Зачем Россия идёт в Арктику?
Итак, посмотрим, что Россия может противопоставить вторжению в Арктику. Вот специалисты постоянно говорят, что в той же Западной Сибири остались только запасы нефти, которые достанутся большими трудами и деньгами. Говорят, а между тем под носом у этих специалистов, на самом юге Тюменской области, в условиях, комфортнее не придумать, уже открыты значительные запасы нефти.
Подозреваю, что, узнав про это, местные геологи в лучшем случае отмахнутся, а в худшем еще и обвинят меня во вранье. Однако факты – вещь упрямая. Правда, в данном случае речь идет о нефти в геосолитонных трубках, о существовании которых традиционные геологи тоже слышать не хотят. Ну что ж, это их забота, а я пока расскажу об этом открытии подробнее.
Семь лет назад почти на границе с Казахстаном Центральная геофизическая экспедиция, расположенная в Новосибирске, в рамках плана исследований фундамента закончила цикл исследований. Разумеется, результаты полевых работ, выполненных в стандарте 2Д, обработали с помощью традиционного программного обеспечения, получили некую информацию и на этом успокоились. А в этом году профессор Бембель эти же материалы новосибирцев обработал по программам, созданным еще в начале 90-х, для высокоразрешающей объемной сейсмики в стандарте 3Д. Обработал и получил картину маслом: компьютер нарисовал около сотни ярких геосолитонных трубок, заполненных нефтью! Замечу в скобках, что такую чистоту эксперимента устроила сама жизнь.
– Поперечный размер трубок в осевой части – 50 метров, – рассказывает Бембель, – это сегодня предел разрешающей способности сейсмики. Но есть еще и оперение до 250 метров, елочка такая. Будто природа помогает обнаружить трубку.
На вопрос о запасах ученый ответил, на первый взгляд, несколько туманно. Дескать, трубки уходят вглубь на несколько километров, а до фундамента в тех местах 1,8-2 километра. Однако туманность эта кажущаяся. Я уже не раз писал о том, какие природные силы работают в геосолитонных трубках, открытых Бембелем. Их образуют вихревые потоки водорода, который местами идет с гелием из ядра Земли, где давление 3 млн атмосфер. По пути к поверхности глубинные газы, вступая в реакции с разными химическими элементами, и образуют целую гамму месторождений полезных ископаемых. В том числе – углеводородов. Но еще мощнейшее давление дробит самые твердые породы на вены и капилляры, которые и заполняются нефтью или газом. До поры до времени, пока давление не достигло определенной величины, углеводороды не поднимаются близко к поверхности. Но в один прекрасный момент давление недр выталкивает их наверх.
– Я студентам объясняю этот механизм на примере игры в очко, – улыбается профессор Бембель. – Всем понятно, когда ты перебрал карты или недобрал. Так вот, нефть выбрасывает из трубки, когда перебор. В нашем случае – давления. Так что вовсе не обязательно бурить скважины глубиной 8-10 километров. Достаточно пройти несколько сотен метров, чтобы спровоцировать геосолитон. Работает чисто пневматический принцип: газы! Когда есть перепад давлений от 3 миллионов около ядра Земли до 200-300 атмосфер на устье скважины, природа рано или поздно находит каналы, по которым нефть выносит поверхности. Кстати, все вулканы такого происхождения.
И еще, объясняет Бембель, в нижней части трубки нефти всегда больше, чем вблизи поверхности, и львиная часть её уходит в атмосферу. Это и есть дегазация планеты, явление, открытое и обоснованное академиком Владимиром Вернадским. Ведь нефть образуется из метана, и эта шапка при определенных условиях может существовать много миллионов лет. Чем больше она стоит – тем меньше в ней остается водорода. Он всё равно уйдет, его не удержать. Чем старше нефть, тем меньше в ней водорода и метана, а больше тяжелых нефтей, а легкие фракции уходят в космос.
– Мы делали расчеты по Приобскому месторождению, – говорит Бембель. – Получается, человечество добывает лишь 1% нефти, а вся остальная выбрасывается в космос! Если допустить, что годовая добыча на планете составляет 5 миллиардов тонн в нефтяном эквиваленте, то в космос улетает 500 миллиардов! Выхлопы автомобилей на этом фоне просто меркнут.
Я возвращаю профессора к трубкам на юге области и всё допытываю: какие там запасы?
– Это отжившая категория, американцы про них не говорят, а мы – по инерции, – сообщает Бембель. – На месторождениях в Пенсильвании запасов раз в сто больше, чем насчитали 150 лет назад. На одном и том же месте нефть идет и идет. А запасы в нашем представлении: выкачал раз – и больше они не возобновляются.
В прошлом году, продолжает Бембель, меня пригласили в Госкомиссию по запасам (ГКЗ), там даже его ученики нашлись. Говорят ему, что ВОС на основе 3Д не применяют только потому, что по ее результатам структура месторождений становится тонкой, ажурной. А по старинке, с 2Д, считают по площади и на определенной глубине, рисуют блины, если не моря. Вот поэтому и запасы по 3Д получаются меньше, а по итогам 2Д – чем больше припишут, тем больше медалей на грудь. Правда, 85% скважин оказываются сухими, но это детали.
Бембель начал заниматься ВОС плюс 3Д в 70-х годах и понял, что только с таким инструментом можно увидеть вещи, которых не замечали раньше, с 2Д: тонкие капилляры-струйки геосолитонов. И у человека тонких капилляров гораздо больше, чем вен: 100 км, это 99,99% всех сосудов. Это фундаментальный принцип, так все и вся устроено в природе. А ВОС – микроскоп, он и показал всю картину. Точно так же, как Галилей, взглянув в телескоп, увидел, планеты совсем не такими, как представляли, и астрофизика стала другой. «ВОС в стандарте 3Д» – это и была тема докторской диссертации Бембеля, первая в мире, которую ученый защитил в 1992 году.
– Так что если по методикам ГКЗ считать, – говорит Бембель, – запасы на этой южной площади мизерные. Не понимают коллеги, что в расчете на сто лет нефти в трубке будет больше, чем, если по-старому, по площадям считать. У них нет теории, они не могут объяснить. Тут надо говорить об экономической эффективности добычи.
– Но какие критерии? Дебиты?
– Моя оценка: дебит скважин может составить в среднем 50 тонн в сутки, – отвечает Роберт Михайлович.
– Как долго они будут работать в таком режиме?
– Два-три месяца. Это не моя фантазия, идея проверена в 70-х годах на баженовке, и я переношу на юг области. Что делать дальше? Выключаем скважины. Так и американцы делают, мне друг рассказывал, он в Луизиане работает. У них насос качает до тех пор, пока затраты окупаются нефтью. Сколько-то скважин стоит, и на каждой –датчики. Через какое-то время включают – есть нефть. Опять работает до тех пор, пока дает прибыль. И в разных местах с разной скоростью геосолитоны делают свое дело. Как видишь, это совсем другая идеология. Наши не понимают. И как им объяснить? И ты правильно сказал, что быстрее это поймут малые компании.
– То есть если высокоразрешающая 3Д сейсмика обнаружила трубку, в которой нефть на глубине, скажем, 10 километров, то через какое-то время геологические силы поднимут месторождение близко к поверхности?
– Они это и делают! – отвечает профессор. – Здесь к промысловой геофизике 3Д нужно подключать четвертый параметр – время.
– Но при сегодняшних технологиях и аппаратном оснащении можно ли процесс отслеживать?
– Конечно! И здесь я стратегически расхожусь с нашими геологами. Я делаю акцент на инвестиции в современные технологии, связанные с геофизикой. В том числе промысловой. Но уже в режиме мониторинга. Мои коллеги привыкли к геофизике 2Д, которая показывает плоский разрез недр, а я настаиваю на том, что нужно от 3Д переходить к 4Д, чтобы отслеживать, как месторождение нефти в трубке с больших глубин поднимается к поверхности.
Лидерами в этом направлении, на взгляд Бембеля, являются норвежцы, которые общались с тюменским профессором и поняли его идею. Когда открываем 100 трубок, разработку месторождения следует начинать с тех, в которых процесс идет быстрее. Промедлишь – давление даст перебор, и содержимое просто вылетит из недр. Остальные трубки дозреют через год-два. Мониторить можно, следя за скоростью процессов раз в квартал или в полгода. Никакой особой аппаратуры дополнительно не требуется: есть компьютеры и программы для обработки полевой информации. «По ходу, может, какие-то датчики поставим, вроде звонка, чтобы знать, когда рыба клюнула», – шутит ученый.
Учить этому, считает Бембель, нужно со студенческой скамьи. Обсуждая свой план на новый учебный год с заведующим кафедрой нефтегазового университета, он предложил загрузить свободный компьютерный класс как раз интерпретацией результатов высокоразрешающей объемной сейсмики. Следи по монитору за «беременностью» трубок, ничего другого не надо. Тогда ребята, придя на промыслы, будут знать, что смотреть и зачем.
По этой же методике можно и нужно навести порядок на месторождениях-гигантах. Скажем, на Уренгое и Самотлоре. Всё просто и очевидно. Допустим, на Самотлоре закольцевали высокоразрешающей объемной сейсмикой 20 тысяч добывающих скважин, и мониторинг показал, что есть смысл оставить работающими только сто. Остальные выключить и следить, как в них идут геологические процессы. Персонал сократить, затраты резко упадут, добыча вырастет, и эффективность промыслов повысится в десятки, если не в сотни раз.
– Наша геосолитонная технология альтернативна той, что американцы применяют на разработке сланцевых месторождений, – заключает Бембель. – Та, например, не занимается инвентаризацией скважин и вредит экологии.
Нефть на самом юге области открыта сегодня, но путь к ней начался много лет назад. Об этом в следующий раз.
Окончание следует.
