Более глубокие причины провалов в научно-техническом обеспечении добычи природных богатств Севера и Арктики объясняет основополагающий экономический критерий нефтедобычи (ОЭКН) в СССР – выполнение производственных планов при минимизации капиталовложений в нефтедобывающий район. На практике этот критерий невозможно было применить без больших потерь в развитии отрасли. Первоначально, по концепции академика И.М. Губкина (1933 г.), ОЭКН был направлен на обеспечение плановой потребности в нефти, высокой эффективности капитальных вложений и повышенных коэффициентов нефтеизвлечения. Со временем формулировка критерия становилась все более жесткой. В конце 1940-х – в 1950-е гг. ОЭКН звучал уже так: «Обеспечить полное удовлетворение текущей и перспективной потребности народного хозяйства страны в нефти и нефтепродуктах при минимальных затратах и с возможно минимальными потерями нефти». Наконец, в 1988 г. в № 6 «Вестника АН СССР» появилась уточненная формулировка: «Удовлетворение общественной потребности в нефти при наименьших (меньше “минимальных”. – Авт.) затратах и наиболее полном отборе нефти из запасов»[477].
Понятие «наименьшие затраты» требует дополнительных пояснений в каждом конкретном случае, потому что обосновать их инженерными расчетами невозможно. Неясно, как реализовать этот критерий на вполне конкретных, разнообразных многочисленных месторождениях. Поэтому разъяснение сводится к ответу на вопрос: дадут или не дадут вышестоящие правительственные органы предусмотренный проектом объем капитальных вложений.
Стремительный взлет нефтедобычи в Западной Сибири был достигнут во многом благодаря интенсивной выработке лучших по качеству и местоположению запасов минерально-сырьевых ресурсов. Так, на территории Ханты-Мансийского округа из почти 500 месторождений нефти и газа всего 12 в течение 1964–1995 гг. обеспечили 80 % добычи региона[478]. Но в начале 1980-х гг. крупнейшие сибирские месторождения прошли свой пик добычи, и для многих руководителей в министерстве и правительстве резкий спад стал неожиданным.
Среди причин быстрого истощения месторождений – внедрение ОЭКН. Экономия от минимизации капиталовложений оказалась мнимой и обернулась колоссальными потерями. Яркий пример – эксплуатация Самотлора. Если на аналогичных месторождениях за рубежом предпочтение отдавалось длительному комплексному геолого-физическому изучению объектов разработки и компьютерному моделированию технологических процессов перед вводом в разработку, то при освоении Самотлора все делалось в спешке. Пробная эксплуатация скважин была слишком кратковременной, чтобы провести необходимые исследования: при составлении «Принципиальной схемы разработки Самотлорского нефтегазового месторождения» площадью 1200 км2 было пробурено всего 33 разведочных скважины. Вопреки опыту разработки Ромашкинского и зарубежных месторождений, началась невиданная в мировой практике интенсификация добычи нефти с первых дней его освоения. Чем это закончилось? Максимальный уровень добычи (155 млн т) продержался всего год (1980 г.). Уже в 1988 г. на Самотлоре было добыто нефти на треть меньше проектного уровня. А соблюдение проектного уровня в 130 млн т в год позволило бы эксплуатировать Самотлор на этом уровне, по оценкам специалистов, 19 лет[479].
Ошибочный подход к нефтедобыче обернулся большой драмой идей и людей. Начальник «Главтюменнефтегаза» В.И. Муравленко (в 1965–1977 гг.) хорошо понимал цену вопроса и возражал против форсированных темпов добычи, но его предупреждений в ЦК КПСС и правительстве услышать не захотели. Трагедия Муравленко в том, что он понимал: самотлорский спринт – это путь к катастрофе, но положить конец губительной политике не мог. Трудной оказалась и судьба ближайших соратников и преемников легендарного нефтяника. Они не смогли пережить внутренний конфликт, многие преждевременно ушли из жизни[480].
Освоение Самотлора шло в условиях, практически исключающих своевременный контроль и регулирование процессов разработки отдельных объектов месторождения. Если в Татарии интенсивность разработки Ромашкинского месторождения нарастала постепенно с 1955 по 1970 г., то Самотлор вывели на максимальную добычу всего за 10 лет (1970–1980 гг.). Характеризуя сибирский этап развития отрасли, В.И. Грайфер отмечал, что «темпы отбора нефти на месторождениях Западной Сибири были кратно выше, чем в Татарии в период ее расцвета. Например, на пласте БВ8 Самотлора на один ряд добывающих скважин приходился ряд нагнетательных. А ведь даже на “Ромашке” (Ромашкинском месторождении. – Авт.) на один ряд нагнетательных скважин приходилось три ряда добывающих»[481].
Технологическая схема разработки «Ромашки» базировалась на следующих основных элементах: первичное внутриконтурное заводнение, редкая сетка скважин, двухстадийное разбуривание и укрупнение объектов разработки. Эти элементы были небесспорны. Но на первом этапе разработки месторождения-гиганта они позволили интенсифицировать добычу нефти. Проблемы начались в последующий период жизни месторождения, когда выигрыш в средствах и времени, полученный на первом этапе разработки, обернулся большими потерями. Многие трудности были связаны именно с выделением «наименьших» капиталовложений на разработку месторождения. Как показал опыт Волго-Уральского района, расходы по подъему и утилизации «попутной воды» при двухстадийном разбуривании за весь срок разработки на порядок превысили объем капиталовложений, необходимый для бурения добывающих скважин по оптимальной сетке с самого начала разработки месторождения.
Дискуссии о технологиях заводнения продуктивных нефтяных пластов велись не только в СССР, но и за рубежом. По мнению ученых и специалистов, эффективность приемов заводнения нельзя оценивать безотносительно к конкретным геолого-геофизическим характеристикам пласта. Западные ученые считали и считают закачку воды «вторичным» и даже «третичным» методом разработки, полагая, что ее необходимо производить только после разработки месторождения на естественных режимах, когда достаточно полно изучено геофизическое строение объекта. В СССР возобладала другая точка зрения (научная школа академика А.П. Крылова), которая предусматривала закачку воды в продуктивные пласты с самого начала их разработки.
Интересно в этом плане сопоставление общих подходов к разработке крупнейших месторождений СССР и США – Самотлорского и Прадхо-Бэй, открытых и введенных в эксплуатацию примерно в одни годы. На Прадхо-Бэй (Аляска) приступили к массовой закачке воды в пласты с целью вытеснения нефти только после детального изучения геолого-физического строения продуктивных пластов – через 16 лет после открытия месторождения и спустя семь лет после ввода его в разработку. На пике добычи месторождение Прадхо-Бэй эксплуатировали 10 лет. А эксплуатацию Самотлора начали через четыре года после открытия и сразу приступили к закачке воды, еще не зная толком геологического строения месторождения. Результат известен.
Более эффективным способом нефтеизвлечения (и более безопасным для природы) является законтурное заводнение (за контурами месторождения). Однако в Западной Сибири разработку месторождения начинали, зачастую не представляя, где его границы (контуры), поэтому преобладала внутриконтурная закачка воды. В новом добывающем районе была отвергнута традиционная схема: сначала полная разведка месторождения, затем создание социальной и производственной инфраструктуры и только после этого – собственно добыча углеводородов. Здесь все делалось практически одновременно.
Это порождало ошибки и просчеты. Одним из многочисленных свидетельств неподготовленности Тюмени к решению проблемы эксплуатации месторождений являются воспоминания Л.В. Аксарина, первого секретаря Нижневартовского райкома КПСС в 1963–1965 гг. Принимавший активное участие в обустройстве прибывавших в район нефтяников, руководитель удивлялся, как непродуманно правительство подошло к вопросу организации добычи сибирской нефти: «Расчет был, видимо, довольно прост: направить людей, они как-нибудь там окопаются, перебьются, местные власти что-нибудь предпримут…»[482] Характерно, что в 1964 г.
у тюменских нефтяников еще не было достаточных сил и средств, поэтому пробную эксплуатацию месторождений в Усть-Балыке и Мегионе пришлось проводить геологам[483].
Ускоренная разработка месторождений не выдержала проверку временем и значительно осложнила развитие отечественной нефтяной промышленности. «Действительность такова, – пишет крупный ученый и организатор отрасли Г.Г. Вахитов, – что месторождение даже в условиях начальной редкой сетки скважин разбуривается продолжительное время. А затем после создания первоначальной системы разработки (после завершения бурения скважин первой стадии) требуется значительное время для обобщения результатов сложных промыслово-геофизических исследований и гидродинамических расчетов по перемещению закачиваемой воды. Таким образом, на очень ответственном начальном этапе эксплуатации месторождения до принятия решения о дополнительном бурении скважин второй стадии проходят многие годы. В это время закачиваемая с первых дней эксплуатации месторождения вода неконтролируемо движется в неоднородной пористой среде и хаотично появляется в совершенно неожиданных местах по простиранию и в отдельных интервалах по вертикали продуктивного пласта»[484].
В результате советская нефтяная промышленность, в буквальном смысле, «утонула» в воде. В 1985 г., при добыче 595,3 млн т нефти, по отрасли было закачано в пласты более 2,2 млрд куб. м воды. Для сравнения: на промыслах США объем закачиваемой воды в 1950–1980-е гг. составил около половины общего объема добываемой нефти. На поздней стадии (втором этапе) жизни советского месторождения отбор оставшихся обводненных извлекаемых запасов был, по существу, не технологией «вытеснения нефти водой», а дорогостоящим длительным «вымыванием остаточной нефти» из обводненного на первом этапе разработки продуктивного пласта. В 1989 г. из скважин подняли 2 млрд т жидкости при добыче по Миннефтепрому СССР 580 млн т нефти, т. е. с каждой тонной нефти вынужденно выкачивалось более трех тонн воды[485]. Помимо прочего, это привело к серьезным экологическим проблемам.
О грубых нарушениях всей технологической схемы эксплуатации Самотлорского месторождения предупреждали ученые Сибирского научно-исследовательского института нефтяной промышленности (СибНИИНП, Тюмень). В 1978 г. Е. Ефремов, тогда заместитель директора СибНИИНП, в докладной записке сообщил заместителю министра нефтяной промышленности СССР Э. Халилову о нарушениях проекта разработки Самотлора: о чрезмерной перегрузке наиболее известных и доступных залежей, пренебрежении остальными, об отклонении от технологии, нежелании внедрять механизированные способы добычи. Ученых не захотели услышать. Добыча нефти на четыре года опережала обустройство промыслов. Не было построено объектов, предусмотренных проектом, почти на 1,5 млрд руб.[486]
Такие подходы можно было объяснять ограниченными экономическими возможностями СССР в послевоенные пятилетки восстановления народного хозяйства. Но с чем связан недостаток капиталовложений при разработке уникального Самотлорского месторождения в 1970–1980-е гг.? Говоря о нехватке средств, следует помнить, что СССР обеспечивал дешевой нефтью большое число социалистических и развивающихся государств, недополучая при этом огромные суммы нефтедолларов, которые могли бы быть направлены на развитие нефтяной промышленности. Кроме того, нефтедоллары нужны были стране, чтобы удовлетворять растущие потребности общества в условиях падающей эффективности советской экономики. Отметим, что в начале 1980-х гг. ежегодные валютные поступления от нефтеэкспорта в СССР достигали, по разным оценкам, от 15 до 24 млрд дол. США[487]. А ведь были еще и доходы от экспорта природного газа.
В 1993 г. бывший (первый) начальник производственного объединения «Татнефть» А.Т. Шмарев с горечью констатировал: «Отрасль, на которой держалась вся жизнь страны, сама почти ничего не получила для своего обновления и развития… Добро бы те сотни миллиардов долларов (от продажи нефти за рубеж. – Авт.) мы всем народом прокутили. А то ведь профукали, черт знает, на какие злодейства, Бог ведает, на какие красивые утопии. Как задумаешься над всем этим… Невыносимо!»[488]
Собственные вычислительные мощности СССР не могли угнаться за требованиями научно-технической революции, а на импорт электронно-вычислительной техники тратилась ничтожная часть нефтедолларов. По подсчету М.В. Славкиной, в общем объеме импорта СССР доля вычислительной техники не достигала 0,5 %, в то время как на зерно, мясо, одежду и обувь в разные годы тратилось от 30 до 100 % долларовой выручки от нефтеэкспорта[489].
Чем хуже складывалась ситуация в экономике СССР, тем более амбициозные задачи ставились перед нефтяниками. В 12-й пятилетке (1986–1990 гг.) предприятия ЗСНГК должны были освоить 82 млрд руб. – столько, сколько за предыдущие 20 лет[490]. Но как это сделать, похоже, не знали ни в «центре», ни в регионе. Предпринятые в годы перестройки меры по ликвидации спада темпов тюменской нефтедобычи отражали старую тактику: ввод в эксплуатацию новых месторождений, форсирование темпов отбора нефти на эксплуатируемых месторождениях. Эта тактика не устранила глубинных причин кризиса: ЗСНГК остался на голодном пайке с точки зрения поставок техники и оборудования.