Хотелось бы на этот вопрос ответить утвердительно. Вот основные предпосылки к этому оптимистическому взгляду в нефтяное будущее России. Во-первых, недра сухопутной части России изучены менее чем на половину, исследование же недр акваторий находится, по сути дела, на своей начальной стадии. По оценке ряда исследователей, перспективные и прогнозные ресурсы нефти России распределены следующим образом: 83,2% на суше и 16,8% на шельфах (без учета северо-восточных морей Арктики). На суше примерно 48% приходится на долю недр Западной Сибири, а около 20% - на долю недр Восточной Сибири (рис. 6). Отсюда следует, что первостепенное внимание приращению нефтяных запасов должно быть сконцентрировано на континентальной части России, тем более она в большей степени обеспечена инфраструктурой по сравнению с акваториями. В то же время, нельзя недооценивать потенциальные ресурсы углеводородов шельфа России. Только в арктических морях сосредоточено около 100 млрд т, углеводородного сырья, из которых 20-25% приходится на нефть. Хорошие перспективы приращения нефтяных запасов связаны с Каспийским морем. Так, только за счет освоения каспийских месторождений им. В.Филановского и им. Ю.Корчагина добыча нефти может возрасти до млн.т. в год. Реализация проекта «Сахалин 1,2» позволит увеличить добычу нефти на шельфе острова Сахалин до 20 млн т. в год. 10

11 Рисунок 6 - Распределение перспективных и прогнозных ресурсов нефти по нефтегазоносным провинциям [8]. Освоение Приразломного месторождения нефти в Печорском море - до 6,5 млн т в год и т.д. Все это говорит о том, что на шельфе России возможны крупные открытия скоплений УВ, могущих повлиять на баланс энергетических ресурсов не только России, но и мира в целом. Во-вторых, несмотря на многолетнее изучение нефтегазовых регионов России, в полной мере закономерности образования и размещения скоплений углеводородов еще не выяснены. Геологические модели изучаемых районов составлялись в основном на базе традиционных подходов к пониманию геологического строения недр, оценке перспектив их нефтегазоносности и их нефтегазогеологическому районированию. Нами, при решении этих задач, предлагается руководствоваться сравнительно новыми геодинамическими (плитотектоническими) идеями, которые пока находят ограниченное применение в отечественной практике нефтегазопоисковых работ. В соответствии с ними все нефтегазоносные провинции и области России объединяются в протяженные пояса нефтегазонакопления, в пределах которых образование и накопление нефти и газа определялось специфическим геодинамическим режимом недр (рис. 7). 11

12 Рисунок 7 - Пояса нефтегазонакопления России и прилегающих стран СНГ [3]. 1 - Установленные и освоенные центры (полюса) нефтегазонакопления; 2 - Выявленные, но в полной мере не освоенные центры (полюса) нефтегазонакопления; 3 - Прогнозируемые центры (полюса) нефтегазонакопления; 4а - Контуры поясов нефтегазонакопления; 4б - Контуры прогнозируемых поясов нефтегазонакопления, 5а некоторые наиболее крупные разрабатываемые месторождения нефти, 5б некоторые наиболее крупные разрабатываемые месторождения газа. В поясах нефтегазонакопления концентрация месторождений нефти и газа в пространстве крайне неравномерна. На фоне рассеянной нефтегазоносности выделяются области с аномально высокой концентрацией запасов - это полюса (центры, узлы) нефтегазонакопления [3]. Некоторые из них являются традиционными регионами активной нефтедобычи (например, Волго-Уральский, Среднеобский полюса). Нефтегазоносность других установлена, но эти районы еще не вовлечены в процесс активного освоения (Байкальский и другие). Третьи центры нефтегазонакопления только прогнозируются нами (Мезеньский, Ленский). Надежды на открытие крупных и уникальных нефтяных месторождений связаны также с изучением глубокопогруженных комплексов осадочного чехла, складчатого фундамента, поднадвиговых зон и, наконец, акваторий, куда продолжаются пояса нефтегазонакопления со стороны суши. Кратко рассмотрим основные пояса нефтегазонакопления России с точки зрения возможности обнаружения в них новых крупных нефтяных месторождений. Баренцево-Каспийский пояс нефтегазонакопления, вытянут вдоль Урала. В его состав входят такие нефтегазоносные провинции как 12

13 Восточно-Баренцевская, Тимано-Печорская, Волго-Уральская и Прикаспийская. В пределах первых двух наибольшие надежды на выявление новых крупных нефтяных скоплений и даже целых зон преимущественно нефтенакопления связаны с карбонатным ордовиксконижнедевонским комплексом. Крупные антиклинальные поднятия, где этот комплекс доступен для освоения, установлены в восточной части Баренцева моря это Пахтусовская и Адмиралтейская структуры. На суше этот комплекс широко развит в пределах Печоро-Колвинского авлакогена, в Косью-Роговской и Верхнепечорской впадинах. Здесь залежи нефти и конденсата могут быть обнаружены также в поднадвиговых зонах Северного Урала, таких как Интинская, Лемвинская, Патраковская. В целом нефтяной потенциал Тимано-Печорской провинции разведан на 37%, а шельф Баренцева моря - на 5%, главным образом за счет месторождений Печорского моря. В пределах Волго-Уральской провинции пристальным объектом исследований должны явиться додевонские (рифей-вендские) отложения. Их перспективность доказывается прямыми признаками нефти, ее непромышленными притоками на ряде площадей Пермской области. Есть все основания ожидать открытия здесь как минимум средних по запасам нефтяных месторождений. Высокоперспективными в нефтегазоносном отношении являются и поднадвиговые зоны Западного Урала, в которых можно ожидать открытия новых зон нефтегазонакопления с крупными нефтяными и газоконденсатными залежами. Прикаспийская провинция. Ее российская часть характеризуется слабым освоением нефтяного потенциала порядка 1%. Основные надежды на открытие крупных нефтяных и газоконденсатных залежей связаны с глубокопогруженными подсолевыми комплексами. Уже сейчас на основе сейсмических исследований 2Д здесь закартированы несколько крупных антиклинальных структур, которые можно интерпретировать как карбонатные, возможно рифогенные массивы девонско-каменноугольного возраста. Крупные карбонатные поднятия в подсолевом комплексе выявлены Саратовской экспедицией «НВНИИГГ» в пределах Алтатинско- Никольской и Озинской зонах поднятий. Глубина залегания этих объектов достигает 5-5,5 км. Ориентировочные оценки извлекаемых ресурсов нефти могут составить более 400 млн.т, т.е. здесь имеются уверенные предпосылки для выявления новых уникальных нефтяных залежей. В пределах европейской части России располагается еще один Среднерусский потенциально нефтегазоносный пояс, связанный с 13

14 системой рифтов рифей-вендского возраста. В отложениях венда - нижнего кембрия здесь могут быть, как минимум, средние по запасам нефтяные залежи. Прямые признаки нефти здесь установлены в ряде скважин (например, Данилковская площадь). Западно-Сибирский пояс нефтегазонакопления. Новыми направлениями ГРР, которые могут привести здесь к открытию достаточно крупных по запасам залежи нефти, является опоискование нижнесреднеюрских комплексов, а, возможно, и терригенных триасовых отложений. Последние характеризуются, по сейсмическим данным, четко выраженной горизонтальной слоистостью, наличием антиклинальных поднятий. Перспективен в нефтегазоносном отношении и верхнепалеозойский комплекс, который ошибочно рассматривается здесь как герцинский фундамент. Приверхоянский (Лено-Вилюйский) пояс нефтегазонакопления вытянут вдоль Верхоянского хребта, уходит в море Лаптевых и далее на восток на соединение с Предкордильерским поясом Северной Америки. Недра Приверхоянского пояса, особенно в акваториальной части, практически не изучены. О его высоких перспективах нефтегазоносности говорит крупнейшее в России месторождение тяжелой нефти и битумов на восточном склоне Оленекского поднятия с запасами более 15 млрд. т. В пределах рассматриваемого пояса есть основания ожидать открытия не просто гигантских скоплений нефти, а целых новых крупных зон преимущественного нефтенакопления. Нами прогнозируется здесь существование нового узла нефтегазонакопления, связанного с дельтой р.лена (см.рис.7). Говоря о Центральной и Восточной Сибири необходимо обратить внимание на крупный Хатангский прогиб, разделяющий п-в Таймыр и древнюю Сибирскую платформу. Прогиб сложен мощной толщей палеозойско-мезозойских отложений, мощностью в 7-8 км, а может быть и более. Район практически не изучен, но по его периферии уже давно установлены сравнительно небольшие по запасам месторождения нефти. Байкальский пояс нефтегазонакопления характеризуется открытием в последние годы ряда новых крупных нефтяных месторождений (Восточно-Алинское, Северо- и Южно-Талаканское, Севостьяновское). С отложениями рифея, венда и нижнего кембрия здесь могут быть связаны новые крупные и гигантские месторождения нефти, прежде всего в пределах Чуньского, Алдано-Майского и Предпатомского прогибов. Проблема, осложняющая здесь поиск и освоение залежей нефти, являются сильно изменчивые коллектора. 14

15 В-третьих, большой потенциал таят в себе нетрадиционные залежи нефти в трещиноватых и низкопроницаемых коллекторах, а также залежи тяжелой нефти и битумов. Препятствия освоению этих запасов является отсутствие эффективных технологий, которые бы снизили затраты на добычу и сделали бы нетрадиционную нефть экономически конкурентоспособной с традиционной. В-четвертых, как уже отмечалось, слабо внедряются в практику новые методы и идеи, направленные на повышение КИН. Заслуживают пристальное внимание разработка принципиально новых, прорывных технологий, способных в перспективе совершить переворот в области добычи нефти и газа. Имеется ввиду идея естественного и сравнительно быстрого восполнения запасов разрабатываемых залежей нефти и, как следствие этого, предложение о введении в производственный цикл разрабатываемых нефтяных месторождений специальных реабилитационных периодов, когда месторождение выводится из разработки и за счет естественных природных сил восстанавливает свои ресурсы. Ряд исследователей [2,7] доказывают возможность естественного и сравнительно быстрого (5-7 лет) восстановления запасов нефтяных залежей при определенных условиях. Развитие этой идеи и доведения ее до практического воплощения может позволить разрабатывать месторождения практически не ограниченно по времени. В-пятых, отечественные нефтяные компании направляют свои добывающие мощности в основном на истощение своих же недр. Они проводят «вялую» внешнюю интервенционную политику, не приращивая нефтяные активы за счет потенциала развивающихся стран. В этом отношении следовало бы обратить внимание, например, на шельфовые зоны стран Западной Африки. По нашим оценкам, Западно-Африканский пояс нефтегазонакопления, связанный с одноименной пассивной окраиной, содержит в своих недрах не менее млрд. т у.т, из которых 60-70% приходится на долю жидких УВ. Подводя итоги изложенному, сформулируем выводы и предложения направленные на улучшение сложившейся ситуации по воспроизводству запасов углеводородного сырья в России. 1. Вернуться к прежней системе подготовки ресурсной базы углеводородов, а именно: - государственная структура на бюджетной основе проводит ГРР по поиску и разведке месторождений нефти и газа и подготовке их к разработке; 15

16 - на аукционы выставляются подготовленные к разработке месторождения. 2. С целью укрепления связей правительственных государственных органов с профессиональной общественностью страны создать при Правительстве РФ Общественный профессиональный совет по воспроизводству минерально-сырьевой базы России, включая и углеводородное сырье. Деятельность Совета должна носить рекомендательный характер. Поручить Общественному совету: - критически проанализировать действующую «Долгосрочную государственную программу изучения недр и воспроизводства минеральносырьевой базы России на основе баланса потребления и воспроизводства минерального сырья» ( в редакции 2008 г); - подготовить новую редакцию Программы, объективно учитывающую сложившиеся реалии текущего периода; - скорректировать стратегические направления развития ГРР и необходимое бюджетное их финансирование на ближайшие 5 лет, реально обеспечивающее расширенное воспроизводство минерально-сырьевой базы России и, в первую очередь, углеводородного сырья; - осуществлять постоянный мониторинг выполнения обновленной Программы, успешность ГРР и эффективность использования бюджетных средств, выделенных для этих целей. 3. Существенно увеличить объемы финансирования научных исследований, направленных на выявление закономерностей формирования и пространственного размещения крупных зон нефтегазонакопления. Особенно это актуально в малоизученных районах России, включая и ее акватории. 4. Активнее и целенаправленнее привлекать к решению научнопрактических проблем по воспроизводству минеральных ресурсов страны ученых вузов и академических институтов. Российские недра не оскудели нефтяными ресурсами. При разумном ведении нефтяных дел «черного золота» в России хватит до конца текущего столетия, а, может быть и далее. Однако решение актуальной проблемы расширенного воспроизводства отечественных запасов нефти требует государственной воли, активного привлечения к ее решению профессиональной общественности. Общими усилиями возможно добиться коренного перелома в позитивном направлении в области расширения воспроизводства ресурсов углеводородного сырья в нашей стране. 16

17 Список литературы: 1. Барков С.Л., Хавкин А.Я. Современные проблемы нефтедобычи. Нефть.Газ.новации 6/2012г., стр Гаврилов В.П., Возможные механизмы естественного восполнения запасов нефтяных и газовых месторождениях.// Геология нефти и газа, 1, 2008, с Гаврилов В.П., Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и ее следствия.// Геология нефти и газа, 6,1998, с Грунис Е.Б. Современное состояние ресурсной базы и прогноз уровней добычи нефти в Восточной Сибири. Геология нефти и газа 6/2009г., стр Грунис Е.Б. Состояние ресурсной базы ТЭК и пути инновационного развития до 2050г. 5/2009, «Геология нефти и газа», стр Давыденко Б.И. и др., Состояние и проблемы недропользования на углеводородное сырье в Российской Федерации.// Геология нефти и газа, 5,2010, с Запивалов Н.П., Попов И.П., Флюидодинамические модели залежей нефти и газа// Новосибирск: Изд-во СО РАН, С Клещев К.А., Основные направления поисков нефти и газа в России // Геология нефти и газа.-2007, 2, с Ледовских А.А. и др., Основные проблемы геологического изучения и прироста запасов углеводородного сырья Российской Федерации.// Геология нефти и газа, 5, 2010,с Лоджевская М.И. и др., Ресурсный потенциал углеводородов: современное состояние, проблемы, пути решения.// Геология нефти и газа, 5, 2010, с