Академик Дмитриевский: Жизнь заставляет переходить на осваивание месторождений, располагающихся на глубине 3-5 километров, а в некоторых регионах 5-7 и даже 7-10 километров
- Нужно кардинально менять сложившиеся почти за 80 лет методы и поиска, и добычи, - сказал в интервью "Российской газете" директор Института проблем нефти и газа РАН академик Анатолий Дмитриевский. - 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: 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.