Опыт резкого увеличения добычи нефти в США после длительного периода ее падения и в других странах (Канада, Ливия, Венесуэла, страны Персидского залива, ярким примером является и Республика Татарстан), когда после непрерывного 19-летнего падения добычи с более чем 100 млн твг, до 23 млн твг, начался ее стабильный рост. А если обеспечить переход на учет геологических запасов и обосновать применение новых инновационных технологий повышения нефтеотдачи, то этот потенциал возрастет в разы. Так что здесь нет причин для беспокойства, а есть основания для большого оптимизма. Но проблема России – создать комфортные условия для разработки и внедрения инновационных технологий в нефтяной и газовой отраслях. А с этим у нас традиционно всегда было и, очевидно, будет трудно. Такова судьба. В стране надо решать эту проблему, что намного сложнее, чем создать и обосновать хорошие перспективы внедрения новых, прогрессивных технологий [1].
Общая обстановка в мире не дает оснований говорить о возможности регулирования нефтедобычи на мировом уровне. В мире по-прежнему будут наблюдаться периоды дестабилизации нефтяного рынка (кризисы). В таких условиях нужна разумная политика России в вопросах нефте- и газодобычи.
В этой связи большой интерес представляют предложения А.Э. Конторовича о необходимости смены нынешней парадигмы развития [2], которая состояла в последовательном освоении новых нефтегазоносных провинций, двигаясь с Запада на Восток. При этом главный упор делался на открытие и освоение, в первую очередь, крупных и гигантских месторождений.
А.Э. Конторович пишет: «Парадигма Губкина–Байбакова–Трофимука себя исчерпала. Когда мы реализовывали первую парадигму, мы шли по гигантам, мелкие месторождения часто не замечали, их никто не вводил в разработку, они не представляли интереса. Особенность парадигмы развития нефтегазовой отрасли России в XXI веке будет состоять, в частности, в освоении в старых районах нефтедобычи мелких месторождений нефти с запасами до 5 млн т. Освоение мелких и мельчайших месторождений теперь становится важной государственной задачей и первой задачей отрасли».
«Вторая задача нового поколения исследователей, геологов, геофизиков, буровиков, разработчиков нефтяных и газовых месторождений – крайне аккуратно, бережно, с помощью самых новейших технологических разработок продолжать разрабатывать одряхлевшие гиганты, извлекать остаточную нефть из залежей», – добавляет автор.
К представленной новой парадигме развития нефтегазового комплекса считаю нужным сделать следующие замечания и дополнения.
Что касается парадигмы И.М. Губкина – Н.К. Бай-бакова – А.А. Трофимука, то ее в полной мере можно использовать в поисках и разработке месторождений в новых объектах – на шельфе, а затем и более глубоководных отложениях восточных и северных морей. Это обширные территории. Здесь наблюдаются большие возможности открытия крупных нефтяных, нефтегазовых и газовых месторождений.
На сухопутной территории России также приоритетное внимание необходимо уделять крупным (гигантским и супергигантским) месторождениям. Открытие их здесь ограничено. Но ранее открытые и находящиеся в длительной эксплуатации крупные месторождения имеют огромный нереализованный потенциал развития [1].
В чем он заключается?
Во-первых, эти месторождения – крупные, их запасы равны десяткам и даже сотням так называемых мелких месторождений.
Во-вторых, принятая практика периодического пересчета запасов таких месторождений, как правило, показывает постоянное их увеличение.
В-третьих, технический прогресс в освоении ультранизкопроницаемых пластов обосновывает переход на подсчет вместо так называемых балансовых – геологических запасов. Это существенно увеличивает запасы, а технический прогресс в разработке снижает долю неподвижных и увеличивает количество подвижных запасов (извлекаемых). В этом же направлении работают методы увеличения нефтеотдачи.
Так, на Ромашкинском месторождении за счет доразведки первоначальные запасы увеличились в 1,32 раза, а с учетом дальнейшей переоценки за счет перехода на подсчет геологических запасов и повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) увеличение составит 2,1 раза (более 1,7 млрд т). Дальнейшая доразведка позволит еще более нарастить геологические запасы. Все это позволяет повысить сроки разработки месторождения с 40–50 лет (как планировалось первоначально) до 200 лет.
В-четвертых, развитие теории и практики подпитки месторождений углеводородами из глубин недр Земли увеличивает ресурсный потенциал и неопределенно долго обеспечивает добычу из месторождения.
В результате вышесказанного, разработка крупнейших и супергигантских месторождений будет длиться не 40–50 лет, как предполагали на этапе становления отрасли, а сотни лет. Подтверждение тому – опыт и перспективы разработки супергигантского Ромашкинского месторождения.
На примере этого месторождения покажем возможности решения проблемы добычи и воспроизводства запасов нефти на длительный период за счет первоочередного внимания развитию нефтедобычи на гигантских и супергигантских месторождениях.
На Ромашкинском супергиганте с 1954 г. началось внедрение системы внутриконтурного заводнения, которое непрерывно совершалось и пришло к современному состоянию, став эталоном широко применяемых в мире гидродинамических методов разработки. С 1968 г. эта система была дополнена широким спектром МУН.
Основные принципы разработки, сформулированные в третьей Генсхеме разработки Ромашкинского месторождения, имели большое теоретическое и практическое значение. Их внедрение дало возможность повысить охват заводнением продуктивного горизонта, интенсифицировать выработку пластов и замедлить темпы падения добычи нефти из-за обводнения на третьей стадии разработки.
Казалось, что после всего сделанного к концу XX века, критика метода внутриконтурного заводнения должна была исчерпаться [3, 4].
Но это оказалось не так. Появились работы И.А. Мус-тафина, в которых автор на примере Ромашкинского и Самотлорского месторождений пытается доказать, что при современных системах разработки в результате применения интенсивных систем заводнения происходит вымывание породы, образование так называемых водосточных каналов (ВСК), что приводит к мифическому «разрушению структуры вмещающих отложений, последствия которого отображаются таким же ростом обводнения, сокращением объема добываемой нефти» (рис. 1), [5–7]. То же самое автор необоснованно говорит и о разработке другого супергиганта – Самотлора.
Исходя из мифического разрушения пород, автор делает вывод о том, что для продолжения разработки месторождений гидродинамическим методом в оптимальном режиме и в соответствии с законом РФ «О недрах» целесообразно выполнение предварительных геолого-технических мероприятий по восстановлению разрушенных объектов с последующим перепроектированием разработки.
В процессе разработки установлено, что фильтрация в основном происходит по естественным трещинам в породах, а не по искусственно созданным ВСК. При этом происходит естественное опережающее обводнение по высокопроницаемым, редко по сверхвысокопроводимым (до десятков дарси) прослоям (рис. 2). Затем, как правило, охват заводнением по мощности продуктивного пласта постепенно увеличивается.
Проведенные в КФУ исследования показали, что фильтрационные процессы в нефтегазовых пластах регулируются именно наноразмерными явлениями.
Установлено, что существенное влияние на КИН имеет тонкодисперсная составляющая (наносоставляющая) нефтяного пласта – глинистые материалы, микритизированный кальцит, тонкодисперсные окислы и сульфиды.
Об отсутствии разрушения пород продуктивного пласта при длительной его эксплуатации, влиянии этого процесса на преждевременное обводнение и связанное с этим снижение текущей добычи нефти, КИН, а, следовательно, и технико-экономических показателей разработки свидетельствуют следующие факты:
1. Если бы процесс «разрушения» действительно протекал, мы бы видели продукты этого разрушения в виде выноса с жидкостью на поверхность части породы. Это были бы громадные объемы (сотни тысяч и миллионы тонн песка или других компонентов пласта), чего на промыслах не наблюдалось.
2. Добыча нефти при наличии такого процесса начала бы снижаться гораздо раньше (при отборе немногим более 30 % начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ), чем наблюдалось по большинству месторождений, разрабатываемых с применением заводнения (обычно падение наступает после отбора 50–60 % НИЗ).
3. В настоящее время на залежи горизонтов Д1Д0 Ромашкино отобрано более половины начальных балансовых запасов (НБЗ), почти достигнут проектный КИН, а прогнозируемый КИН составляет около 0,7. Для геологических условий Ромашкино это большое достижение. На одном из лучших по геологической характеристике месторождений мира, это – Восточный Техас в США, прогнозируемый конечный КИН составляет 0,716. Для сравнения: по Ромашкино – проницаемость– для песчаников 527 мДа, алевралитов – 10–150 мДа, вязкость нефти – 4,5 сПз, пласт Вудбайн месторождения Восточный Техас – 2500 мДа, вязкость – 0,93 сПз.
4. Экономика эксплуатации Ромашкинского месторождения намного лучше по сравнению с разработкой месторождений на других режимах. То же самое и по другим месторождениям внутриконтурного заводнения. Об этом свидетельствует сравнение разработки месторождений бывшего СССР и США. В основном за счет широкого применения гидродинамических методов СССР обеспечил небывало высокие темпы добычи и вышел на исключительно высокий уровень в мире – около 625 млн т в год, добывал в 1,56 раз больше нефти в 6 раз меньшим фондом скважин, чем США.
Таким образом, значительную часть увеличения КИН (11,4 %) мы получаем в IV стадии разработки. Это с учетом внедрения МУН и совершенствования геологического изучения, что говорит о важности данной стадии.
Исследованиями показана необходимость переинтерпретации геолого-промысловых данных, построения новых петрофизических зависимостей пород-коллекторов, изменения кондиционных значений параметров пластов и их насыщения (в сторону существенного их снижения – по проницаемости до 1 мДа), построения новых объемных и флюидальных моделей по принципиально новой методике ТАВС [8, 9]. По нашим оценкам это даст увеличение извлекаемых запасов около 800 млнт. При этом кардинально меняются наши представления о геологическом строении пашийско-кыновских отложений и сама геологическая модель, позволяющая существенно изменить систему воздействия за счет пересмотра системы закачки воды.
С учетом новых представлений о геологии и состоянии эксплуатации залежей горизонтов Д1Д0 на Ромашкинском месторождении фактически одновременно присутствуют все четыре стадии разработки, каждая из которых требует своих, индивидуальных подходов к системам разработки (табл. 1). Этот феномен надо использовать для дальнейших мер по совершенствованию системы разработки.
До настоящего времени мы в основном изучали четыре регионально нефтеносных этажа (верей-башкирские отложения среднего карбона, тульско-бобриковские и верхне-турнейские нижнего карбона и терригенного девона). Остальной разрез практически не исследовался. Сегодня на новом оборудовании КФУ можно исследовать породы с низкой и сверхнизкой проницаемостью. Это гораздо меньше, чем в США, но существенно больше, чем было в России раньше. Сегодня необходимо изучать плотные разделы на предмет наличия в них нефти. Это может стать следующим (после переоценки потенциала регионально нефтеносных горизонтов) резервом увеличения потенциальных ресурсов нефти.
Для выхода на мировые уровни развития научно-практических исследований нам нужно немедленно перейти к учету всех запасов нефти на залежах терригенного девона Ромашкинского месторождения в пластах с проницаемостью более 1 мД (как промежуточный этап), затем начать исследования нефтенасыщенности всего осадочного чехла (в основном плотных пород, проницаемостью ниже 1 мДа) и поиск возможных путей добычи нефти из них, а также изучение участия их в процессах фильтрации и добычи нефти из более проницаемых пород. Исследованиями в РТ доказано активное участие плотных разделов эксплуатационных объектов в процессах фильтрации. Это – огромный объем работ, но их выполнение позволит стать ближе к природе и в перспективе обосновать переход на подсчет геологических запасов нефти.
Предлагаемые меры позволят значительно увеличить ресурсы Ромашкинского месторождения (рис. 3).
Если раньше считалось, что даже такой супергигант, как Ромашкинское месторождение, будет разрабатываться 40–50 лет, то мы обосновали, что его разработка будет длиться около 250 лет, в том числе только в так называемой общепринятой «завершающей» стадии около 200 лет с учетом подпитки из глубин Земли – неопределенно долго (рис. 4).
Дальнейшее развитие и расширение применения гидродинамических методов будет происходить за счет использования таких направлений как увеличение добычи нефти за счет переформирования залежей и подпитки из глубин Земли как родственных природным процессам миграций. Эти методы наиболее отработаны и соответствуют особенностям геологического строения месторождений (особенно на поздней стадии). Они лучше приспособлены к применению МУН более высоких поколений (здесь мы не имеем ввиду более дорогие тепловые и газовые МУН) [8, 9].
На крупных и гигантских месторождениях резервы заключаются в сравнительно низких проектных КИН – 0,4–0,5 по причине применения в основном только методов заводнения. Поэтому в дальнейшем, в третьей и четвертой стадиях разработки, можно применить более мощные системы разработки с тепловым, газовым или комплексным воздействием. Такое в Российской Федерации практически еще не применялось. А на Западе уже широко используется.
При этом потребуется уплотнение ранее применяемых редких сеток скважин, в основном за счет бурения нагнетательных ГС, а в отдельных случаях и добывающих МЗС (для Ромашкинского объем дополнительного бурения оценивается в 6 тыс. скважин).
Дорого? Да! Но на Западе же применяют. Чтобы в России появилась заинтересованность в существенном увеличении извлекаемых запасов на старых высокопродуктивных месторождениях за счет роста КИН с 0,4–0,5 до 0,6–0,7 и выше, государству на этот период разработки месторождения надо создать условия, а именно – обнулить все налоги и платежи до выхода на окупаемость проектов разработки, а затем оставить один налог – на прибыль. Этого будет достаточно, чтобы истощенные месторождения обрели вторую жизнь. Существенное отставание России во внедрении более мощных и дорогих МУН в перспективе можно из недостатка превратить в большое преимущество. Но первое слово здесь за государством, а НК активно задуманное поддержат.
Что касается мелких и средних месторождений, то 45-летний опыт их освоения в РТ, обобщенный в наших работах, свидетельствует о больших перспективах их освоения, как это признается в новой парадигме. Но стратегия их освоения должна существенно отличаться от крупных месторождений. Она основана на разработке ТЗН. Их не нужно путать с нетрадиционными месторождениями. Геологические условия их весьма различны. Но и сами трудноизвлекаемые запасы традиционных нефтей характеризуются широким разнообразием геологического строения. Так, в РТ категорий ТЗН выделено большое количество – 21. Все они требуют своих особых подходов к разработке. В разных регионах выделение категорий ТЗН имеет свои особенности. Но выделять их нужно для целей приоритетности освоения и повышения эффективности разработки залежи.
В результате выработалась наиболее эффективная (оптимальная) стратегия освоения малоэффективных месторождений [3].
На первом этапе разбуривание редкими сетками скважин с плотностью 12–16 га/скв. Здесь уточняется геологическое строение, оптимизируется выделение эксплуатационных объектов и выбираются системы воздействия на пласт. При возможности внедрения заводнения происходит его реализация с применением МУН (в основном физико-химических) и ОПЗ скважин.
При этом уточняется геологическое строение залежи с принципиально новыми подходами – учитывать фундаментальные законы геологии, включающей в подсчетный объект так называемые некондиционные слои и прослои (рис. 5).
На следующем этапе проводится уплотнение (как правило, вдвое) сетки скважин для развития различных МУН и легких методов теплового и комплексного воздействия (ЛГРП, ВПТХО, ППХ, ТГХВ, ПДГА и др.). Разукрупняются объекты за счет внедрения оборудования для совместно-раздельной эксплуатации.
Одновременно уточняется система заводнения, внедряются гидродинамические МУН. Оптимизируются пластовые и забойные давления.
Затем производится дальнейшее уплотнение сетки скважин до значений, которые необходимы для эффективной реализации классических термических МУН (ПТВ, ВГ) – 2,5–4 га/скв.
В результате мы имеем три стадии разбуривания месторождений с постепенным уплотнением сетки скважин и оптимизацией выделяемых объектов разработки. Внедрение МУН также будет стадийным: вначале легкие– химические, физические, термохимические, а затем классические, более капиталоемкие тепловые (закачка пара, ВГ, горячей воды, комплексные) и газовые (ВГВ, закачка дымовых газов). При этом КИН будет существенно выше.
Лабораторные эксперименты по нефтевытеснению на самой сложной башкирской залежи Аканского месторождения показали увеличение Кв с 0,4 (вытеснение обычной водой) до 0,5 при закачке горячей воды и 0,81 при закачке пара. Это дает основание полагать, что при внедрении тепловых МУН возможно кратное увеличение КИН против фактически возможных при разработке с применением заводнения.
Результаты работ МНК за период немногим более 20 лет весьма впечатляющие: обеспечено увеличение балансовых запасов на 25 %, извлекаемых – более чем на 70 %. В дальней перспективе при утроении пробуренного фонда скважин за счет перехода на подсчет геологических и переоценки запасов нефти, оптимизации ПСС и внедрении современных более мощных и наукоемких МУН прогнозируется двукратное (против современного уровня) увеличение извлекаемых запасов.
Накопленный опыт и произведенные исследования позволяют достаточно надежно прогнозировать развитие ННК в РТ на длительную перспективу.
Вышеизложенный подход к дальнейшей разработке месторождений МНК РТ показывает большие возможности бурения новых скважин и внедрение МУН. Разработка месторождений в первой половине текущего столетия предполагается при обеспечении полного воспроизводства запасов. Так как у этих компаний ограничена территория работ, то воспроизводство запасов будет осуществляться за счет уточнения параметров пластов и нового подхода к построению геологических моделей залежей, увеличению КИН и немного за счет доразведки эксплуатируемых месторождений. При этом обеспечивается длительная стабильная добыча нефти при росте КИН до 0,437 (табл. 2).
По МНК объемы добычи нефти детально расписаны до 2030 г. – удержание 7 млн т в год. Но для более длительного удержания добычи на уровне нужны капиталоемкие, классические методы – паронагнетание, внутрипластовое горение, закачка горячей воды.
Залежи традиционных нефтей в России и Республике Татарстан в этом столетии будут требовать основного внимания. Прежде всего, здесь нужно провести ревизию балансовых запасов всех месторождений, пересчитав их в соответствии с понятием «геологические запасы с учетом современных данных по их геологическому строению». Затем КИН обосновать, исходя из современных технологий разработки. Одновременно нужно определить извлекаемые запасы разных категорий по всем выделяемым в регионах категориям АЗН и ТЗН, что позволит дать качественную оценку запасов. В результате появится возможность существенно увеличить реальные запасы нефти, не затрачивая средств на их разведку. Рост реальной ресурсной базы выйдет за счет аналитических работ. Разведка и доразведка нефтяных месторождений будет вестись по обычной практике ГРР.
В Российской Федерации огромные возможности для длительной добычи традиционных нефтей. Тогда почему же Россия должна заниматься нетрадиционными топливно–энергетическими ресурсами (ТЭР)?
Во-первых, даже по имеющимся неполным данным исследований, ресурсы нетрадиционных углеводородов в мире и РФ не меньше, а существенно больше, чем традиционных.
Во-вторых, ряд месторождений нетрадиционных ТЭР, очевидно, будут более привлекательны для освоения, чем залежи ТЗН. К примеру, сверхвязкие нефти (СВН) в терригенном комплексе нижней перми в Республике Татарстан более эффективны для освоения, чем некоторые залежи высоковязких нефтей (ВВН) в карбонатных породах традиционно нефтеносных горизонтов девона и карбона.
В-третьих, планируя развитие ТЭК на 20 лет, необходимо смотреть дальше – на 40–50 лет, как поступают, скажем, китайцы. Это объясняется большими рисками инвестиций в НГС и чрезвычайно высокими темпами изменения мировой конъюнктуры в развитии ТЭК.
В-четвертых, ускорившийся процесс накопления и использования новых знаний и умений в передовых странах Запада оказывает существенное влияние на расширение круга потенциальных источников сырья, осваиваемых современным нефтегазовым сектором (НГС) в направлении «монетизации» имеющихся знаний. В этой связи можно утверждать, что современная сланцевая революция не последняя. За ней последуют и другие («подпитка» УВ осадочного чехла из глубин Земли, освоение газогидратов и др.).
В-пятых, в настоящее время ряд стран, в зависимости от наличия или отсутствия традиционных или нетрадиционных ТЭР, занимаются различными видами традиционных УВ (Канада и Венесуэла – СВН и ПБ, отдельные страны Европы – сланцевыми отложениями, Япония – газогидратами), а такие страны как США, Китай и Россия, как великие державы в ТЭК, должны заниматься всеми видами ТЭР. Иначе – отставание в новых технологиях и вместе с тем в развитии экономики страны.
Все это позволяет считать, что запасы традиционных нефтей еще долго (100 и более лет) будут являться основными объектами добычи.
Залежи нетрадиционных нефтей отличаются по условиям формирования и геологическому строению. Технологии их разработки отличны от разработки залежей традиционных нефтей. Затраты на их добычу будут существенно выше. В перспективе они также могут быть разделены по различным группам, требующим разных технологий разработки и затрат. Так, запасы СВН и ПБ в Татарстане по сложности и стоимости освоения весьма отличаются. Наиболее благоприятные из них составляют не более 10 %, благоприятные – около 15 %. Остальные требуют новых технологий и только при их создании могут быть рентабельны для разработки.
Что касается сланцевых и им подобных отложений (доманик Волго-Уральской НГП, бажен Зап. Сибири), то, видимо, серьезно рассчитывать на них в текущем столетии вряд ли стоит: слишком сложные геологические условия и наличие легких нефтей в малом количестве. А основные запасы находятся в керогене. Технологий добычи нефти из них нет, и они пока даже не просматриваются. Это весьма осложняет поиск новых технологий добычи. Тем более, если исходить из высказывания А. Конторовича:
«В новую парадигму перейдут и проблемы освоения Арктики. Это гигантские ресурсы нефти и газа, и это замерзающие моря, льды, чрезвычайно ранимая природа, а значит, это совершенно иные подходы и технологии. Но, как это ни печально, для работы на таких акваториях ни технологий, ни оборудования нет ни в России, ни в других странах».
Если мы будем применять другие подходы к добыче УВ из этих отложений, о чем справедливо говорит А.Э. Конторович, то будем вынуждены заниматься не только добычей легкой нефти, находящейся в этих отложениях (около 10–15 %), но и добычей из основной массы – керогена.
Создание таких методов потребует существенно большего времени, чем понадобилось США для освоения современных методов добычи из сланцевых отложений (около 30 лет).
В Татарстане нетрадиционными нефтями занимаются уже 40–50 лет. Здесь определены направления и перспективы поисков, разработки, и даже ведутся ОПР. Это – СВН и ПБ пермских отложений и доманиковые отложения (рис. 6, 7). Освоения данных ресурсов следует ожидать лет через 40–50.
Таким образом, в современных условиях остается уповать на широкое внедрение МУН на разрабатываемых и вновь осваиваемых месторождениях с ТЗН.
Что объединяет старые и новые районы нефтедобычи, месторождения в современных условиях? Необходимость широкого применения МУН.
Роль МУН в разработке нефтяных месторождений зависит от их продуктивности и стадии разработки.
Высокопродуктивные объекты следует осваивать с применением гидродинамических методов. Третичные МУН надо широко применять в конце второй, начале третьей стадии разработки, когда на участке воздействия уже сформировалась внутрипластовая динамика потоков нагнетаемой воды, определились направления обводнения залежи.
На высокопродуктивных месторождениях, если в первой и второй стадиях разработки МУН не играют решающей роли в системе разработки высокопродуктивных объектов, то в третьей и поздней стадиях внедрение МУН является основным элементом разработки, позволяющим обеспечить оптимальную динамику добычи нефти, рентабельную разработку месторождения при высокой обводненности продукции и повышение нефтеизвлечения.
Сегодня нам видятся следующие направления применения МУН:
1. Детальное изучение геологического строения месторождений современными методами мирового уровня с применением нанометодов и новых принципов вплоть до теории эффективного порового пространства (ЭПП) [10].
2. Составление геологических моделей с новых научно-практических позиций.
3. Оптимизация гидродинамических систем и режимов разработки нефтяных месторождений.
4. Подбор наиболее предпочтительных для данных геологических условий МУН и ОПЗ.
5. Оценка предпочтительных МУН в лабораторных (вытеснение на моделях пород данного месторождения) и промысловых условиях (ОПР).
6. Изучение эффективности комплексирования различных МУН.
7. Экспериментирование и внедрение наукоемких методов (волновые, микробиологические).
8. Проведение работ в принципиально новых направлениях: превращение породы-неколлектора в коллектор, плохой коллектор – в средний, средний – в высокопродуктивный, также низко- и среднепродуктивных залежей – в высокопродуктивные.
Таким образом, МУН становятся все более востребованными. Основой для их внедрения служат гидродинамические системы разработки, на основе которых эффективно работают физико-химические, физические, микробиологические, водо-газовые методы. А тепловые и газовые методы используют метод разработки месторождений с гидродинамическими системами.
Исходя из изложенного, становится очевидной необходимость в новой парадигме – акцентировать внимание на вопросах широкого применения МУН на традиционных месторождениях и широких научных исследований и ОПР по созданию и опробованию новых методов разработки залежи нетрадиционных нефтей.
В новой парадигме нужно учесть вопросы изучения проблем глубинной нефти.
На территории Татарстана в течение многих лет ведутся целенаправленные работы по изучению докембрийских кристаллических пород, не имеющих аналогов в России. Полученные геологические результаты представляют большое теоретическое и практическое значение. Достаточно отметить, что в толще плотных кристаллических пород впервые зафиксированы проницаемые коллектора, из которых наблюдались притоки флюидов различной интенсивности; в пластовой воде установлен растворенный углеводородный газ; в глубинной части разреза отмечено присутствие битумов, приуроченных к трещиноватым разностям пород и т.д. Прямые признаки нефтегазоносности являются достаточно убедительным доказательством реальности процессов миграции углеводородов в трещиноватых зонах кристаллического фундамента. Комплексная обработка новых данных является важнейшим направлением научных исследований.
Выявленные процессы дегазации Земли и подпитки осадочного чехла углеводородами из недр планеты через каналы в КФ превращают ее углеводородные ресурсы, по существу – в возобновляемые (рис. 8).
