ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ: НЕСБЫВАЮЩИЕСЯ НАДЕЖДЫ. ТЕРРИТОРИЯ ДЕЙСТВИЙ
ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ: НЕСБЫВАЮЩИЕСЯ НАДЕЖДЫ. ТЕРРИТОРИЯ ДЕЙСТВИЙ
 
Поддубный Ю.А. («Клуб исследователей скважин при Институте нефтегазового бизнеса»)
 
 Текущий момент нефтедобычи в России можно охарактеризовать двумя фактами. Первый, это фанфары по поводу выхода России на первое место в мире по уровню добычи, что преподносится как достижение нового экономического уклада. Второй факт – из-за плохого наследия прошлого, коэффициент извлечения нефти (КИН) в России неуклонно снижается, в то время как на примерном Западе он непрерывно растет. Следствие – надо привлекать западный опыт, западные технологии и западных специалистов, естественно, за повышенные, в сравнении с западным уровнем, расценки и зарплаты (иначе, кто же к нам приедет). Во многих средствах массовой информации живо обсуждается «плохая» работа российских нефтяников, «которые, в отличие от западных коллег, неумело и по старинке разрабатывают месторождения и оставляют более 50-60% нефти в недрах под землей». Этот очередной миф пустил глубокие корни и уже озвучивается официальными представителями государства. Например, представители Минприроды утверждают, что 
сейчас российские компании извлекают лишь 30-35% разведанных запасов, остальные 65-70% 
безвозвратно теряются. В мире же, аналогичный показатель составляет 50% и выше. Чтобы статистика была более доказательной, Минприроды приводит даже динамику роста КИН в США с 1990 по 2000 год – с 0,35 до 0,41. В России за тот же временной промежуток КИН снизился с 0,39 до 0,31. В «Энергетической стратегии России до 2030 г.» даже предусмотрели увеличение коэффициента нефтеотдачи «с 0,30 в 2008 г. до 0,35-0,37 в 2030 г.». Однако, вообще непонятно откуда 
появилась цифра 0,30 - изначально ложная, почему показатель 0,35-0,37 преподносится как 
достаточный и как его достичь.
Попробуем оглянуться, осмыслить и проанализировать эти факты и ряд других, связанных с КИН.
Прежде всего, стоит рассмотреть факторы, которые способствовали достижению Россией лидирующей позиции по уровню суточной добычи нефти. Напомним, что на первое место в мире она переместилась со второго в 2010 г., обогнав Саудовскую Аравию, а раньше, в свою очередь, долгие годы лидировал СССР, обогнав США в 1974 г. Очевидно, что для осознания перспектив необходимо проанализировать прошлое бывших лидеров нефтедобычи и обоснованно выбрать 
исторические аналогии. Изучив динамику уровней добычи нефти по разным странам, а также 
геолого-физические условия нефтедобычи, обобщающим показателем которых в значительной степени может быть удельный средний дебит скважин по нефти, можно увидеть, что нефтяная промышленность таких крупных по нефтедобыче стран, как Саудовская Аравия, Норвегия, Великобритания, Иран, Кувейт, ОАЭ, Ирак, Нигерия и Ливия, имеет среднюю производительность скважин по нефти от 800 до 100 т/сут, в то время как в России, Канаде и Китае она достигает лишь 7-12 т/сут. Отдельно следует выделить США – страну, являвшуюся мировым лидером многие 
десятилетия, где сегодня средний дебит скважин составляет 1,6 т/сут.
Главное, о чем говорят все эти цифры и факты в сопоставлении, какими материальными и людскими затратами даются высокие уровни добычи нефти. Если в первой группе стран фонд действующих нефтедобывающих скважин не превышает 1,5-2 тыс., то нашей стране необходимо содержать 160 тыс. нефтяных скважин, из которых действующих – более 130 тыс. В Китае 
работает около 80 тыс. скважин, в Канаде – свыше 40 тыс., а в США – совсем астрономическое число: 525 тысяч.
Понятно, насколько более высокими являются энергетические, финансовые и трудовые 
затраты на добычу нефти в России и США и насколько хуже здесь качество запасов с позиций производительности нефтедобычи, т.е. насколько труднее в этих странах добывать нефть. Эти 
трудности были и будут всегда.
Названные цифры позволяют сформулировать важный вывод для оценки будущего 
российской нефти: в первую очередь необходимо всемерно учитывать прошлый и настоящий опыт таких стран, как США, Канада и Китай. Их эффективная государственная политика должна стать примером для подражания, их ошибочные решения – предостережением.
Что касается КИН, то, действительно, специалисты нефтяной отрасли России уже не один год привлекают внимание правительства к проблеме ухудшения качества запасов нефти, 
объективным и субъективным причинам снижения проектного и, главное, фактического КИН в целом по стране, к вопросам стимулирования работ по повышению нефтеотдачи. Однако следует отметить, что никогда значение КИН по России не опускалось ниже отметки 0,36 [1].
Следовательно, директивный показатель «Энергетической стратегии России до 2030 г.» уже достигнут и МПР может смело об этом рапортовать. Таким образом, налицо низкое качество готовящихся государственных документов, размытость приоритетов и нечеткое стратегическое планирование будущего нефтяной отрасли со стороны государства.
Итак, чем же характеризуется сегодня нефтяная отрасль России? Это вполне известные факторы, главным образом негативные.
Россия вступила в стадию необходимости поддержания существующего уровня добычи нефти при существенном ухудшении структуры запасов. Постоянно увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, составляющая во многих нефтедобывающих регионах уже 70-75%. Происходит неуклонное и в целом закономерное снижение средних дебитов нефти по действующим скважинам, непрерывно увеличивается доля малодебитных скважин (1-3 т/сут нефти и менее). Остро стоит вопрос о прекращении разработки из-за нерентабельности нефтедобычи целого ряда месторождений Краснодарского края, Сахалина, Урало-Поволжья и других регионов. На 
нефтяных месторождениях практически не используются третичные методы воздействия на пласт, или МУН – методы увеличения нефтеотдачи (согласно принятой в мире классификации).
Российские компании, за исключением, наверное, только Татнефти и Сургутнефтегаза, за годы своей новейшей истории не только растеряли опыт испытаний и применения технологий МУН, но и напрямую выдают за них обычные методы увеличения продуктивности скважин и 
корректировки текущей системы разработки для достижения ранее принятого КИН. Известный журнал Oil and Gas Journal каждые два года публикует статистику новых проектов по применению третичных методов увеличения нефтеотдачи пластов по странам мира и конкретным месторождениям. Россия – единственная нефтяная страна, которая там в последние годы не упоминается: 
наша территория в этом плане сплошное белое пятно.
При этом вновь подготавливаемые в стране запасы сосредоточены в средних и мелких 
месторождениях и являются в значительной части изначально трудноизвлекаемыми. Достаточно привести такие цифры: если 25-30 лет назад по вновь открываемым месторождениям запасы 
составляли в среднем 17-34 млн. т, то в последние 10 лет их величина достигает лишь 0,7-3 млн. т. Для таких запасов экономика нефтедобычи (долл/барр и руб/т) возрастает кратно, что подтверждается многочисленными расчетными и фактическими данными, полученными и в России, и за рубежом. При этом во многих случаях система ППД нерентабельна, что априори ведет к снижению достигаемого КИН. Надежды же на улучшение ситуации в нефтедобыче за счет введения в строй шельфовых месторождений вряд ли являются оправданными из-за чрезмерно высоких 
финансовых издержек они более обоснованны и оптимистичны для газодобычи.
Таким образом, официально принятые уровни извлекаемых запасов и КИН в России явно не в полной мере учитывают экономический фактор, в результате чего их достижение изначально проблематично, не говоря уже об увеличении. Не вдаваясь в детали, характеризующие различия между российской оценкой рентабельно извлекаемых запасов и принятой в мировой практике, приведем пример, наглядно демонстрирующий экономические ограничения к достижению принимаемых и уже принятых в России на сегодня значений КИН (рис. 1). По классификации SPE, дающей оценку всех достоверно доказанных и рентабельно извлекаемых запасов месторождения в текущих ценах, рентабельно извлекаемые запасы нефти в России и, соответственно, КИН могут быть на 20-25% ниже. Еще ниже такая оценка по классификации SEC, которая учитывает только уже разбуренные скважинами площади месторождения (разница может достигать 40%), а 
неразбуренные запасы в большей части считает невозможными (недостоверными) для оценки, так как неизвестны будущие издержки и будущие нефтяные цены. Во многом по этой причине в США данные по доказанным запасам (и формальный их пересчет на КИН) по мере разбуривания месторождения создают иллюзию увеличения КИН. Этим объясняется тот факт, что в США с 1945 г. и по сей день кратность запасов к добыче не превышала 14-10-9 лет, хотя и с тенденцией 
неуклонного снижения.
 
 
Рис. 1 - Возможное изменение запасов нефти из-за экономических факторов
и степени разбуренности (достоверности) площади нефтеносности
 
Многие крупные российские компании имеют сверхобеспеченность запасами (более 
20 лет), которая позволяет им довольно беспечно относиться к ресурсной базе, проводя выборочное разбуривание – т. е. разбуривание только высокопродуктивных зон на месторождениях. Их владельцы и менеджеры по вполне понятным причинам заботятся преимущественно о достижении краткосрочных целей: увеличении капитализации, снижении себестоимости добычи, достижении максимальных норм возврата капитала, получении дивидендов. И все это – естественно, на основе экстенсивного роста, прежде всего приобретения, освоения и отработки активных запасов, 
адресного бурения высокодебитных скважин.
Однако полагать, что наши бизнесмены – непорядочные и беспечные, а зарубежные – 
порядочные и рачительные, было бы наивно. Главная причина заключается в попустительстве 
государства неисполнению законов и его неактивности в стимулировании мероприятий по добыче «трудной» нефти. В стране не выполняются в полной мере требования лицензионных соглашений и проектные решения по разработке нефтяных месторождений, отсутствует действенная система мониторинга выполнения решений проектных документов. Нефтяную отрасль ожидает сложное будущее, если не будет радикально пересмотрено действующее налогообложение, прежде всего в направлении снижения налогового бремени при разработке трудноизвлекаемых запасов.
При этом должно быть четкое понимание того, что частному бизнесу нет равных в методах извлечения прибыли здесь и сейчас, однако он не способен – от рождения, априори – думать об отрицательных последствиях сиюминутного извлечения прибыли, о будущем КИН. Этот показатель не может быть для него приоритетом. Рациональная выработка запасов – это исключительно забота государства, и именно оно должно регулировать, разумно ограничивать аппетиты частного капитала. Все разговоры о социальной ответственности бизнеса – это, на наш взгляд, чистой воды пиар и демагогия. Социально ответственными могут быть только конкретные люди, и таких, к 
сожалению, не так уж много и у нас, и в мире.
В России на протяжении многих лет, с самого начала развития нашей телефонно-распределительной либерализации экономики и продолжающегося «негнобления» бизнеса, государство во многом фактически устранялось от функций контроля выполнения законодательных и нормативных актов в нефтедобывающей отрасли. Новые же хозяева и их «подголоски» сразу 
активно занялись созданием мифов о том, как плохо добывали нефть в СССР и как здорово это делают они. Эти мифы живы и сегодня, а попустительство государства разубоживанию запасов нефти продолжается. Не надо далеко ходить за примерами выборочной отработки запасов 
«сливок» по месторождениям. Вот уже более 16 лет фонд бездействующих скважин по отрасли составляет более 16%. В начале указанного периода он достигал 25%, а по отдельным компаниям – 37%, т. е. бездействовала каждая третья скважина. И это нередко преподносилось как новация, которая способствует увеличению КИН, не приводя при этом к отрицательным последствиям при выработке запасов (достаточно вспомнить высказывания прежних руководителей ЮКОСа и 
Сибнефти, где простаивало соответственно 33% и более 45% фонда). Прямое очковтирательство по поводу КИН теперь прекратилось, но бездействующий фонд по отрасли в целом и сегодня в 
1,6 раза превышает допустимый норматив в 10%, четко оговоренный в Правилах охраны недр. При этом нарушают данный показатель все нефтяные компании, кроме Сургутнефтегаза. Между тем российский бездействующий фонд в количестве более 25 тыс. скважин превышает совокупный фонд нефтяных скважин Саудовской Аравии, Ирака, Ирана, Кувейта, Норвегии и Великобритании вместе взятых. Справедливости ради надо отметить, что государство делало выборочные робкие попытки изменить ситуацию. В 2006 г., после проверок Счетной палаты, ТНК-ВР как один из «лидеров» (где неработающий фонд годами составлял 37-29%) даже составляла программу приведения бездействующего фонда к нормативу и хорошо ее «пиарила». Но прошли годы, а воз и ныне там - и сегодня ТНК-ВР имеет бездействующий фонд 29% безо всяких последствий: а что поделаешь, ведь был мировой кризис. Стремление компаний не выполнять норматив по разрешенному пределу фонда бездействующих скважин объясняется просто – такой путь позволяет без затрат и одномоментно снизить себестоимость добычи нефти и получить по сути сразу увеличенную незаработанную долю прибыли. А ведь в Правилах охраны недр (ПБ-07-601-03) четко сказано, что «не допускается остановка и вывод в бездействие скважин по причине низкого дебита или 
высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией» (на сегодня устанавливается 98%), причем вывод конкретных скважин как выполнивших свое предназначение должен обосновываться в проектном документе.
Когда так называемые нерентабельные скважины оказываются остановленными и заброшенными, они в большинстве случаев теряются навсегда, как и значительная часть нефти в зоне дренирования этими скважинами. Теоретически, конечно, можно рассуждать об отборе этих запасов соседними работающими скважинами, но практически речь идет в лучшем случае только о части отбора таких запасов. Когда останавливаются скважины, на месторождении образуются 
локальные, пустые от воздействия вытеснением зоны и с учетом зональной и толщинной неоднородности пластов определенные объемы пласта отключаются от разработки. Наглядно этот факт демонстрируют хорошо известные теоретические и корреляционные зависимости КИН как 
функции плотности сетки скважин (ПСС), одна из которых приведена на рисунке 2.
 
 
Рис. 2 - Расчетное влияние плотности сетки
скважин (ПСС) на КИН
Наглядно видно, что для рассматриваемого случая разрежение сетки скважин свыше 
25 га/скв приводит к существенному снижению КИН. Поэтому можно без глубоких обоснований утверждать, что если сегодня ПСС по месторождениям Западной Сибири из-за бездействующего фонда составляет 49 га/скв вместо запроектированной изначально 25 га/скв, то это неизбежно приведет к недостижению запроектированных КИН. Детальная оценка возможных потерь извлекаемых запасов нефти по ряду месторождений Западной Сибири (Толстолыткин И.П., 
Сутормин С.Е. и др.) показала снижение величины начальных извлекаемых запасов на 5-17% с 
соответствующим уменьшением и КИН.
По вопросу снижения величины проектного КИН в России следует сказать, что он снижался всегда, на протяжении всей истории нефтяной промышленности, и это общеизвестно в кругу специалистов. Если, например, по Урало-Поволжью в 1941-1950 гг. значение проектного КИН по вводимым месторождениям принималось на уровне 0,49, то уже в 1966-1970 гг. – около 0,4, а в период 1981-1990 гг. он стал меньше 0,4. В целом похожая динамика отмечается по Западной 
Сибири и республике Коми (Сутормин С.Е. с соавт., Сургучев М.Л. с соавт.). И этому есть 
объективные причины: в каждом регионе прежде всего открываются и вводятся в разработку 
наиболее крупные месторождения с хорошими геолого-физическими параметрами (и соответственно проектируется КИН), а в последующем – все более сложные, худшие месторождения. Все это – объективные, определенные природой факторы, и если коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом держится для «плохих» коллекторов на уровне 0,4, то никакие технологические и технические решения не смогут обеспечить выработку этих самых 60% геологических запасов нефти – она останется под землей. Да, в качестве рабочего агента мы сегодня в 99,9% случаев 
используем обычную воду, и ее замена на более эффективные для определенных условий агенты (газы, растворы ПАВ-полимеров, углеводородные растворители, горячая вода, пар и др.) способна заметно повысить нефтеотдачу (от 5 до 35%). При этом условия эффективного применения 
большинства известных и физически эффективных методов достаточно хорошо изучены нефтяной наукой и формализованы. Однако для многих геолого-физических условий такие методы не 
подходят по критериям применимости; в этих вопросах, естественно, последнее слово остается за экономикой, за рентабельностью проектов. Именно экономика опускает шлагбаум на пути практического применения методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН). На протяжении долгих предыдущих лет, да и сегодня перспективы широкого применения МУН во многом связываются с повышением цен на нефть, которые вроде бы должны зажечь зеленый свет для их массового 
применения. А технологический потенциал их применения безусловно велик.
Для России поучительно в этом плане изучить судьбу национальных программ США по повышению нефтеотдачи пластов, прогнозов Национального нефтяного совета США по развитию МУН (NPC-1976 г. и NPC-1984 г.) и других специальных исследований американских специалистов, регулярно и часто излишне оптимистично оценивающих будущее МУН на многих мировых нефтяных конгрессах. В качестве основы для сопоставления необходимо взять динамику цен на нефть в мире за последние 50 лет. Здесь можно видеть два ярких периода повышения цен на нефть: в 1978-1985 гг., когда они возросли до 30-40 долл/барр (7 лет), и в 2000-2008 гг. (8 лет). Эти периоды были достаточно длительными, чтобы можно было осуществить ряд проектов по применению МУН с целью заметно повлиять на уровни добычи и прирост извлекаемых запасов. Первый период высоких цен дополнительно характеризуется тем, что США в 1981 г. отказались от регулирования внутренних цен на нефть и в целом они выросли до международного уровня. Важно отметить, что до 1981 г. контролируемые государством цены дифференцировались почти в 3 раза в пользу малодебитных скважин, а для МУН с 1979 г. цены увеличивались от базовой из условия возмещения 75% фактических затрат на внедрение МУН.
Можно привести следующие прогнозные показатели, сделанные в 1976 и 1984 гг. при 
условии выровненных цен на нефть и принятых за базу 15 долл/барр 1976 г. Добыча нефти за счет МУН должна была составить в 1985 г. 45 млн. т (прогноз 1976 г.), в 1990 г. – 75-50 млн. т (прогноз 1976 и 1984 гг. соответственно), в 2000 г. – 80-62 млн. т, в 2010 г. – не менее 50 млн. т, далее – 
тенденция к дальнейшему снижению (если не будут разработаны усовершенствованные технологии). При цене на нефть 50 долл/барр уровень годовой добычи за счет МУН оценивался в 90 млн. т/год для уже освоенных технологий, при усовершенствовании и расширении диапазона применимости известных МУН – возрастал до 140 млн. т. Подчеркнем, что все эти цифры относятся 
исключительно к месторождениям США.
Специалистами США в 1978 г. указывалось, что даже при цене 100 долл/т окажется возможным за счет МУН прирастить извлекаемые запасы нефти на 4 млрд. т, т. е. увеличить остаточные запасы практически в два раза. Максимально возможным за счет уже освоенных в те годы МУН назывался прирост на 7 млрд. т. Как отмечал В.Н. Щелкачев, это дает возможно достигаемый КИН, равный 0,4, а технически (без учета экономического ограничения) – 0,45. В 1984 г. цифры были уже скромнее: возможная добыча в США за счет освоенных МУН оценивалась величиной до 2 млрд. т. При этом давался другой, не оправдавшийся вывод-прогноз о том, что вовлечение в разработку этих запасов может остановить падение добычи нефти в США и сохранить ее в ближайшие десятилетия.
Достоверные данные о приросте извлекаемых запасов США существуют за период 1976-1985 гг. За эти годы он оценивается в 3,71 млрд. т, из которых только 5,1% – за счет открытия новых месторождений, 26,2% – за счет дооконтуривания и выявления пропущенных пропластков на действующих месторождениях и 68,95% (2,55 млрд. т) – за счет улучшения действующих систем разработки на месторождениях: развития заводнения, дополнительного уплотняющего бурения скважин и внедрения МУН [2]. Однако если выделить вклад МУН, то он окажется в разы меньше, чем прогнозировалось. За эти годы МУН дали только 195 млн. т, или менее 5,3% от всего прироста извлекаемых запасов. Иначе говоря, несмотря на принятую программу по МУН 1974 г., увеличение цен на нефть и финансовую поддержку государства (правда, не в полной мере от обещанной), вклад МУН в поддержание уровней добычи и увеличение извлекаемых запасов оказался в разы меньше прогнозного и не смог изменить общих негативных тенденций в нефтедобыче США.
Причины этого заключаются в том, что первоначально принимаемые проектные КИН 
(которые были основаны на упрощенных геологических и гидродинамических моделях) на практике часто оказываются недостижимыми без дополнительных мероприятий, прежде всего дополнительного бурения и различного рода корректирующих ГТМ (ГРП, ОПЗ, изоляционные работы, выравнивание профилей приемистости и др.) Что касается непосредственно МУН, то в реальности главным сдерживающим их внедрение фактором следует назвать высокие экономические риски, долговременный период возврата капитала и нестабильную динамику нефтяных цен во времени. Есть более эффективные направления вложения капитала – то же бурение новых скважин, ГРР, ГРП, уход в другие страны и смежные отрасли (нефтепереработка, сбыт, нефтехимия, газ и др.). Это и происходит на практике. Подтверждением тому являются данные о финансировании НИОКР и новых технологий в секторе МУН и нефтедобычи. Если в период 1976-1995 гг. наблюдался существенный рост затрат на новые технологии добычи нефти, связанные с ее вытеснением, то сегодня объем финансирования снизился в несколько раз и соответствующий интерес носит 
локальный характер. Причем можно отметить более резкое снижение финансирования у тех добывающих компаний, которые раньше уделяли основное внимание МУН, сервисные же компании всегда развивали менее масштабные технологии. Этот факт и анализ зарубежных публикаций по МУН прямо указывают на то, что радикального усовершенствования и расширения диапазона применяемости ранее разработанных МУН в мировой практике не произошло и в ближайшие 
10 лет ситуация вряд ли изменится.
По этим причинам, а также вследствие сведенной к минимуму активности государства в вопросах содействия применению МУН и второй, современный период повышения цен не стал периодом победного шествия МУН в США. Даже наоборот, как показывает динамика добычи нефти в США, наблюдается тенденция стабилизации или даже снижения объемов добычи нефти от МУН (рис. 3).
 
Рис. 3 - Динамика добычи нефти от применения МУН в США
Характерно, что физико-химические технологии так и не вышли из фазы пилотных испытаний, а тепловые методы, несмотря на большой потенциал их применения исходя из имеющихся запасов, имеют явную отрицательную динамику. Что касается газовых методов, то вызываемый ими некоторый рост объемов добычи связан, прежде всего, с развитием уже рентабельно действующих проектов и со спецификой недр США (в отличие от других стран в США имеются месторождения углекислого газа – достаточно дешевого агента для закачки в нефтяные пласты).
Таким образом, из рассмотрения истории внедрения МУН в США следуют два важных 
вывода. Первый: необходима активная позиция государства в экономическом стимулировании 
исследований и применения МУН на месторождениях. Второй: экономические факторы имеют намного большее ограничивающее влияние на применение МУН, чем это следует из обычных 
методик бизнес-планирования, не учитывающих альтернативные направления вложения капитала. Поэтому трудно или даже невозможно ожидать в перспективе, что применение МУН способно радикально изменить общие закономерно негативные тенденции в выработке запасов нефти в масштабе страны. Вместе с тем это не значит, что данные методы не нужны или неперспективны. Они способны наряду с другими решениями ощутимо замедлить указанные негативные тенденции и дать совокупный, мультипликативный экономический эффект.
Доказательством этого могут служить следующие данные по США. Хотя радикальных 
изменений ни с запасами, ни с уровнями добычи, ни с КИН не произошло, все же продолжающееся бурение новых скважин, освоение горизонтального бурения, эксплуатация малодебитных скважин, применение МУН, освоение сланцевой нефти внесли свой положительный вклад в выработку запасов нефти. Об этом свидетельствует такой факт. Известны обобщающие оценки нефтедобычи по США с прогнозом кривых роста и падения, наиболее известной из которых стала кривая-«колокол» геофизика Хаббарта, предсказавшего, впрочем как и другие, достижение пика добычи нефти США в 1970 г. Следует отметить, что по абсолютным значениям как пика, так и динамики добычи «предсказание» явно не сбылось, а потому оценка прогнозной кривой падения все время уточнялась. Так вот, если проводить оценку «факт – прогноз» с очередным уточненным прогнозом 1980 г., то можно видеть, что оптимистичный вариант кривой до 1995 г. вполне соответствует факту. Но далее добыча нефти (совокупная по 48 «нижним» штатам) была значительно выше, чем кривая Хаббарта считала возможным. В 2000 г. фактическое производство нефти в США по 
48 штатам оказалось в 1,7 раза выше, чем в прогнозе от 1980 г. Это, на наш взгляд, является подтверждением того, что попытки изменить исторический ход событий явно дали и дают и сегодня положительный результат. В то же время можно констатировать, что излишне оптимистичные 
надежды на МУН не сбылись, прежде всего, по экономическим причинам.
Сформулируем эти причины более конкретно.
1. При составлении прогнозов развития МУН обычно задаются целью определения цены, при которой затраты на МУН с учетом оптимистичной (небольшой) инфляции (и роста услуг в регионе) окупятся с нормой прибыли в 10%. При этом не учитывают соблазн для капитала уйти в новые, более доходные регионы и сегменты нефтяного бизнеса (шельфы Африки, нефтехимия), не говоря уже о смене направления в целом (информационные технологии). А исторически так и происходит. В 48 «нижних» штатах США на суше практически не осталось крупных игроков – они ушли в зарубежные и морские проекты. Иначе говоря, простое задание цены на нефть, без учета изменений в окружении бизнеса, неправомочно. Также сомнительно, что норма прибыли в 10% может быть привлекательной для реального бизнеса при высоких рисках потери капитала.
2. Как следствие, в старых регионах идет непрерывное упрощение и старение производства (с позиций технической и технологической оснащенности), ухудшение возможностей бурения и сервиса (деградация сервиса и рост цен на его услуги из-за снижения предложений: в последние годы расценки на буровые услуги выросли непропорционально общей инфляции – в 3 раза и более). В результате в старых регионах отсутствует высокотехнологичный сервис по технологиям, связанным с химизацией производственных процессов, а МУН – это, прежде всего, «химия» и операции по ее растворению, смешению и закачке. Кстати, аналогичный процесс происходит сегодня и в России: отечественные сервисные компании упрощают номенклатуру работ, прежде всего отказываясь от «химии», а расценки западных компаний из-за транспортных расходов и немассовости заказов столь высоки, что не вызывают интереса. Кроме того, МУН, как и все новые процессы и проекты, трудно точно рассчитать по затратам. Например, космическая программа «ШАТТЛ» реально оказалась в два раза дороже первоначально утвержденной, – то же и у нефтяников с МУН, а это дополнительные риски для инвестора и существенно более низкая рентабельность. В качестве примера можно привести такой известный факт. Большинство проектов МУН в 1981-1988 гг. в США оказались, с одной стороны, технологически успешными, а с другой – экономически 
убыточными, хотя первоначально оценивались как рентабельные.
3. МУН непривлекательны с позиций серийности (массовости, поточности) производства (тиражирования). Нужно все время содержать квалифицированных специалистов, оснащенные лаборатории и для каждого месторождения выполнять «настройку» технологии и ее параметров. Это бремя непосильно для мелких производителей, а для крупных, как показывает современность, стало малоинтересным на этапе знания реалий показателей «эффект – риски – прибыльность» МУН. Поэтому в том или ином виде нужна поддержка НИОКР по МУН и фундаментальным исследованиям вытеснения нефти. Кроме того, чем раньше (а для эффекта от МУН значит – в лучших условиях) получены практические результаты, тем сложнее провести достоверную оценку технологического эффекта, доказать окупаемость затрат. В этом заключается сложность расчетов по прогнозированию добычи нефти в варианте «без МУН». Все существующие сегодня гидродинамические симуляторы для стандартных расчетов, к сожалению, не описывают (или описывают очень 
упрощенно) физические явления в пласте от применения МУН. Достаточно сказать, что реально замеряемые параметры вытеснения нефти водой (фазовые проницаемости) напрямую не используются, так как в этом случае невозможно для дальнейшей прогнозной оценки привести расчетные показатели в соответствие с историей разработки. А ведь это однозначно свидетельствует о том, что такие модели в принципе физически бессодержательны, не описывают реальностей в пласте и принципиально не могут использоваться для обоснования и оценки эффективности МУН. Поэтому до настоящего времени стоит вопрос об оценке технологической эффективности всех МУН, о 
методах и методиках переноса лабораторных исследований в область гидродинамического 
моделирования разработки.
4. Часто при росте цен на нефть цены на сервис и оборудование растут не менее быстро, опережая возможности МУН. Это не способствует экономической привлекательности МУН: данные методы остаются высоко рискованными для вложения капитала по причине непропорционального роста внешних, сервисных и материальных издержек на добычу нефти. Вот характерные цифры роста среднемировых издержек на добычу нефти (по данным фирмы «АТОН»): за период 1995-2007 гг. – 7,5% в год, 2001-2007 гг. – 14,2%, 2005-2007 гг. – 20,8% в год. Другой не менее 
интересный факт: за последние годы расценки на буровые работы в США выросли в три раза – спрос опережал предложение. Поэтому неверно расхожее мнение о том, что нефтяники, добывающие нефть, имеют основную долю прибыли. Прибыльность нефтяного бизнеса в добыче резко снижается по мере выработки запасов. Например, по имеющимся данным, возврат капитала в США по сегменту добычи на суше в 1981-1985 гг. составлял 15-8%, а затем безвозвратно упал до 4% и менее. То есть свободных денег на развитие МУН у недропользователя, действующего в 
старом районе, при обычном налогообложении практически нет.
5. Можно утверждать, что экономическая наука подобно тому, как она не умеет прогнозировать экономические кризисы, так же не умеет оценивать реальные затраты по крупным и долговременным проектам. Это отчетливо видно из оценок Мирового энергетического агентства (МЭА) величины необходимых затрат для удовлетворения потребностей человечества в добыче нефти в 2030 г., выполненных последовательно в 2004, 2006 и 2008 гг. (рис. 4). Эти оценки обескураживают: всего за 4 года для примерно одинаковых объемов годовой добычи оценка затрат выросла в 4,3 раза! 
Наверное поэтому происходит следующее: если потенциал увеличения добычи в мире за счет применения МУН и других прогрессивных технологий до 2004 г. оценивался чуть ли не в 
1 млрд. т/год к 2030 г., то в оценках 2008 г. (рис. 5) он составил в оптимистичном сценарии уже лишь 315 млн. т (около 6% от всей мировой добычи, что, в принципе, реалистично и не так уж 
мало). Поэтому наивно ожидать, что, имея прогнозы такой степени достоверности и точности, 
частный бизнес будет вкладываться в долговременные нефтяные проекты, включая и МУН, без поддержки и подстраховки государства.
 
 
Рис. 4 - Необходимые затраты для обеспечения мировых объемов добычи нефти
в 2030 г. по оценкам Мирового энергетического агентства (МЭА)
 
 
 
Рис. 5 - Долевое участие МУН в мировой добыче нефти.
Оптимистичный вариант прогноза
 
Справедливости ради все же следует отметить, что МУН занимают незавидное положение в экономике США (в сравнении с прогнозами) во многом из-за непоследовательной и ошибочной внутренней нефтяной политики правительства относительно регулирования цен, тарифов и налогов (решения администраций Никсона, Картера). Вот как оценивал ситуацию в США на рубеже XXI века ряд американских экспертов: «Насущно важная научно-исследовательская деятельность оказалась на задворках отрасли – в силу текущего состояния нефтегазового бизнеса и общей для всей промышленности ориентации на краткосрочную перспективу. Поэтому долговременные научно-технические программы сейчас остро нуждаются в государственной поддержке. Вклады правительства в инфраструктуру принесли роскошные дивиденды компьютерной, аэрокосмической и биотехнологической промышленности, но провал в нефтегазовой отрасли очевиден. В 1998 г. 
Министерство энергетики потратило на нефтегазовые исследования жалкие 118 миллионов – 0,6% своего 18-миллиардного бюджета. Крайне политизированные приоритеты в течение многих лет и при разных (демократических и республиканских) администрациях превратили министерство, способное играть стратегическую роль, в дорогостоящую мусорную свалку».
Представляется, что схожую оценку можно дать и ситуации в России, особенно если учесть предложение Минприроды о возможном налоговом стимулировании проектов с МУН начиная только с 2018 г.!
В российских публикациях имеются данные о непрерывном увеличении КИН в США 
(1940 г. – 20-25%, 1960 г. – 28%, 1978 г. – 33,3%, на сегодняшний день – 41%). Такое увеличение прежде всего связано с разбуриванием месторождений и внедрением заводнения как вторичного метода. Что касается КИН на уровне 0,41, то таких сведений нет, кроме того, что по многим месторождениям, где стали применять заводнение, ожидается КИН 0,38-0,43. Но это лишь говорит о том, что искусственное заводнение, применяемое лишь на части месторождений США, действительно повышает КИН. Вообще нужно отметить, что в США термин КИН употребляется крайне редко. Речь всегда идет об извлекаемых запасах нефти при текущих ценах на нефть (то есть экономическая оценка «здесь и сейчас»), а величина КИН, если не оговорена цена нефти, справедливо считается возможной в широком диапазоне значений. Иначе говоря, реальный КИН – это прежде всего экономика и, к сожалению, с малодостоверным прогнозом. Поэтому в принципе и в России возможен отказ от терминологии КИН как директивных правил разработки – переход на доказанные рентабельно извлекаемые запасы по прямой аналогии с международной классификацией 
запасов. Величина КИН (или лучше и объективнее – коэффициент охвата) при этом будет и дальше использоваться как технологический показатель для выбора лучшего варианта разработки в проектных документах. Такую «крамольную» мысль уже 10 лет назад правомерно высказывал 
известный нефтяник Б.Т. Баишев.
Отдельно необходимо остановиться на общих значениях КИН в мире. Наиболее представительное обобщение, выполненное норвежскими специалистами по более чем 9000 залежей, 
представлено на рисунке 6 [3]. Выводы по этому обобщению таковы: средний КИН в современной мировой практике составляет около 0,29, задача ближайшего будущего – его увеличение до 0,38. Как видим, никаких 50% КИН. Да, конечно, есть практические примеры высоких КИН (0,7 и 0,8), в том числе и на рис. 6 (на нем есть даже КИН 0,9-1 по пилотным проектам МУН). Но такие положительные примеры есть и в России, так что для специалистов это неудивительно. Так же 
неудивительно множество примеров с КИН 0,1-0,15 и менее.
 
 
Рис. 6 - Обобщение данных проектной нефтеотдачи
по 9 тыс. разрабатываемых залежей
 
В целом можно сделать следующий достоверный и обоснованный вывод: нет никаких оснований для бытующих утверждений о повышенных КИН в США – до уровня 0,4, а в мире еще больше – до 0,5 и об отставании России от США, Канады, Норвегии, Великобритании и других стран в вопросах проектирования разработки и обоснования целевых проектных величин КИН. Подтверждением этому служат как старые, так и новые профессиональные публикации по этому вопросу [2, 3, 4, 5]. Кроме того, можно изучить современные официальные данные Министерства энергетики США (NETL DOE), где прямо указывается на нефтеизвлечение 2/3 запасов нефти при существующем в отрасли положении дел.
В научно-проектном плане с разработкой месторождений в России, как и в СССР, особых сложностей и отставаний от Запада нет. Сложности существуют в практическом воплощении 
проектов разработки и развитии, применении, внедрении новых технологий нефтедобычи.
И здесь уместно вспомнить многочисленные исторические и ныне действующие факты 
государственного регулирования в зарубежных странах – как прямого нормативного, так и 
налогового. Наиболее яркими примерами нормативного регулирования в США являются факты установления внутренних предельных и дифференцированных цен на нефть, действовавших до 1981 г., норм отбора (дебитов) нефти по каждой скважине, запрета бурения скважин на соседних участках ближе 400 м от уже пробуренных, нормы отнесения скважин к малодебитным, которая периодически меняется. Примерами налогового регулирования могут служить те или иные льготы по малодебитным скважинам, по методам увеличения нефтеотдачи, добычи тяжелой нефти, по применению горизонтальных скважин и др. Следствием такой протекционистской политики в 
Канаде явилось то, что в 2004 г. эта страна, продемонстрировав промышленную освоенность технологий добычи битумов, смогла поставить такие запасы на коммерческий баланс как технически и рентабельно извлекаемые и переместилась в мировой табели о рангах на 4-е место, обогнав 
Россию. На повестке дня – вопрос присвоения 1-го места в мире по доказанным запасам 
Венесуэле, которая уже ставит на баланс рентабельности запасы тяжелой и сверхтяжелой нефти. Для России, с учетом структуры запасов, на первом месте сегодня стоят проблемы эффективной разработки низкопроницаемых коллекторов и стимулирования оптимальных систем размещения скважин с целевым ПСС порядка 16-25 га/скв.
В условиях российского нефтяного рынка и приоритета для нефтяных компаний стратегических проектов (приобретение новых активов, ввод новых месторождений, бурение новых скважин, модернизация нефтеперерабатывающих мощностей и др.) масштабные методы ПНП и ГТМ, разбуривание краевых и малопродуктивных зон на месторождении объективно остаются второстепенными, менее важными для ВИНК и холдинга в целом. Последнее приводит к тому, что в первую очередь финансируется бурение новых скважин на новых объектах, затем – ГТМ на активной части запасов нефти, а трудноизвлекаемые запасы оставляются на потом. Но это «потом» наступает нечасто. В то же время исследования показывают: чем позднее осуществляется корректировка системы нефтедобычи, тем ниже промысловые результаты. При этом не только необратимо ухудшаются совокупные, за весь срок разработки, технико-экономические показатели, но и снижается величина экономически оправданной нефтеотдачи в сравнении с потенциально достигаемой при использовании улучшений. На рисунке 7 приведены данные о возможном увеличении КИН в зависимости от момента начала реализации ГТМ, который определялся степенью выработанности начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Эти данные свидетельствуют, что промедление в начале работ или перенос их на потом приводит к снижению потенциала эффективности на 
50-80% и недобору КИН на 2-4%. Именно поэтому на сегодняшний день можно констатировать, что «золотое время» для масштабного применения полимерного заводнения на месторождениях России навсегда упущено. Но еще не упущено время для других мер, в частности для уплотняющего бурения малодебитного и высокообводненного фонда скважин, для возрождения МУН.
 
 
Рис. 7 - Зависимость эффекта МУН от момента реализации
 
Для большинства МУН условия их эффективного применения определяются плотностью сетки скважин 16 га/скв и менее. Сегодня проектная сетка по месторождениям Западной Сибири составляет 25 га/скв, а с учетом реальной фактической ситуации – 49 га/скв. Такая редкая сетка скважин априори делает нерентабельным использование современных МУН. Первоочередной и наиболее актуальной задачей обеспечения выработки основных запасов нефти в России следует признать не поиск каких-то новейших МУН, а адресное уплотняющее бурение и восстановление проектных систем разработки. Наряду с этим следует сразу активно применять технологии повышения продуктивности скважин и, конечно, МУН, где это позволяют условия пласта и экономика. Именно такой подход, когда применяются в комплексе бурение и технологии интенсификации и увеличения нефтеотдачи, наиболее экономически выгоден. При этом 70-85% от всего эффекта будет приходиться на бурение новых скважин и только 15-30% – на технологии МУН, выравнивание профилей приемистости и другие ГТМ локального действия. Споры о том, что относится к МУН или к инновационным технологиям, а что – нет, следует сегодня признать малопродуктивными и ненужными с позиций их оценки для экономического стимулирования. Все эти методы в той или иной мере оказывают влияние на КИН (автор уже высказывался по этому вопросу и сегодня стоит на тех же позициях [6]).
Что касается малодебитных и высокообводненных скважин, эксплуатация которых стала условно нерентабельной, то в этом вопросе, несомненно, надо брать пример с США. Благодаря государственному льготированию инвестиций и налогов на протяжении практически всей истории нефтедобычи в США ведется эксплуатация малодебитных скважин, к которым сегодня относят скважины с дебитами менее 10 барр/сут (1,37 т/сут) и обводненностью свыше 95% и число 
которых составляет около 400 тысяч (77% от всего фонда нефтяных скважин). Этот показатель представляется феноменальным и заслуживает отдельного исторического исследования (в части экономических условий действия и опыта борьбы с периодическими поползновениями федеральной власти к отмене льготного налогообложения и преференций, последнее из которых было в 2010-2011 гг.). Мы же лишь отметим, что многочисленными исследованиями отмечается не только мультипликативный эффект от сохранения рабочих мест, но и кумулятивный экономический эффект в несколько миллиардов долларов в целом. И хотя в абсолютном удельном выражении налоги снижены, в суммарном выражении бюджет получает больше, чем он получил бы без принятия налоговых льгот. И это не досужие разговоры, а данные регулярно проводимых экономических оценок.
Историческая динамика количества малодебитных скважин и их вклада в общую добычу США выглядит так. Уже в 1952 г. их было 332 тыс., или 70% от фонда нефтяных скважин, а в 
XXI веке – 420-390 тыс. (77%). Малодебитные скважины, для которых в США существует еще и такой интересный термин, как «маргинальные скважины», из года в год дают нефти больше, чем добыча за счет МУН (рис. 8). За последние 15 лет эти скважины дали более 600 млн. т нефти, причем их доля в добыче «на суше» (без Аляски) неуклонно возрастала. Если в 1995 г. эта доля в 
общей добыче 48 штатов составляла 23%, то в настоящее время – около 30%, или 12-14% во всей добыче США. И это при том, что доля МУН в общей добыче составляет около 10%. Эти цифры, 
на наш взгляд, демонстрируют актуальность для России разработки в скорейшем времени 
экономического механизма, обеспечивающего производительную работу 25 тыс. бездействующих 
скважин.
 
 
Рис. 8 - Сопоставление добычи нефти в США за счет МУН
и за счет малодебитных скважин, млн. т/год
Естественная динамика исчерпания лучших месторождений и переход к более сложным и более выработанным объектам должны приводить к смене не только технологических, но и 
экономических норм и правил, включая и методы государственного регулирования. Сегодня же система государственного регулирования построена без учета различий стадий естественной 
динамики разработки нефтегазовых объектов. Все это не способствует развитию МУН и сложных сервисных работ на скважинах, несмотря на имеющиеся методы и технологии.
Государство должно быть готово к тому, что крупные нефтяные компании, как и во всем мире, не будут заниматься этими проблемами, так как их организационные и производственные структуры больше приспособлены к крупным нефтяным проектам. Понимая многосторонность бизнеса, власти большинства, если не всех, стран, кроме России, проводят целенаправленную 
государственную политику, не допускающую «замораживания» владельцем второстепенных нефтяных активов. Нефтяные активы должны давать доход, прежде всего, государству, что побуждает «арендатора-оператора» или активно использовать все свои активы, или отказываться от них. В последнем случае эти малорентабельные активы – трудноизвлекаемые запасы нефти – формируют вторичный рынок нефтяных ресурсов, на который в большинстве случаев находятся новые 
операторы – небольшие региональные компании.
Важно также развить на государственном уровне действенную систему норм и правил, обеспечивающих наиболее полную выработку освоенных нефтяных запасов, когда налоговые льготы или отсрочка платежей, напрямую связанных с нефтедобычей, с лихвой компенсируются сбором «косвенных» налогов.
Эволюция организационной структуры нефтяной отрасли в направлении постепенного 
ослабления монопольной роли крупных и интегрированных компаний требует, прежде всего, жесткого государственного контроля над соблюдением условий лицензионных соглашений и утвержденных проектно-технологических документов. Сегодня насущным ответом на вопрос поддержания и сохранения нефтедобычи в России является выбор приоритетов для политики государства в области лицензирования, налогообложения, стимулирования и кредитования нефтяной отрасли и компаний. И этот выбор, на наш взгляд, сделать не так уж трудно, обобщив вышесказанное.
Первым и основным приоритетом для государственной политики следует признать всемерное поощрение бурения новых скважин и боковых стволов на всех действующих месторождениях. При этом дополнительное поощрение следует предусмотреть для разработки скважин сложной архитектуры, скважин со сверхдальним отклонением, горизонтальных и многоствольных скважин на всех без исключения, новых и старых месторождениях. Мировая практика показывает, что известное выражение «нефть находится на острие долота» является непреходящим правилом на все времена разработки месторождений. Поэтому самым простым и контролируемым способом стимулирования вопроса поддержания и сохранения нефтедобычи являются или вычеты из 
налогооблагаемой прибыли, или льготы по НДПИ для «новой» нефти по всем новым скважинам, особенно с горизонтальным окончанием, по примеру Канады.
Второй приоритет – всемерное поощрение эксплуатации малодебитных и высокообводненных скважин и месторождений в целом. Эти скважины уже есть в реальности, они уже дают или могут давать востребованную продукцию, и задача заключается в обеспечении их дальнейшей эксплуатации. Их вклад в общую добычу по стране не будет меньшим, чем вклад от всех новейших технологий и МУН. Пример США свидетельствует, что нужен только грамотный экономический подход к многофакторной оценке их рентабельности в масштабе региона и страны, а также соответствующее льготное стимулирование. При этом примитивное деление фонда скважин на рентабельный и нерентабельный, когда делают разнос всех затрат производства по удельным статьям калькуляции (по условно-переменным и условно-постоянным затратам) на отдельные скважины, явно не должен признаваться легитимным и служить основанием для предоставления льгот.
Третий приоритет – составление национальных программ: программы применения МУН на основе отдельных ТЭО и проектов разработки конкретных месторождений и залежей (с этапами НИОКР, испытаний и внедрения), отдельных по значимости программ, таких как программа по освоению баженовских отложений и программа по освоению запасов тяжелых нефтей и битумов (в принципе, такая льгота, как «больше 200 мПа•с», уже есть, требуется ее развитие в части кредитования капвложений в добычу и переработку). Финансирование таких программ должно 
осуществляться на условиях создания консорциумов с участием государства, недропользователей, научных и сервисных организаций. Участие государства в финансировании программ может 
ограничиваться предоставлением льготного налогообложения.
Четвертый, жизненно необходимый для реализации трех первых, приоритет – совершенствование юридически-правовых основ нефтедобычи. Прежде всего, необходимо создание открытого и доступного рынка вторичных лицензий и предоставление возможности дробления первоначальных лицензий как территориально, так и пообъектно. Участниками этого рынка должны быть исключительно российские компании и физические лица. Возможно, необходимо установить налог на геологические запасы (ресурсы), возможно, должен быть запрет на участие в тендерах на новые участки недр для компаний с обеспеченностью запасами более 20 лет. Такой подход может, с одной стороны, обеспечить выполнение лицензионных соглашений по ГРР и освоению новых месторождений, с другой – заставить сверхобеспеченные запасами компании начать освобождаться от них, возвращая государству лицензии для рынка вторичного оборота лицензий. Также целесообразен, на наш взгляд, возврат правила двойного ключа по недропользованию и налогообложению. Центральная власть не может знать ситуацию в комплексе лучше, чем региональная. Именно поэтому основные льготы в США предоставляются региональными властями, и именно поэтому объединенные усилия региональных властей не позволили команде Б. Обамы принять решения, ухудшающие экономические условия для малодебитных скважин, в 2010-2011 гг. Положительным российским примером может служить период льготного стимулирования добычи «трудной» нефти в Татарстане.
При этом важнейшим юридическим вопросом, который надо будет решить, является 
обеспечение государственных гарантий и регулируемых тарифов на доступ новых независимых недропользователей к «трубе» и нефтепереработке. Возможно, наиболее действенным шагом в этом направлении должно стать разрушение монополии ВИНК на нефтепереработку в стране, 
например, путем строительства с участием государства 2-3 независимых от ВИНК НПЗ. Иначе, скорее всего, сложится такая же ситуация, как с попутным нефтяным газом: легче не разрабатывать месторождение и совсем не добывать нефть, чем работать себе в убыток.
И последнее, что следует подчеркнуть: обязательным условием жизнедеятельности и 
развития нефтяной отрасли следует считать неукоснительное соблюдение всеми участниками 
законов, отраслевых норм и правил. Их нарушение должно жестко, неотвратимо и ощутимо 
караться государственными органами. Без этого движения вперед не будет.
В этом плане, несомненно, нам нужно учиться у США, Норвегии и других стран. 
Например, все компании, осуществляющие недропользование на территории США, строго руководствуются национальными законами на единых условиях. Никаких исключений не допускается. Специальный налоговый режим используется для некоторых месторождений Аляски, малодебитных скважин и для дополнительно извлекаемой «третичной» нефти при жестком контроле со стороны государства. За нарушения природоохранного законодательства применяются жесткие санкции. Если недропользователи не бурят скважины по графику и не добывают сырье, они должны вернуть лицензию, и при этом обратно свои деньги они не получают (в США есть участки, продававшиеся из-за этого до шести раз). Если лицензию не возвращают добровольно, она изымается в административном порядке. Обязателен и ежегодный государственный аудит силами Министерства внутренних дел (природных ресурсов). Следует отметить, что в США Министерство внутренних дел никакого отношения к полиции, как у нас, не имеет. Межведомственный внутренний контроль осуществляют подразделения главного инспектора министерства. Внешний контроль не ограничен как со стороны Конгресса (существуют специальные подкомитеты по контролю), так и со стороны Главного счетного управления США.
В заключение ретроспективно отметим приоритетные научно-технологические направления в нефтедобыче:
– проектирование разработки на основе физически содержательного моделирования 
процессов вытеснения нефти с использованием прямых данных лабораторных исследований по вытеснению нефти. Моделирование двойной пористости и проницаемости. Геохимическое 
моделирование внутрипластовых процессов и их учет;
– восстановление запроектированных систем разработки с необходимой их модернизацией в части уплотнительного бурения скважин и оптимизации систем ППД. Одновременное проектирование применения методов МУН и других ГТМ по интенсификации выработки запасов;
– широкое использование горизонтальных и многоствольных скважин с ГРП. Развитие и дифференциация технологий ГРП для конкретных условий месторождений. Освоение технологий пенно-азотного ГРП и ГРП с СО2;
–использование скважин малого диаметра, использование технологии строительства 
скважин бурением на обсадной колонне и с помощью колтюбинга;
– использование «веерных» скважин-гигантов, имеющих несколько десятков «восстающих» дренажных боковых горизонтальных отводов;
– широкое использование внутрискважинных систем одновременно-раздельной эксплуатации и закачки;
– создание и применение технико-технологических энергосберегающих комплексов 
эксплуатации малодебитных скважин, в том числе не требующих сохранения и содержания 
промысловой инфраструктуры.
 
Список использованных источников
1. Крянев Д.Ю., Жданов С.А. Применение методов увеличения нефтеотдачи пластов в 
России и за рубежом./ Бурение и нефть.-2011,  №2
2. Щелкачев В.Н. Отечественная и мировая нефтедобыча, история. М. Недра, 2001. 
3. Running out of oil - Scientific perspectives on fossil fuels. Leif Magne Meling, Statoil ASA, Seminar May 26, 2005. Organised by the Royal Swedish Academy of Sciences and the Royal Swedish Academy of Engineering Sciences.
4. Халимов Э.М. Высокая нефтеотдача с применением традиционногозаводнения реальна при соблюдении проектных решений / Нефтегазовая технология. Теория и практика. -2007,  №2.
5. Системная работа по повышению нефтеотдачи на месторождениях НК «Роснефть»/ 
Хасанов М.М., Антоненко Д.А, Загуренко А.Г. – Нефтяное хозяйство, 2008,  №3.
6. Поддубный Ю.А., Жданов С.А. О классификации методов увеличения нефтеотдачи /Нефтяное хозяйство. – 2003. - №4. - С.19-25.