Неизбежно ли падение добычи нефти в России? (много букв)

Добрый день, уважаемые друзья!

Предыдущие пять чтений были посвящены в общем-то одному вопросу — борьбе с органической гипотезой нефтегазообразования. На мой взгляд, тратить время на дальнейшее обсуждению данной лженаучной гипотезы бессмысленно (Приложение №1). Я думаю, что пора считать этот период законченным.

Сейчас наша страна переживает тяжелейшее время не только в теории нефтегазообразования, но и в практике добычи. Вот несколько показательных моментов. Министр энергетики Александр Новак в докладе 18 сентября этого года заявил, что может начаться постепенное снижение нефтедобычи, и к 2035 году она может снизиться до 310 млн тонн в год, то есть Российская Федерация потеряет 243 млн тонн или 44% ежегодной добычи. Если такой прогноз реализуется, мы вынуждены будем стать экспортёрами нефти!

По сути, исчезли открытия крупных и даже средних месторождений. Лишь одно крупное месторождение с запасами 30 млн тонн — это нижняя граница категории крупных месторождений — было открыто в 2017 году. Открываются мелкие и мельчайшие месторождения нефти с запасами в миллион и меньше тонн. По сути, вся нефтедобыча России основывается на уникальных и крупных месторождениях нефти, открытых в советское время.

Если США решили проблему исчерпания запасов традиционной нефти за счёт освоения сланцевой нефти и сланцевого газа, то мы эту возможность упустили. Мы по-прежнему только ставим вопросы о сланцевой нефти Баженовской, Доманикской и некоторых других свит, но всерьёз эти проблемы на практическом уровне никем не решаются.

Французский учёный Ален Перрадон, автор монографии об открытии крупных нефтяных месторождений (см. Перродон А. «История крупных открытий нефти и газа». М.: Мир, 1994), пришел к закономерному выводу, что процесс поиска нефти, базирующийся на постулатах органической гипотезы — это, скорее, вопрос веры, чем вопрос науки. Сегодня положение не изменилось. Коэффициент открытия крупных месторождений в 1980—1990 годах (сейчас он и того ниже) составлял 0,001 (если считать крупными месторождения свыше 5 млн тонн). Перрадон в своей работе приводит десятки примеров, когда даже на таких уникальных по запасам нефтегазоносных провинциях, как Североморская, Аравийская, Западносибирская — казалось бы, на крупнейших полях и месторождениях — на протяжении 7−10 лет бурилось по 300 и более пустых скважин, пока кто-то не «натыкался» на нормальную нефть. Ещё раз подчеркну, что все поиски базировались на постулатах лженаучной органической гипотезы происхождения углеводородов.

Меня в этом плане особенно поразили слова академика Алексея Конторовича, который в интервью 10 марта 2016 года, по сути вчера, опубликованном в журнале «Наука из первых рук», заявил, что для государства крайне важно заняться эксплуатацией мельчайших и мелких месторождений. Мельчайшие и мелкие месторождения — академик это хорошо знает, но другого выхода не видит — дают не более 2−3% от добычи и ресурсов. По сути 80% нефти мира — это всего 70 месторождений с запасами и ресурсами больше миллиарда тонн. Но академик Канторович, зашоренный органической гипотезой нефтеобразования, идёт даже на потерю репутации, лишь бы «не пустить под нож священную корову» органической гипотезы. Академик наверняка знает, что месторождения нефти открыты на глубинах в 10−10,5 километров, где нефти по органической гипотезе не может быть даже теоретически. Думаю, академик слышал и о спутнике Сатурна Титане, поверхность которого полностью состоит из замёрзших углеводородов и где никогда не было органики.

Академик знает сотни фактов, по которым нефть и газ теоретически не могут образовываться из органики. Знает, но делает вид, что его это не касается! И философствует о мелких и мельчайших месторождениях, которые теоретически не могут восполнить падающую нефтедобычу.

Я недавно вернулся с Волжско-Уральского Саратовского нефтеносного района. По сути, весь этот район держится на эксплуатации трёх советских уникальных месторождений: Ромашкинского, Оренбургского и Орланского, которые дают 80% нефтедобычи данного района. Договориться до того, что мелкие и мельчайшие месторождения будут являться основой стратегии — это, на мой взгляд, просто не серьезно. Поэтому ситуация такая, что всем сторонникам абиогенного происхождения углеводородов, а других в этом зале нет, пора переходить от слов к делу. Теоретическими дебатами можно заниматься годами и десятилетиями, но тогда из уровня клуба мы так и не выйдем. Надо срочно выполнить ряд вчера ещё назревших работ по поиску месторождений нефти.

В первую очередь надо срочно написать и издать две книги. Первая из них — «Поисковая геология неорганической нефти и газа», в которой необходимо изложить внятную непротиворечивую теорию абиогенного нефтегазообразования. Своего рода библию неорганической теории. Существующие монографии Кудрявцева, Гаврилова и других «классиков» неорганических углеводородов написаны многие десятилетия назад, и с тех пор появились тысячи фактов для этой новой книги. Причём упор в книге следует сделать на поисковой составляющей. В приложении №2 я кратко сгруппировал ряд поисковых принципов абиогенных углеводородов.

Но ещё скорее надо написать, издать и внести в программы обучения Учебник по генезису и поискам неорганических углеводородов. В таком учебнике должны быть сконцентрированы разрозненные в сотнях и тысячах статей данные. Пока такой учебник не будет создан, студенты многочисленных нефтяных геологических вузов будут учиться по не имеющим никаких оснований «органогенным» книгам. Мы все помним наших учителей, по учебникам которых мы учились, и мировоззрение которых до приобретения собственного опыта служило нам верой и правдой. Я, например, на всю жизнь запомнил учебник по рудным месторождениям В.И. Смирнова, а по тектонике — В.В. Белоусова. Они создали прекрасные учебники, на которых мы воспитывались. Все нынешние учебники для геологов-нефтяников берут за основу органическую гипотезу, и пока не будет создан альтернативный учебник, студенты будут выпускаться с мозгами, «засорёнными» органической теорией. Учебник по теории и практике неорганических углеводородов — задача номер один и для России и, скорее всего, для всего мира.

Во вторую очередь следует изменить условия недропользования. Если обращаться к правительству, если обращаться к министрам, необходимо давать предложения, которые сразу же принесут конкретную пользу. Рекомендовал бы всем ознакомиться для начала с тремя диссертациями: Петра Повжика, Ивана Дьячука и Азария Баренбаума:

1) Повжик П. П. Повышение эффективности разработки карбонатных коллекторов путем реэксплуатации обводненных скважин (2010);

2) Дьячук И. А. Формирование систем разработки нефтяных месторождений на заключительной стадии в условиях заводнения (2015);

3) Баренбаум А. А. Обоснование биосферной концепции нефтегазообразования. (2015).

Они утверждают, и у меня нет оснований с ними не соглашаться, я на основании этих диссертаций написал записку для руководства Роснедр (Приложение №4), что мелкие и средние месторождения через 5−10 лет, за счёт в первую очередь гравитационного переформатирования восстанавливаются на 34%. Для обоснования этого вывода накоплена достаточная статистика — проведён анализ нескольких десятков месторождений нефти. Что это значит? Это значит, что мы должны полностью переформатировать и юридическое поле, и практическое поле нефтепользования. Скважины нельзя ликвидировать! Если консервировать скважину на 10 лет, то запасы месторождения восстанавливаются в среднем на 34% от его суммарной нефтедобычи. Пётр Повжик приводит в своей диссертации многочисленные графики, иллюстрирующие процесс восстановления месторождений.

Переформирование нефтяных залежей выражается в получении легких нефтей из полностью выработанных и обводненных участков, периодическом увеличении продуктивности скважин и восстановлении нефтяных скоплений в промытых зонах.

Через 10−12 лет консервации скважин из-за обводнённости и низкого дебита повторная отработка скважин показала возможность получения в среднем 20% дополнительной нефти за счёт переформатирования пластов. Конкретные примеры таких месторождений приведены в работах И.А. Дьячука, Э.М. Халимова и многих других. То есть если 1 млн тонн добыто, то 340 тысяч тонн можно добыть дополнительно, если месторождение законсервировать и не эксплуатировать 10 лет.

Ещё более интересны данные по уникальным месторождениям. На них доказано следующее. Если уникальные месторождения эксплуатировать как колодец с водой, не вычерпывая его до дна, а выйти на 20% плато от максимальной добычи, то они могут давать нефть и газ десятками и сотнями лет нефть на этом уровне. К примеру, Ренат Муслимов, выдающийся учёный из Татарстана, разработал следующую концепцию эксплуатации Ромашкинского месторождения. Максимум годовой добычи на этом месторождении составил 80 млн тонн, 20% от этого уровня — это 16 млн тонн в год. На этом уровне Муслимов обосновал возможность эксплуатации месторождения в течении 200 лет — ни много, ни мало.

В советское время было разведано 9 уникальных месторождений с запасами и ресурсами выше миллиарда тонн. Крупнейшее из них — Сомотлор — дало на пике 160 млн тонн максимальной годовой добычи; если дать ему возможность реабилитации до 3−4 лет, то оно сможет на уровне 32 млн тонн в год эксплуатироваться в ближайшие сотни лет. Такая стратегия работ с реабилитационными циклами для российских уникальных месторождений нефти позволила бы для начала стабилизировать нефтедобычу. Но это всё нужно оформить в более серьёзное обобщение, в записку страниц на 10−15. Материал для записки даже на уровне диссертаций уже есть.

В-третьих, проблема битумов тоже, в конце концов, требует решения. Битумы — это поисковый признак на глубоко залегающую нефть или нет? Олёкминские битумы могут на доступных глубинах сменяться обычной нефтью? Также неясен вопрос с огромными ресурсами Татарских битумов: будет ли под ними обычная нефть или нет. Эту точку зрения нужно как-то обосновать и доказать.

В-четвёртых, у всех многочисленных сторонников абиогенной теории образования углеводородов отсутствует прогноз новых территорий. Только у В.П. Гаврилова в ряде статей на мелкомасштабных картах прогнозируются новые нефтеносные территории. То есть если теория работает, а она работает, то нефть надо искать не только в пределах осадочных бассейнов, но и в пределах щитов, гранитных массивов, складчатых систем и т.д. Причем для начала на небольших глубинах и в логистически благоприятных регионах, не обязательно заходить на глубины более 5−6 км. Должны быть спрогнозированы принципиально новые территории, которые могут дать новые крупные месторождения нефти. Потому что искать мелкие и мельчайшие месторождения в пределах старых районов совершенно бессмысленно. В качестве примера в приложении №3 мною приводятся предложения А.П. Шиловского по геофизическим поисковым работам в пределах Московской синеклизы, где весьма вероятно открытие крупных неорганических месторождений нефти и газа.

И в заключение. Жизнь меня свела с одним из первооткрывателей сибирской нефти Фарманом Салмановым. По окончании института он был направлен искать нефть в Кузбассе. В период с 1955 по 1957 годы Салманов работал начальником Плотниковской и Грязненской нефтегазоразведочных экспедиций (Кемеровская и Новосибирская области). Считая бесперспективным поиск нефти в Кузбассе, Салманов в августе 1957 года самовольно и тайком увёл свою геологическую партию в Сургут, уверенный в том, что там есть нефть. Салманова пытались отстранить от работы и судить, однако он продолжал бурение. Чтобы не нагнетать обстановку, начальство подписало задним числом приказ о переброске партии Салманова в Сургут. И когда через два года он нашёл нефть, он дал совершенно оригинальную телеграмму Хрущёву: «Я нашёл нефть! Вот так, Салманов».

Как только мы найдём нефть с точки зрения неорганической теории, тогда только проблема сдвинется с мёртвой точки, и неорганическая нефть займёт своё достойное место как единственная нормальная, с моей точки зрения, научная теория. Уверен, что кому-то из здесь собравшихся выпадет честь отправить телеграмму президенту страны: «Я нашёл неорганическую нефть! Вот так-то!..»

Спасибо за внимание, удачи в работе.

 

* * *

 

Приложение №1. Гипотеза органической нефти — главная проблема при поиске новых месторождений

Ключевые противоречия биогенной (органической) гипотезы происхождения углеводородов:

1. Все разновидности биогенной концепции объединяет положение о том, что процессы генезиса углеводородов происходят за счёт преобразования органических веществ (ОВ) на стадиях диагенеза и катагенеза осадков и осадочных пород. В зоне повышающихся температур и давлений продукты диагенеза преобразуются в кероген (стадия катагенеза — каталитические преобразования), который в конечном счете разлагается, давая начало жидким и газообразным УВ. Нефть может образовываться в так называемых нефтематеринских бассейнах примерно того же возраста, что и осадки. То есть допускается существование рифейской, девонской, юрской и так далее нефти. Нефть по этой гипотезе сохраняется сотни миллионов лет и может мигрировать по латерали на сотни километров.

2. Нефть имеет неорганическую природу и образуется в результате глубинной дегазации недр, которая доказана и измерена. Весь аппарат органической теории: нефтематеринские свиты, главная фаза нефтегазообразования, рассеянное органическое вещество, микронефть и её латеральная миграция на сотни километров, образование и сохранение нефти в течение сотен миллионов лет и многое другое — не более чем предмет веры, многократно опровергнут, не приводит и не приведёт к новым открытиям.

3. Поскольку нефть имеет минеральную основу, образуется здесь и сейчас, то запасы её пополняются за годы и десятилетия, она не может сохраняться миллионы и сотни миллионов лет, так как легко окисляется и уничтожается.

4. Нефть следует искать как рудные месторождения, изучая вопросы генерации, вертикальной миграции, аккумуляции в ловушках, имея ввиду особую роль экранов для её сохранения.

Таблица. 11 основных противоречий органической гипотезы с наблюдаемыми фактами

№	Параметры	По органической гипотезе	По существующему положению и фактам
1.	Общие	Углеводороды образуются только при наличии органического вещества: сапропель, водоросли и так далее	Месторождения углеводородов найдены в гранитах, кристаллическом фундаменте, на спутнике Сатурна Титане. Углеводороды широко распространены в Солнечной системе, Вселенной и даже на кометах
2.	Органическое вещество	Молчаливо подразумевается, что органического вещества всегда достаточно	Судя по детальным работам, органики в современных осадках морей и океанов не больше первых долей процента. Подсчитано, что даже в случае полной переработки всей органики в странах Персидского залива, образовалось бы не более 5% разведанной и добытой нефти, не говоря уже о ресурсах
3.	Латеральная миграция	Считается возможным горизонтальная миграция микронефти из «нефтематеринских» пород на десятки и сотни километров	Силы адсорбции зёрнами вмещающей породы не позволяют капельной нефти горизонтально мигрировать и противоречат законам диффузии, к тому же при отсутствии разницы давлений
4.	Соотношение H/C	Соотношение Н/С близко к 1	Нефть имеет соотношение Н/С близко к 2. Дефицит Н2 в процессах диакатагенического преобразования ОВ является неразрешимой проблемой в парадигме биогенной гипотезы.
5.	Абсолютное и относительное содержание серы	В ОВ соотношение S/С не превышает 1:220. Сера входит в состав всего двух из двадцати основных аминокислот ОВ (метионина и цистеина)	В нефтиS/С составляет от 1:220 до 1:10. Иногда нефть содержит до 14% серы. Такое обогащение нефти серой с точки зрения биогенной гипотезы необъяснимо
6.	Соотношение N/С	В ОВ соотношение N/С составляет от 6:1 до 7:1	В нефти соотношение N/С на 2−3 порядка ниже, несмотря на то, что при деструкции углеводородов азотсодержащие структуры более устойчивы
7.	Близость состава N: C: S в нефти любого возраста и в разных геологических и геохимических обстановках	Если считать ОВ исходным материалом, этого не должно быть. Нефть должна иметь разные характеристики и соотношения при наблюдающемся разнообразии обстановок и возрастов	Глубинное, неорганическое происхождение нефти снимает это противоречие, так как состав глубинных газов, в первую очередь углерода и водорода, достаточно однообразен
8.	Наличие в нефти значимого количества металлов: V, Ni, Cr, Cu	В ОВ ванадий практически не встречается, как и никель	Близкие концентрации металлов в нефтях разновозрастных отложений, как и ураганные содержания в некоторых нафтидах совершенно не свойственных живому веществу S, V, Ni с позиций органической гипотезы необъяснимы
9.	Групповой состав органического состава ОВ и нефти	В живом веществе отсутствуют алканы, нафтены, гетеросоединения, углеводороды бензиновых и керосиновых фракций, арены и множество других соединений и элементов	Состав нефтей принципиально отличается от состава ОВ как на уровне элементов, так и на уровне соединений
10.	«Биомаркеры» нефтей	К биомаркерам относят углеводороды, имеющие, как считается, биологическое происхождение, в первую очередь изопрены	Следует заметить, что «биомаркеры» — это не биологические молекулы, а их возможные фрагменты. Попадание реликтовых УВ в нефть может быть вызвано контаминацией потоком абиогенных УВ. Практически все «биомаркеры» могут быть следствием жизнедеятельности микроорганизмов, обитающих в нефти, являющейся хорошей питательной средой. «Биомаркеры» обнаруживаются в местах отсутствия осадочных пород, в частности, в глубоких слоях кристаллического фундамента, в метеоритах, кометах, планетах Солнечной системы. Количество вещества, соответствующего любой из биометок, ничтожно мало по сравнению со всей массой нефти
11.	Оптическая активность в поляризационном свете	Считается, что доказательством органического происхождения нефти является левое вращение плоскости поляризации	В нефтях отмечается как левое, так и правое вращение плоскости поляризованного света, а в биологических объектах — преимущественно левое. Наряду с этим встречаются нефти, лишенные оптической активности. Способность нефти вращать плоскость поляризации вправо обусловлена селективной переработкой левовращающихся соединений теми бактериями, которые живут в нефти и питаются ею, а левовращающие компоненты нефти есть не что иное, как остатки самих бактерий

 

* * *

 

Приложение №2. Предварительные поисковые критерии, базирующиеся на концепции абиогенной нефти

Организация поисковых работ на основе органической гипотезы происхождения нефти вывела на долгое время из сферы нефтегазопоискового интереса значительные территории и объёмы земной коры за пределами осадочного чехла, где могут быть обнаружены месторождения нефти и газа. Признание глубинного генезиса УВ и формирования месторождений за счёт вертикальной миграции их по разломам имеет весьма важные практические следствия. Снимается запрет на изучение нефтегазоперспективности значительных объёмов земной коры за пределами осадочного чехла. Эти объёмы должны, наравне с осадочным чехлом, рассматриваться как потенциально нефтегазоперспективные.

Содержание и методика прогнозно-поисковых работ должны претерпеть принципиальные изменения. Критериями для отнесения территорий (не только осадочных бассейнов!) к нефтегазоперспективным должны быть:

1) Наличие или предположение о наличии ловушек в разрезе земной коры в пределах доступных глубин. Причина избирательности нефтегазонасыщения ловушек в нефтегазоносных бассейнах находит своё объяснение в гипотезе глубинного генезиса УВ. Продуктивными оказываются те ловушки, которые в момент поступления УВ по разломам имеют связь с последними. Необходимо предполагать, что, в зависимости от времени проявления и состава гидротерм, залежи УВ могут быть разрушены последующими процессами тектонической и гидротермальной деятельности.

2) Наличие широкого спектра битумопроявлений — от метанового газа до асфальтитов — говорит о многократных поступлениях углеводородов по разломам. Жидкие УВ в кавернах и трещинах минералов гидротермального происхождения подтверждают это

3) Поиски экранов различной морфологии и генезиса, абсолютно необходимых для образования месторождений нефти и газа.

4) Наличие глубинных разломов и активные подвижки по ним в новейшее время.

5) Локальные, зональные или региональные положительные температурные аномалии. Возможность выявления температурных аномалий по дистанционным методам исследования значительно может упростить процесс поисковых работ.

6) Наличие аномалий по углеводородным газам по результатам наземных наблюдений.

7) Наличие угольных пластов, углепроявлений или углеродистого вещества в разрезе должно рассматриваться как довод в пользу нефтегазо-перспективности региона, поскольку наличие перечисленных веществ говорит о том, что в данном регионе имело место поступление УВ в верхние слои земной коры.

 

* * *

 

Приложение №3. О перспективах нефтегазоносности Русской плиты

А.П. Шиловский (ИПНГ РАН)

О драматической предыстории проекта, которому скоро исполняется 10 лет, позволяющего практически бесплатно показать, что в Центральной России нефти не меньше, чем в Западной Сибири, читайте в докладе заведующего Центром координации исследований по повышению эффективности доразведки и разработки месторождений нефти и газа на поздней стадии их эксплуатации, ведущего научного сотрудника Института проблем нефти и газа РАН, кандидата геолого-минералогических наук Андрея Павловича Шиловского «Неразведанные запасы углеводородов: недра Московского осадочного бассейна».

 

* * *

 

С середины прошлого века неоднократно предпринимались попытки обнаружения залежей углеводородов (УВ) в Московской синеклизе и примыкающей к ней и генетически связанной с ней Мезенской синеклизе. Проведенный российскими учеными (И.М. Губкин, Е.М. Аксенов, А.А. Бакиров, И.О. Брод, Н. Б. Вассоевич, В.А. Дедеев, А.Н. Золотой, С.П. Максимов, М.И. Островский, Б.А. Соколов, Н.С. Шатский и др.) анализ историко-геологических факторов и палеотектонических реконструкций позволил дать положительную оценку возможной реализации нефтематеринского потенциала верхнепротерозойских — нижнепалеозойских формаций Московской синеклизы. Интерес к древним толщам Московской синеклизы подогревался многочисленными нефтегазопроявлениями, отмеченными в данных отложениях в разрезах скважин Шарья, Солигалич, Нейя и других, а также скоплениями легкой нефти в базальных песчаниках валдайской серии венда Даниловской площади.

Однако в силу исторических причин, связанных с открытием Западной Сибири, основные геологоразведочные мощности были переброшены на наиболее перспективное направление — освоение Западносибирской НГП. При этом огромная территория (порядка 1 млн км²) осталась практически неизученной. До настоящего времени в Московской синеклизе пробурено всего чуть больше 100 глубоких скважин, в Мезенской синеклизе — 14 скважин. Объем геофизических исследований тоже весьма ограниченный. Таким образом, можно констатировать, что сегодня мы имеем в значительной степени смутное представление даже о строении поверхности кристаллического фундамента территории. Отсутствие положительных результатов на начальной стадии исследований послужило основанием для вынесения «волевого» заключения (ибо не может территория быть признанной неперспективной или наоборот без выполнения полного комплекса ГРР) о невысоких перспективах нефтегазоносности территории Московской и Мезенской синеклиз. Обосновывают это заключение недостаточной зрелостью потенциальных нефтематеринских отложений и отсутствием ловушек углеводородов в осадочном разрезе, то есть недостаточными изолирующими свойствами потенциальных пород-покрышек в тех местах, где были выполнены хоть какие-то работы в рамках выбранной изначально Н.С. Шатским авлакогенной модели геологического строения региона. Из этого следует вывод, что вероятность обнаружения структурных ловушек углеводородов — весьма низкая. А для обнаружения ловушек углеводородов тектонического типа либо органогенных построек ордовикского возраста слишком мала плотность геофизических исследований при ничтожной плотности глубокого опорного бурения.

Изучение фактического материала данных глубокого бурения и переосмысливание имеющихся геофизических данных дало основание усомниться в объективности прогнозной геологической модели региона и, следовательно, во всех следующих из этой модели выводах: об отсутствии ловушек углеводородов в регионе и, соответственно, о низкой перспективе нефтегазоносности территории.

Территория приурочена к Русской плите, имеющей гранитогнейсовый фундамент архейского возраста, выходящий на поверхность на Балтийском и Украинском щитах. В осадочной толще выявлены региональные закономерности:

— на одном стратиграфическом горизонте в пределах значительных территорий в различных скважинах обнаружены «дайки» эффузивных пород преимущественно основного состава;

— отсутствие выклинивания нормального слоистого залегания пород в осадочном чехле при приближении к многочисленным так называемым сводам фундамента, выделенным по результатам сейсмических работ и поверхностному бурению (до встречи кристаллической породы, там, где отбирался керн, представленными эффузивными породами преимущественно основного состава);

— деление территории на две части, видимо, по Среднерусской зоне шовного разлома: на западную, в которой наблюдается полный разрез осадочной толщи, а «дайки» имеют вендский возраст, и на восточную, в которой размыт нижнепалеозойский этаж, а «дайки» и вскрытые поверхностным бурением эффузивы имеют нижнедевонский возраст.

Единственным общепланетарным явлением, с учетом выводов глобальной геотектоники, объясняющим вышеперечисленные особенности территории, является проявление траппового магматизма, вызванного байкальской и каледонской фазой тектогенеза. Из этого следует, что территория восточной части Русской плиты, покрытая осадочными отложениями, представляет собой единый осадочный бассейн, выполненный древними отложениями, получивший название Московский осадочный бассейн (МОБ), особенностью строения которого является присутствие в средней части разреза траппов вендского или раннедевонского возраста, распространенной на значительной части территории.

Трапповые покровы, «накрывая» обширные зоны, создают благоприятные условия как для генерирования углеводородов из органического вещества, которое присутствует, например, в редкинской свите венда, под воздействием повышенного за счет экранирования теплового потока, так и для их накопления и сохранения в различного типа локальных ловушках. При этом «излишние» углеводороды, продолжая миграцию, выходят в зоны, свободные от траппов (выглядящие в плане как вытянутые геологические тела — на этом, собственно, и базировалась авлакогенная гипотеза), где проявляются в виде различных проявлений нефтегазоносности или даже формируя небольшие местоскопления типа Даниловской залежи в Ярославской области, месторождений Ульяновской, Пензенской, Саратовской областей, Удмуртии, Татарии и Башкирии.

Таким образом, картирование трапповых полей в осадочной толще МОБ позволит определить нефтегазовый потенциал новой нефтегазоносной провинции.

Бюджет проекта составляет 15−20 млн руб. в ценах января 2018 года. Срок выполнения 90 дней.

Выполнение проекта позволит однозначно ответить на вопрос о природе многочисленных «сводов»: являются ли «своды» выступами фундамента или обусловлены присутствием траппов в средней части осадочной толщи.

 

* * *

 

Публикации на тему

1. Шиловский А.П. Магматизм в осадочной толще Московской синеклизы // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 4, 2002, с.37−39.

2. Шиловский А.П. Траппы на Восточно-Европейской платформе // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений, № 8, 2009, с.11−13.

3. Barenbaum A.A., Shilovskya T.I., Shilovsky A.P. Trap rocks magmatism on East-European platform as result of the heating of astenosphere by galaxy comets // Vestnik Otdelenia nauk o Zemle RAN VOL. 1, NZ2003, doi:10.2205/2009NZ000003, 2009, 3 p.

4. Шиловский А.П., Шиловская Т.И. Неразведанные запасы углеводородов: Недра Московско-Мезенского осадочного бассейна // ISBN: 978−3-8473−9482−2, Palmarium Academic Publishing, Saarbrüken, Deutschland, 2012, 92 с.

5. Шиловский А.П. Резервы нефтегазодобывающей промышленности России// Нефтяное хозяйство, № 3, 2015, с.48−50.

 

* * *

 

Приложение №4. Письмо директору Федерального Государственного Казённого Учреждения «Росгеолэкспертиза» Гудкову С.В. от заместителя директора — главного геолога Полеванова В.П. Москва. 22 января 2018 г.

В соответствии с Вашим поручением от 18.01.2018 о предложениях по проекту Стратегии по развитию МСБ Российской Федерации до 2035 года (далее — Стратегия) считаю необходимым добавить в Стратегию следующее:

1. Главу по комплексному изучению и, главное, сохранению уникального озера Байкал — главного источника чистой питьевой воды не только в России, но и на планете Земля в целом. Вода в XXI веке станет главным ресурсом человечества.

2. В главе II Стратегии совершенно резонно постулируется:

«…в связи с высокой степенью изученности перспективных регионов России найдены они могут быть лишь с использованием принципиально новых методов прогнозирования и поисков, направленных на обнаружение месторождений нетрадиционных типов, скрытых и слабоконтрастных объектов».

В первую очередь это применимо к поискам нефти. Используемая для определения стратегии поисковых работ органогенная гипотеза доказала свою неспособность привести к принципиальным открытиям, поскольку ключевые её положения об образовании нефти за счёт диагенеза и катагенеза органических остатков в осадочных слоях так называемых нефтематеринских пород с последующей латеральной миграцией на десятки и сотни километров не имеют под собой ни теоретического, ни практического смысла. Не содержит теоретического обоснования и ключевой тезис органогенной гипотезы о наличии рифейской, девонской, юрской и т.д. нефти. Нефть не может сохраняться сотни миллионов лет. Необходимо пересмотреть стратегию поисков нефти, исходя из её неорганического происхождения. Это даст принципиально новые районы для поисков.

Кроме того, потребует изменений и главная «паническая» парадигма биогенной гипотезы о конечности ресурсов нефти. С учётом глубинного источника углеводородов нефть — возобновляемый ресурс. Возобновляемость нефти доказана учёными на уникальном Ромашкинском месторождении, на газовом месторождении Шебелинка, на месторождениях Грозненского района и во многих других местах. Исследованы даже количественные параметры возобновляемости. Для мелких и средних месторождений действует механизм «переформатирования» пластов. Через 10−12 лет после консервации скважин из-за обводнённости и малодебитности повторная отработка скважин показала возможность получения в среднем 20% дополнительной нефти за счёт переформатирования пластов. Конкретные примеры таких месторождений приведены в работах Дьячука И. А, Халимова Э.М. и многих других. На Рис 1. и в Табл. 1 приведены данные о повторной эксплуатации таких месторождений.

Табл. 1. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов месторождений.

Параметры	Месторождение
Карлинское	Малышевское	Буруновское	Кисяпкуловское	Цветаевское
Период первичной эксплуатации	1941−1960	1951−1961	1949−1953	1935−1960	1947−1960
Дата ввода в повторную эксплуатацию	01.03.1993	01.01.1992	01.08.2003	01.01.1986	01.09.1997
ОИЗ нефти, тыс.т. (на дату ввода повторно)	112.321	99.005	18.461	386,070	9.349
Текущий КИН, д.ед. (на дату ввода повторно)	0.205	0.226	0.242	0.077	0.373
Степень выработки ОИЗ нефти, %	63.2	51.9	59.1	36.8	87.9
Накопленная добыча нефти, тыс. т (на 01.05.13)	240.287	165.18	40.2185	305.3312	77.899
ОИЗ нефти, т (на 01.05.2013)	64.597	40.612	4.882	305,349	-0.731
Текущий КИН, д.ед. (на 01.05.2013 г.)	0.255	0.350	0.366	0.105	0.428
Прирост КИН, д. ед	0.051	0.124	0.123	0.028	0.055
Степень выработки запасов нефти, % (на 01.05.2013 г.)	78.81	80.27	89.18	50.00	100.9
Достигнутая обводнённость, %	91.6	77.8	96.3	2.0	49.4

Некоторые законы восстановления нефти на крупных месторождениях даны в многочисленных работах Р.Х. Муслимова, А.А. Баренбаума, В.П. Гаврилова и многих других. На приведенном ниже Рис. 2 А.А. Баренбаума показано, что после 30−35 лет эксплуатации добыча из этих месторождений вступает в фазу «плато», которое в количественном выражении составляет примерно 20% от максимальной добычи. То есть темп восстановления нефти составляет примерно одну пятую от добычного пика.

С учётом ежегодного восстановления 20% нефти от максимально достигнутой нефтедобычи Муслимов предусмотрел 200-летнюю эксплуатацию Ромашкинского месторождения (Рис. 3).

К правильно поставленной задаче изучения сланцевой и тяжёлой нефти, где перспективы РФ громадны, на мой взгляд, в Стратегию следовало бы добавить изучение битумных проявлений с предполагаемыми ресурсами в миллиарды тонн, в первую очередь Татарских и Оленёкских (Рис. 4).

3. Несмотря на хорошее положение с запасами газа, необходимо включить в Стратегию раздел по составлению программы изучения газогидратов, хотя бы в российском секторе Арктики. Газогидраты — ещё одно доказательство неорганической природы углеводородов, могут быть лучшими экранами для концентрации обычного конвенциального природного газа. Этот факт установлен на первом в мире открытом и уже отработанном газогидратном Мессояхском месторождении в Красноярском крае.

4. Необходимо включить в Стратегию работ возобновление работ с учётом поисковых особенностей неорганической парадигмы нефтеобразования плохо опоискованной Московской и Мезенской синеклиз в Европейской России. Нет никаких противопоказаний к открытию здесь крупной нефтегазовой провинции, не уступающей по ресурсам Татарской.

5. Не совсем понятно исключение из Стратегии морских геологопоисковых работ. С учётом последних находок японских геологов чудовищных ресурсов редкоземельных металлов (Рис. 5), ресурсы океанов изучены крайне слабо и могут дать столь необходимые нашей промышленности месторождения редких земель иттриевой группы.