Когда мы говорим о будущем российской нефти, в голове обычно возникает стандартный набор образов: ледоколы, буровые платформы в Арктике, сверхглубокие скважины и бесконечная геологоразведка в поисках новых месторождений. Мы привыкли думать, что нефть нужно искать там, где нас еще нет.

Но что, если главная нефтяная провинция будущего находится прямо у нас под ногами — на тех самых месторождениях, которые мы считаем «выработанными»? Что, если «вторая Западная Сибирь» — это не новая география, а новый способ смотреть на старые промыслы?

В этой статье мы разберем, почему при текущих технологиях мы оставляем в земле до 70% нефти, как советский геолог Иван Нестеров еще десятилетия назад предложил элегантное решение этой проблемы, и почему сегодня, глядя на свежие публикации китайских ученых в журнале Physics of Fluids, мы рискуем упустить шанс стать лидерами новой технологической волны — волны, которую сами же и начали.

Иллюзия исчерпанности: сколько нефти мы на самом деле добываем

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция — это колоссальная территория площадью около 2,5 миллионов квадратных километров. По данным обзора, опубликованного в AAPG Bulletin в 2022 году, здесь сосредоточено 107 гигантских, 10 супергигантских и одно мегагигантское месторождение нефти. Доказанные запасы оцениваются примерно в 146 миллиардов баррелей (около 20 млрд тонн). С 1960-х годов отсюда извлекли порядка 12–13 миллиардов тонн нефти — это около 70% всей российской добычи.

Кажется, что цифры астрономические. Но дьявол кроется в одном специфическом отраслевом показателе — коэффициенте извлечения нефти (КИН).

В России средний КИН исторически колеблется вокруг отметки в 30%. Это означает простую и пугающую вещь: из каждых десяти баррелей нефти, найденных геологами, мы достаем на поверхность только три. Семь баррелей остаются в недрах — запертые в порах горной породы, обойденные водой, зажатые капиллярными силами.

Для сравнения: в аналитическом отчете Центра энергетики Московской школы управления СКОЛКОВО «Перспективы применения методов увеличения нефтеотдачи в России и мире» (2021) приводятся данные о том, что КИН в Норвегии достигает примерно 50%, а в Саудовской Аравии — около 57%. Там же отмечается, что увеличение мирового КИН всего на 1% эквивалентно дополнительным 88 миллиардам баррелей — это в 2,5 раза больше годовой мировой добычи.

Осенью 2025 года на конференции «Трофимуковские чтения» в Новосибирске прозвучала цифра, которая заслуживает отдельного осмысления. В докладе Л. Бурштейна из Института нефтегазовой геологии и геофизики СО РАН было показано, что остаточные геологические ресурсы нефти прогнозных и перспективных категорий в Западной Сибири составляют около 56 миллиардов тонн. Эту оценку подтвердили публикации ТАСС и портала Neftegaz.ru.

Огромная часть этих ресурсов — это не какие-то неоткрытые залежи в неизведанных глубинах. Это остаточная нефть на уже разбуренных, зрелых месторождениях Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Нефть, которую мы знаем, видим на каротажных диаграммах, но не можем достать.

ХМАО и ЯНАО: анатомия зрелости

Ханты-Мансийский автономный округ — Югра — это сердце российской нефтедобычи. Здесь расположены легендарные Самотлорское, Приобское, Фёдоровское месторождения. Десятилетиями они давали стране сотни миллионов тонн нефти в год. Но сегодня большинство из них находятся на поздней стадии разработки.

Проблема этих месторождений — колоссальная обводненность. По отраслевым данным, на многих старых промыслах ХМАО вместе с тонной нефти на поверхность поднимают 9 тонн воды. Обводненность 85–95% — это не исключение, а норма для зрелого фонда. Традиционное заводнение — закачка воды в пласт для поддержания давления — перестает работать. Вода просто промывает себе каналы от нагнетательной скважины к добывающей, оставляя целые целики нефти нетронутыми. Нефтяники называют это «прорывом воды по высокопроницаемым каналам».

Ямало-Ненецкий автономный округ традиционно ассоциируется с газом, но и нефтяной потенциал здесь огромен. В феврале 2026 года «Газпром нефть» объявила об открытии нового месторождения на Ямале с геологическими запасами 55 млн тонн. Однако основной нефтяной потенциал ЯНАО — это не столько новые открытия, сколько колоссальные объемы остаточной нефти в уже известных структурах.

Оба региона объединяет одно: здесь уже создана мощнейшая инфраструктура — тысячи пробуренных скважин, системы поддержания пластового давления, трубопроводы, электросети, дороги. Всё это — готовая платформа для новых технологий. Не нужно строить с нуля. Нужно научиться по-другому работать с тем, что уже есть.

Иван Нестеров и парадокс дилатансии

Иван Иванович Нестеров (1932–2019) — фигура, без которой невозможно понять историю западносибирской нефти. Член-корреспондент Академии наук СССР с 1976 года, доктор геолого-минералогических наук, автор 789 научных работ, 39 монографий и 13 изобретений. Один из первооткрывателей сибирской нефти, человек, который участвовал в открытии десятков месторождений.

В отличие от многих коллег, Нестеров смотрел на пласт не просто как на губку с жидкостью, а как на сложную геомеханическую систему. Его особенно интересовала баженовская свита — уникальная геологическая формация, распространенная на площади более миллиона квадратных километров. По различным оценкам, геологические ресурсы бажена составляют от 18 до 60 миллиардов тонн, а по некоторым данным — свыше 100 млрд тонн. В 2024 году специалисты ВНИГНИ (Мельников и др.) оценили извлекаемые ресурсы баженовской свиты в 10,4 млрд тонн. Как отмечалось в материале ТАСС в январе 2025 года, рентабельных технологий массовой добычи из бажена до сих пор не существует.

Проблема бажена в том, что порода там практически непроницаема. Это не обычный песчаник с порами — это плотная, битуминозная глина. Традиционно нефть оттуда не течет. Гидроразрыв пласта (ГРП), который совершил революцию в американской сланцевой добыче, на бажене работает плохо и дорого. Как отмечалось в обзоре журнала ROGTEC (2021), «Газпром нефть» к 2018 году довела добычу из баженовской свиты до 548 тысяч тонн в год (рост на 60% за год), но при этом понесла убытки свыше 3 миллиардов рублей. Технология не окупалась.

Нестеров предложил принципиально иной путь. Он обратился к явлению дилатансии — физическому эффекту, открытому ирландским физиком Осборном Рейнольдсом еще в 1885 году. В механике сплошных сред дилатансия — это нелинейное увеличение объема материала при сдвиговой деформации. Как описывается в обзорной статье Royal Society Open Science (2021), при достижении определенного уровня напряжений (обычно 60–90% от предела прочности) в породе начинается инициация и распространение микротрещин. Объем пустот растет, и порода, которая казалась непроницаемой, внезапно становится проницаемой. Проницаемость может увеличиваться в 10–100 раз.

В своих работах, начиная с классической статьи «Нефтегазоносность битуминозных глин баженовской свиты Западной Сибири» в журнале «Советская геология» (1980, №11, С. 3–8), Нестеров доказывал: мы можем искусственно создавать дилатантный режим в пласте. Изменяя режимы закачки и отбора, создавая перепады давления, можно заставить породу «дышать». Микротрещины раскрываются, защемленная нефть мобилизуется и устремляется к скважине.

В интервью порталу Neftegaz.ru 30 ноября 2012 года Нестеров заявлял поразительные вещи. Он утверждал, что при разработке в дилатантном режиме себестоимость добычи может составлять 10–15 рублей за баррель. Он говорил, что Западная Сибирь может давать до 700 миллионов тонн сланцевой нефти в год — при том что вся Россия сегодня добывает около 530 млн тонн. Он называл конкретные свиты — баженовскую, абалакскую, фроловскую — и настаивал на необходимости промышленных испытаний.

Были ли его оценки завышены? Вероятно, да — по крайней мере в части сроков и масштабов. Но сама идея — управление геомеханикой пласта вместо закачки дорогой химии — оказалась пророческой.

Отрасли, привыкшей к простому заводнению и ГРП, концепция управления напряженным состоянием пласта казалась слишком сложной, слишком теоретической, слишком далекой от промысловой реальности. Идею отложили на полку. Нестеров ушел из жизни в 2019 году, так и не увидев промышленного воплощения своего главного замысла.

Как рождались и забывались идеи: краткая история доизвлечения

Справедливости ради, идея о том, что из пласта можно забрать больше нефти, чем дает простое заводнение, не принадлежит одному человеку. В СССР и России сложилось несколько научных школ, подходивших к проблеме с разных сторон.

Еще в 1950–1960-х годах советские ученые экспериментировали с волновым воздействием на пласт. Акустические и вибрационные методы изучались в институтах Академии наук, на кафедрах нефтяных вузов. Параллельно развивались химические методы — полимерное заводнение, закачка ПАВ. В 1970–1980-х годах, на пике советской нефтедобычи, когда Самотлор давал по 150 млн тонн в год, вопрос доизвлечения казался неактуальным. Зачем выжимать последние капли, если рядом открывают новые гигантские месторождения?

Ситуация изменилась в 1990-х, когда добыча обрушилась вместе с экономикой. Но в те годы было не до инноваций — отрасль выживала. В 2000-х, с ростом цен на нефть, компании предпочитали экстенсивный путь: бурить больше скважин, осваивать новые участки. Третичные методы повышения нефтеотдачи оставались уделом отдельных энтузиастов и пилотных проектов.

Нестеров был одним из немногих, кто последовательно настаивал на принципиально ином подходе — не химическом, а физическом. Не менять состав вытесняющего агента, а изменить механику взаимодействия породы и флюида. Эта линия мысли оказалась невостребованной в России, но, как мы увидим дальше, нашла неожиданное продолжение за тысячи километров от Тюмени.

Китайский ренессанс: пульсирующий режим

Перенесемся в январь 2026 года. В авторитетном международном журнале Physics of Fluids (издательство AIP Publishing) выходит статья группы исследователей из Китайского нефтяного университета (China University of Petroleum) и исследовательского института Sinopec. Название работы: «Hydraulic pulsation for enhanced oil recovery in high-water-cut sandstone reservoirs» — «Гидравлическая пульсация для повышения нефтеотдачи в высокообводненных песчаниковых коллекторах». Авторы — Wu F., Zhang Y., Jiang Z., Liu J., Luo Y., Wang P., Wang C. и Zhang G.

Китайские ученые столкнулись с той же проблемой, что и нефтяники ХМАО: старые месторождения дают одну воду. Вместо того чтобы заливать в пласт дорогую химию, они решили изменить физику процесса.

Суть метода проста в описании, но изящна в исполнении. Вместо постоянной закачки воды с неизменным давлением они применили пульсирующее воздействие — циклическую подачу воды с определенной частотой и амплитудой. Волны давления распространяются по пласту, нарушая межфазное равновесие на микроуровне.

Что происходит в пласте при пульсации? Авторы описывают несколько механизмов. Во-первых, периодические перепады давления создают переменные напряжения в породе, что приводит к расширению пор — и здесь в статье звучит ключевой термин: pore dilation (дилатация пор). Во-вторых, пульсация нарушает капиллярное равновесие, удерживающее остаточную нефть в мелких порах. Авторы показали, что при достижении критического капиллярного числа Ca > 10⁻⁶ начинается эффективная мобилизация защемленной нефти. В-третьих, волновое воздействие перераспределяет потоки жидкости, вовлекая в вытеснение ранее застойные зоны пласта.

Результаты, описанные в статье, впечатляют. В лабораторных экспериментах на кернах (образцах горной породы) авторы подобрали оптимальные параметры: частота пульсации 1,0 Гц дала абсолютный прирост нефтеотдачи на 5,7% по сравнению с обычным заводнением. Число Уомерсли (безразмерный параметр, характеризующий соотношение инерционных и вязких сил при пульсирующем течении) составило около 0,32.

Но главное — полевые испытания. При масштабировании на реальное месторождение авторы использовали частоту 0,025 Гц и амплитуду давления 3 МПа. Добыча нефти по группе скважин выросла на 45,5%. Не на пять процентов, не на десять — почти в полтора раза.

Здесь важно сделать оговорку, которую требует научная добросовестность. Мы не можем утверждать, что китайские ученые напрямую опирались на работы Нестерова. В их статье нет ссылок на советские публикации по дилатансии. Возможно, они пришли к схожим идеям независимо. Возможно, знали о советских работах, но не считали нужным их цитировать. Мы этого не знаем. Но что мы знаем точно — это то, что физический механизм, который они описывают (pore dilation, мобилизация нефти через волновое воздействие на породу), концептуально совпадает с тем, что Нестеров предлагал для баженовской свиты.

Разница — в объекте применения. Нестеров говорил о плотных, практически непроницаемых породах бажена. Китайцы работали с обычными песчаниковыми коллекторами, но высокообводненными. Физика, однако, одна и та же: управление напряженным состоянием породы для мобилизации защемленной нефти.

Экономика физики против экономики химии

Почему это так важно именно сейчас? Ответ кроется в экономике.

По данным аналитиков Centre for Research on Energy and Clean Air (CREA, 2025), средняя себестоимость добычи нефти в России составляет около $15 за баррель. Согласно оценкам Carnegie Endowment for International Peace (март 2026), операционные затраты на старых месторождениях (brownfield) держатся на уровне $9 за баррель. При текущих ценах на нефть (Urals около $55–65 за баррель) и высокой налоговой нагрузке каждый доллар себестоимости имеет значение.

Классические третичные методы повышения нефтеотдачи — это дорого. В отчете СКОЛКОВО (2021) приводятся данные о том, что тепловые методы (закачка пара) обеспечивают около 50% мировой EOR-добычи, а газовые методы (CO₂, азот) — около 45%. Химические методы занимают скромную нишу, но именно они наиболее актуальны для условий Западной Сибири, где тепловые методы ограничены климатом, а CO₂ — отсутствием доступных источников.

Проблема химических методов — в стоимости и импортозависимости. Полимерное заводнение обходится в $5–10 за дополнительный баррель, ПАВ-заводнение — в $10–20, а комплексные щелочь-ПАВ-полимерные системы (ASP) — в $8–15. При этом значительная часть реагентов — импортная. В условиях санкционного давления зависимость от зарубежной химии превращается из экономической проблемы в стратегическую уязвимость.

Пульсирующий (дилатантный) режим предлагает совершенно иную парадигму. Мы не меняем химический состав вытесняющего агента — мы закачиваем ту же воду. Мы меняем физику её подачи. Капитальные затраты сводятся к модификации устьевого оборудования и систем управления насосами. Операционные затраты — это электроэнергия для генерации пульсаций и мониторинг. По экспертным оценкам, стоимость дополнительного барреля при таком подходе может составить всего $2–5.

Это не «бесплатная нефть» — такого не бывает. Но это доизвлечение нефти на существующей инфраструктуре без тяжелой химической нагрузки и без сверхвысоких дополнительных затрат. Для зрелых месторождений ХМАО, где инфраструктура уже построена и амортизирована, это принципиально важно.

Почему это до сих пор не стало стандартом

Если идея так хороша, почему она не реализована? Этот вопрос неизбежно возникает у любого скептически настроенного читателя. И он абсолютно справедлив.

Барьеры можно разделить на несколько категорий.

Технологические барьеры. Уровень технологической готовности (TRL) дилатантного/пульсирующего режима оценивается как 4–6 по девятибалльной шкале. Это означает, что технология прошла лабораторную валидацию и начальные полевые испытания, но еще не доказала себя в промышленном масштабе. Китайская работа Wu et al. (2026) — это важный шаг от лаборатории к промыслу, но одного успешного пилота недостаточно для отраслевого стандарта.

Организационные барьеры. Крупные нефтяные компании — консервативные организации. Их бизнес-модель построена на предсказуемости. Внедрение принципиально нового метода разработки требует изменения проектных документов, пересмотра технологических схем, переобучения персонала. Для менеджера, отвечающего за план добычи, риск неудачного пилота перевешивает потенциальную выгоду.

Нормативные барьеры. Российская система недропользования требует утверждения проектных документов на разработку месторождений. Включение нового метода в проектный документ — длительная процедура, требующая экспертизы, согласований и обоснований. Для метода с TRL 4–6 это практически невозможно без специального регуляторного режима.

Психологические барьеры. Нефтяная отрасль привыкла к определенному набору инструментов. Заводнение, ГРП, горизонтальное бурение — это понятно, проверено, стандартизировано. Идея о том, что можно «раскачать» пласт волнами давления и получить дополнительную нефть, звучит для практика примерно так же, как для программиста звучит предложение «починить баг, постучав по системному блоку». Нужны убедительные, воспроизводимые, задокументированные результаты.

Научные барьеры. Физика процесса сложна. Взаимодействие волн давления с неоднородным, трещиноватым, многофазным пластом — это задача, которая требует серьезного математического моделирования. До недавнего времени вычислительных мощностей для адекватного моделирования таких процессов просто не хватало.

Дорожная карта: как открыть вторую Сибирь

Россия находится в уникальном положении. У нас есть колоссальная ресурсная база остаточной нефти — те самые 30–40 млрд тонн на зрелых месторождениях. У нас есть готовая инфраструктура — тысячи нагнетательных и добывающих скважин в ХМАО и ЯНАО. У нас есть мощный исторический научный задел, заложенный школой Нестерова и другими исследователями. И у нас есть то, чего не было у Нестерова в 1980-х, — современные вычислительные мощности, алгоритмы машинного обучения и цифровые двойники месторождений.

Мы не должны выступать в роли догоняющих, покупая зарубежные технологии. Мы можем переосмыслить собственные идеи на новом технологическом уровне.

Масштабирование технологии может выглядеть следующим образом.

Фаза 1 (ближайшие 3 года): пилотные полигоны. Выбор 50–100 скважин на высокообводненных месторождениях ХМАО с обводненностью выше 85%. Критерии отбора: наличие достаточной геологической изученности, доступность инфраструктуры, готовность оператора к эксперименту. Отработка режимов пульсации — подбор оптимальных частот и амплитуд для конкретных геологических условий. Создание отечественного оборудования для генерации волн давления. Параллельно — разработка математических моделей и цифровых двойников для прогнозирования отклика пласта. Ожидаемый эффект: 0,5–1,5 млн тонн дополнительной нефти в год. Инвестиции: 3–5 млрд рублей.

Фаза 2 (3–5 лет): масштабирование. Тиражирование успешных решений на 500–1 000 скважин. Интеграция алгоритмов искусственного интеллекта для автоматического управления режимами пульсации в реальном времени — по сути, создание «умного заводнения». Разработка отраслевых стандартов и нормативной базы. Ожидаемый эффект: 5–15 млн тонн в год. Инвестиции: 15–30 млрд рублей. Потенциальная выручка: 360–1 080 млрд рублей в год.

Фаза 3 (5–10 лет): промышленный стандарт. Переход пульсирующего/дилатантного режима в статус стандартного метода разработки зрелых месторождений. Охват 3 000–5 000 скважин. Дополнительная добыча может составить 20–50 млн тонн в год — это 4–10% текущей добычи нефти в России. Дополнительные налоговые поступления: 300–700 млрд рублей в год.

Важная оговорка: все эти цифры носят оценочный характер и основаны на экстраполяции лабораторных и ограниченных полевых данных. Фактические результаты будут зависеть от геологических условий конкретных месторождений, качества инженерных решений и регуляторной среды. Но даже если реальные показатели окажутся вдвое скромнее, речь идет о миллионах тонн дополнительной нефти и сотнях миллиардов рублей для экономики.

Что нужно сделать прямо сейчас

Дорожная карта — это хорошо. Но между дорожной картой и реальностью лежит набор конкретных шагов.

Первое — научная программа. Необходимо финансирование целевых НИОКР по физике пульсирующего воздействия на пласт. Не разрозненные гранты отдельным группам, а координированная программа с участием ведущих нефтяных вузов (Тюменский индустриальный университет, РГУ нефти и газа имени Губкина, Уфимский нефтяной) и институтов РАН.

Второе — пилотные проекты с государственной поддержкой. Ни одна нефтяная компания не возьмет на себя риск масштабного пилота без гарантий. Нужен механизм софинансирования — аналог того, как государство поддерживало освоение трудноизвлекаемых запасов через налоговые льготы.

Третье — регуляторный режим. Необходимо создать упрощенный порядок включения экспериментальных методов в проектные документы на разработку. Сейчас процедура слишком тяжеловесна для инноваций.

Четвертое — международная кооперация. Парадоксально, но именно китайский опыт может стать отправной точкой. Совместные исследовательские проекты, обмен данными полевых испытаний, совместная разработка оборудования — всё это может ускорить путь от лаборатории к промыслу.

Пятое — цифровизация. Подбор оптимальных параметров пульсации для каждой конкретной скважины — это задача для машинного обучения. Цифровые двойники месторождений, обученные на данных пилотных проектов, могут радикально сократить время и стоимость масштабирования.

Вместо заключения

История технологий знает много примеров, когда прорывные идеи рождались слишком рано. Леонардо да Винчи рисовал вертолеты за четыреста лет до братьев Райт. Бэббидж проектировал компьютер за сто лет до ENIAC. Иван Нестеров увидел потенциал дилатансии тогда, когда отрасль еще снимала сливки легкой нефти и не задумывалась о том, что будет, когда эти сливки закончатся.

Сегодня они заканчиваются. Старые месторождения гонят воду. Новые открытия становятся всё мельче и дороже. Арктика манит, но пугает ценой. А под ногами, в уже разбуренных пластах ХМАО и ЯНАО, лежат десятки миллиардов тонн нефти, которую мы знаем, но не можем достать.

«Вторая Западная Сибирь» — это не экспедиции в неизведанные льды. Это интеллектуальный вызов. Это задача для математиков, физиков, программистов и инженеров — научиться управлять пластом так, чтобы забрать те 70% нефти, которые мы сейчас оставляем под землей. Китайские коллеги уже показали, что это возможно. Вопрос в том, кто первым превратит лабораторный успех в промышленную реальность.

У России был и остается шанс открыть эту вторую Сибирь на уже работающих месторождениях. Научный задел есть. Инфраструктура есть. Ресурсная база — колоссальная. Не хватает, пожалуй, только одного: технологической смелости сделать то, о чем наши ученые говорили еще сорок лет назад.

А как вы считаете — почему нефтяная отрасль так консервативна во внедрении физических методов воздействия по сравнению с химическими? И есть ли среди читателей те, кто работал с волновыми или пульсирующими методами на практике? Делитесь опытом в комментариях.