Найти Карачаганак-2!
геологоразведывательный сейсморазведка скважина бурение
А.В. Феоктистов,
В.М. Лепилин,
В.А. Феоктистов
Возможно ли увеличение добычи нефти и газа по Саратовской области суммарно до уровня 5 млн.т.н.э/год? Этот вопрос обсуждается специалистами нефтегазодобычи все последние годы и напрямую связан с результатами геологоразведочных работ в регионе. Современные тенденции развития ресурсной базы углеводородного сырья и пути повышения результативности геолого-разведочных работ в Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинциях (НГП), в целом, и в Саратовской области, в частности, обсуждались в работах [1-14]. Очевидно, что в Волго-Уральской НГП возможно открытие ещё нескольких десятков мелких месторождений, которые могут некоторое время поддержать уровень добычи Саратовской области, но не нарастить его более чем в 3 раза. Единственная надежда на Прикаспийскую НГП, где возможно открытие 5 месторождений в классе крупности от 1 до 3 млрд. т. у. т. и до 3 месторождений в классе крупности до 5,5 млрд.т. (А.М. Репей, О.Г. Бражников, А.М. Голиченко [3], С.М. Карнаухов и др. [5]). Где искать и как искать уникальные по запасам месторождения Прикаспийской впадины точно сказать не может никто, но различных мнений и рецептов наработано уже достаточно много [1-19, 23-28, 30, 41-63]. Наиболее часто в качестве аналога упоминают для саратовского сегмента Прикаспийской впадины объект типа Карачаганак, исходя из пространственной его близости и приуроченности к северному борту (рис.1).
Рис.1. Схема основных объектов ГРР Прикаспийской впадины и её северного обрамления
Если найти Карачаганак-2, то Саратовская губерния будет добывать 5 млн.т.н.э. и даже больше. Чтобы найти Карачаганак-2, надо ответить на три вопроса: 1-как устроен Карачаганак (параметры объекта поиска); 2-где искать аналог в Саратовской области; 3-как искать (методы и средства поиска). Ответы на все вопросы можно найти, изучив историю открытия Карачаганака, и зная основные закономерности развития Прикаспийской НГП, как его вместилища.
При поиске ответов в открытой печати любой исследователь сталкивается с влиянием человеческого фактора, выраженного в неоднозначности трактовки региональных и локальных моделей Прикаспийской впадины и Карачаганакского месторождения УВ, что явствует из работ, приведенных в списке литературы [1-65]. Это связано с подменой фактов их субъективным толкованием как отдельными специалистами, так и отраслевыми организациями, компетентными в одной геонауке или группе геонаук. Чрезвычайно высокая специализация в геофизике и геологии стала основным тормозом в объективном познании недр, а взаимная невостребованность смежных специалистов - основным источником большинства ошибок [40]. Успех применения современных технологий определяется интеграцией всех знаний об объекте поиска, системным подходом и конструктивным сотрудничеством геодисциплин на любом из этапов ГРР [16, 17, 21, 22, 24-28, 30-40, 60, 64, 65].
Череда крупных открытий уникальных по запасам месторождений УВ Прикаспийской впадины была напрямую связана с техническим прогрессом в разведочной геофизике и бурении. Необходимость научно-технического прогресса была обусловлена строительством и бурением Аралсорской и Биикжальской сверхглубоких скважин с проектными глубинами 7 км [13, 14, 46]. Выявленное несовпадение геолого-геофизических прогнозных моделей с результатами бурения этих скважин дало новый импульс методическим и техническим разработкам в области геологии и геофизики и привело к последующим открытиям. Главную роль играли сами параметрические скважины, позволяющие минимизировать неоднозначность решения обратных геофизических задач в районах солянокупольной тектоники. Материалы сверхглубокого параметрического бурения привели геологов к принципиально новым выводам. На больших глубинах горные породы, обладающие фильтрационно-емкостными свойствами, не обязательно приурочены к антиклинальным структурам, зонам выклинивания или стратиграфического несогласия, что входит в понятие ловушки УВ в методике поисков нефти и газа на малых и средних глубинах (до 3,5 км). Наличие коллектора глубже 4-5 км – явление случайное; вероятность его может быть определена только на междисциплинарном уровне изучения динамических систем, состоящих из твёрдой, жидкой и газообразной фаз вещества [16, 19, 42-44, 50, 52, 53]. Продуктивные подсолевые горизонты характеризуются жесткими термобарическими условиями: аномально высоким пластовым давлением (АВПД) - до 89 МПа и температурой до 180 градусов Цельсия [42]. Поэтому методические и технические средства поисков залежей на больших, малых и средних глубинах должны быть специализированными по условиям объекта или многоуровенными.
В конце 70-х годов были открыты Оренбургское и Астраханское ГКМ, Тенгиз и Карачаганак, ряд других месторождений, заставивших говорить о Прикаспийской впадине как о зоне гигантских углеводородных скоплений (рис.1), [6-19]. Открытия месторождений УВ в подсолевом карбонатном комплексе были не случайными, а подготовленными скоординированными усилиями трёх отраслевых министерств СССР, с участием министерств Казахстана, по комплексным программам ускоренного опоискования Прикаспийской впадины, с подключением всех отраслевых институтов всесоюзного значения, в течение трёх пятилеток (1976-1990). На этапе поиска атоллоподобные органогенные постройки небольшой площади (240–400 км2 ), но значительной высоты (более 1000 м) Тенгиз и Карачаганак были выявлены по материалам гравиразведки и сейсморазведки МОГТ-2Д [14-18]. Прогноз развития шельфовых карбонатных пород, включающих рифогенные тела, до недавнего времени проводили на основе модели карбонатного кольца Прикаспийской впадины. Целенаправленный поиск карбонатных массивов на основе анализа внутренней структуры подсолевого комплекса, с учетом допермского регионального плана, стал стратегией геолого-поисковых работ на нефть и газ в Прикаспийской впадине [12].
В настоящее время большинство исследователей считают, что северо-западная и юго-восточная части Прикаспийской впадины развивались по разному сценарию и, соответственно, имеют разные потенциалы нефтегазоносности. Проблемы генезиса и истории развития Прикаспийской НГП пытались решить с позиции классической геологии, на основе структурно-формационного анализа и тектоники плит, предлагая различные варианты строения и нефтегазонакопления для этой крупнейшей нефтегазоносной провинции [1-13, 16, 17,41, 42, 46-48]. Предложенные модели неоднозначны и порой противоречивы. Они предлагали "рифовое направление ГРР" в качестве основного и комплексное методическое решение в виде расширенного набора геофизических и геохимических методов на поисковом этапе с опорой на сейсморазведку. В саратовском сегменте бортовой зоны Прикаспийской впадины выделяли Питерско-Новоузенскую и Уральскую подсолевые карбонатные толщи девонского и нижнекаменноугольного времени образования как зоны нефтегазонакопления (ЗНГН). Карачаганакская зона развития карбонатных отложений выступала в качестве самостоятельной [12] или в качестве Карачаганак-Кобландинской ЗНГН, поскольку включала ещё и карбонаты нижнепермского возраста [11].
Разведка и освоение месторождения Тенгиз осуществлялась под эгидой Миннефтепрома СССР с постановкой на месторождении пространственной сейсморазведки МОГТ-3Д на площади 580 км2 силами геофизического треста ОАО "Саратовнефтегеофизика". Были спроектированы и реализованы опытные скважинные мониторинговые исследования ВСП и сейсмопросвечивания, сделан сейсмостратиграфический анализ 3Д-съёмки, дана оценка разведочных возможностей геофизических методов, установлена связь аномально высоких пластовых давлений (АВПД) с образованием карбонатных суперколлекторов за счёт разрыва пластов инъекциями флюида [11, 13, 17,18, 20, 43, 51].
На месторождении Карачаганак сейсморазведка МОГТ-3Д проводилась Мингео СССР силами ПГО "Казгеофизика", НВНИИГГ и НПО "Нефтегеофизика" [15-17]. Для реализации потенциала месторождения Карачаганак технические эксперты компаний Аджип, Бритиш Газ и Лукойл планировали в 1999 году провести большую по объёму сейсмическую съёмку 3Д на площади 800 км2 . Для содействия в интерпретации материалов 3Д эксперты изучали возможность размещения геофонов в скважинах [19]. Материалы разведки Карачаганака рекордны по Прикаспию: пробурено 74 скважины средней глубиной 5173 м, 43 скважины оказались продуктивными, 13 скважин переданы в фонд эксплуатационных [14]. Наработанные материалы были доступны для российской геолого-геофизической общественности до разделения единой Прикаспийской НГП на Российскую и Казахскую части, и на лоскуты лицензионных участков с конфиденциальной геолого-геофизической информацией в каждом из них [1-3, 7-13, 15-17, 29, 65]. Сопоставление данных бурения по более чем 20 скважинам глубиной 4,5-5,5 км и структурной сейсморазведки (Аванесов А.М., Алексеев Г.Н. 1980, 1982, 1983 [29]) выявили очень большие ошибки сейсмических построений для поверхности соли от – 436 м до +990 м и для первой подсолевой границы от – 339 м до +1068м. Последующий пересмотр сейсмического материала, с учётом данных бурения, привел к уменьшению диапазона величин погрешностей и к сокращению их дисперсии почти в четыре раза. Сравнительный анализ сходимости данных сейсморазведки и бурения для других районов Прикаспийской впадины показал, что восточный и юго-западный борта Прикаспийской впадины более благоприятны для проведения сейсморазведки и характеризуются существенно меньшими погрешностями сейсмических построений (особенно Астраханский свод). В пределах площадей, где непрерывно ведётся глубокое бурение, отмечается сокращение погрешностей сейсморазведки за счёт коррекции геологических интерпретационных региональных и локальных моделей. Этому способствует постепенное внедрение современных технологий интерпретации сейсморазведки: сейсмостратиграфии [30], структурно-формационной интерпретации (СФИ, [31]) и современных отраслевых стандартов [32-39].
Освоение Карачаганака привело к обособлению девонского направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины [9, 14], а затем и на Астраханском своде [44, 48, 53]. Поиск бессернистых залежей УВ наряду с поиском месторождений карачаганакского типа является главной стратегической задачей ГРР в программе РАО "Газпром" [48]. В период с 1993г по 2006г на оренбургском участке северного борта Прикаспийской впадины было пробурено 17 скважин глубиной более 5 км на проверку рифовых объектов карачаганакского типа [2, 48, 49, 58]. На лицензионных участках РАО "Газпром" и ООО "Оренбурггазпром" широко использовались новые технологии прямого прогноза УВ: "Анчар", сейсмолокация бокового обзора (СЛБО), электроразведка ДНМЭ, площадная гравиметрия и газогеохимическая съёмка. О вкладе каждой из этих методик ничего конкретного не сообщается. Указывается, что комплекс этих методик использовался в качестве дополнения к паспортам на объекты, подготовленные к поисковому бурению по данным сейсморазведки МОГТ. Судя по весьма критическим отзывам в отношении основного метода – сейсморазведки - можно полагать, что прямой прогноз на промышленные скопления УВ пока не работает, а по материалам бурения "рифовое направление" не подтверждается [48, 49, 58, 60]. Результаты ГРР в Прикаспийской впадине обобщены в работе [48] и по мнению группы специалистов "прогнозы на рифовые объекты по всему периметру Прикаспийской впадины потерпели полный крах". Объекты карачаганакского типа не найдены в связи с недостаточной эффективностью полевых геофизических методов для солянокупольных областей и больших глубин. В первую очередь это относится к основному методу - сейсморазведке. Не подтверждаются бурением не только аномалии сейсмической записи типа "риф", но и подготовленные сейсморазведкой локальные структуры. Аналитические выводы специалистов свидетельствуют о неадекватности модели и геологического строения бортовой зоны Прикаспийской впадины, вследствие недоучёта качественных изменений фильтрационных и ёмкостных свойств горных пород на больших глубинах, влияющих на картину распределения залежей нефти и газа. С. М. Карнаухов (ОАО "Газпром", [49]) указывает на ошибки сейсморазведки по гипсометрии подсолевых горизонтов от 248 м (скв. Каинсайская -1), 690 м (скв. Буранная -1) до 2138 м (скв. Южно-Линёвская -1) и подтверждает, что волновая картина на Южно-Линёвском объекте сформирована толщей перемятых галогенных отложений иреньского возраста, а Линёвская аномалия типа "риф" образована терригенно-карбонатно-галогенными породами того же возраста. Толщина нижнепермских карбонатов в депрессионной фации составила 82 м, вместо 1669 м ожидаемых рифовых известняков. По результатам сейсморазведки 3Д исследователи пришли к выводу, что на изученном участке отсутствуют крупные перспективные структурные формы. Скважины Южно-Линёвская-1 и Каинсайская-2 заложены не в оптимальных условиях, но "не исключается возможность наличия во внутренней прибортовой зоне органогенных построек карачаганакского типа" [49]. Для построения адекватной модели северной бортовой зоны в Южном Оренбуржье необходимо иметь хотя бы один кондиционный профильный сейсмогеологический разрез с полноценными данными по скважинам [48]. Предполагается пробурить поисковую скважину в своде Линёвской структуры и ещё одну скважину на участке резкого уклона борта. Примечательно, что до бурения сейсмические структуры были дополнительно изучены детальными исследованиями методом низкочастотной разведки "Анчар" и газогеохимической съёмки по Каинсайскому, Буранному и Барханному участкам. На Южно-Линёвской структуре аномалии типа "риф" удовлетворительно совпадали с контуром аномалии "Анчар". Бурение начато после получения положительных заключений на проект специалистов ГАНГа и международного эксперта Х.Е. Соколина [49]. Отрицательные результаты бурения при столь мощной проработке проектов связаны с человеческим фактором. Поисковые модели создавались представителями разных геонаук, опираясь только на собственные данные, без составления согласованной модели в мультидисциплинарном режиме. Решение о бурении скважины принималось по данным сейсморазведки 2Д до завершения работ 3Д. Обычно при таком сценарии и возникает взаимная невостребованность в смежных специалистах, что является причиной ошибок при создании интерпретационных моделей в сложных многоцелевых проектах [40, 64, 65]. Непрофильные (для РАО "Газпром") отраслевые стандарты [31-39] при этом могут игнорироваться.
На Астраханском ГКМ были успешно испытаны новые средства сверхглубинной высокоразрешающей электроразведки с МГД-генератором [21]. Сейсморазведка МОГТ-3Д в комплексе с гравиразведкой проводится в настоящее время на площади всего горного отвода АГКМ (2099 км2 ) по специальной комплексной программе РАО "Газпром" [1-3, 48, 53]). Основной целью разведки является поиск бессернистого газа, залежи которого прогнозируются в отложениях девона. Параметрическим бурением скважины Девонская-2 из терригенных отложений среднего девона получен приток сухого метанового газа без сероводорода. Работы по испытанию скважины Девонская-2 проводила компания "Халибуртон", но из-за сложнейших горно-геологических условий даже такой известной компании не удалось выполнить их качественно для карбонатных пород среднего и нижнего девона. Оценки нефтегазоносности не могут быть признаны достоверными [48]. Аномалия сейсмической записи, трактуемая геофизиками как объект типа "риф", бурением скважины Правобережная-1 не подтвердилась [48]. Установлен принципиально другой тип объекта: субвертикальная система трещиноватых пород (ЗТР-зона тектонического разуплотнения или "газовод" [52] или ЗПТ-зона повышенной трещиноватости [53]), Предложена автоколебательная модель формирования месторождений-гигантов Прикаспийской впадины [43, 44]. Отмечено, что ЗТР уверенно картируется 3Д-сейсморазведкой в "сверхтолстых" продуктивных карбонатных толщах [52]. Специалисты Statoil такие зоны на сейсмопрофилях называют "сейсмическими дымоходами" и связывают их с путями миграции "коровых" углеводородов. Голландская компания dGB (deGroot-BrilEarthSciences) совместно со Statoil разработала коммерческие услуги под названием TheChimneyCube. Они предусматривают использование нейросети для автоматизации выделения "сейсмических дымоходов" до источника с прогнозом заполненных и сухих структур. Нефтегазонакопление в корово-трещинной среде подсолевого комплекса обусловлено не столько силами гравитации, а также воды, сколько внедрением в эту среду и термогеодинамически активную зону "корового волновода" струи углеводородов под значительным давлением с образованием залежи массивного типа в карбонатных коллекторах с этажом нефтегазоносности до 1600 метров в высокоамплитудных ловушках (Тенгиз, Карачаганак). Прорвавшиеся флюиды из зон "корового волновода" взаимодействуют с уже образовавшимися флюидами, в результате чего формируются сложные однофазные и двухфазные флюидальные системы, чуждые тому глубинному интервалу, на котором они обнаружены [43, 44, 52]. Появление автоколебательных моделей миграции УВ в трещиноватой среде верхней коры связано с пробелами классической теории органической нефти и латеральной миграции. Ведущая роль вертикальной миграции УВ по дизъюнктивным нарушениям и стратиграфическим окнам из верхнедевонско-турнейского комплекса в визейско-башкирские и нижнепермские коллектора месторождений Прикаспийской впадины отмечена работе [45]. На уникальных месторождениях Прикаспийской НГП, как на опорных полигонах, разрабатывались аппаратурно-технические средства, методики и программные комплексы для интеграции геофизических материалов грави-магнито-электро-сейсморазведки в наземном и скважинном вариантах и бурения с целью уточнения геологического строения сложнопостроенных объектов, определения их физических параметров и поисковых признаков, прогноза вещественного состава резервуара и флюидонасыщения [15-21], по сути на междисциплинарном уровне. Концентрация сил и средств на локальных объектах Прикаспийской впадины привела к совершенствованию техники и технологий, приборов и систем разведочной геофизики, разработке новых научных направлений в нефтяной геологии с учетом достижений в смежных направлениях наук о Земле. К одному из таких новых научных направлений относится комплексное изучение современной геодинамики осадочных бассейнов на базе нового поискового метода - разведочной геодинамики. Физико-геологические основы этого метода базируются на представлениях о ловушках нефти и газа как динамических системах дискретной геофизической среды [50]. Благодаря научно-техническому прогрессу существующие методы разведочной геофизики выходят на прецизионный уровень измерения параметров геофизических полей при выделении тонких особенностей строения геологического разреза и флюидонасыщения. Это позволяет проводить мониторинг измерений в интересующих точках среды с целью фиксации короткопериодных вариаций во времени естественных и искусственно возбуждаемых геофизических полей для контроля деформационных процессов в среде, прослушивания "голоса залежей" УВ, выявления активных разломов. Так, надежно установленные вариации во времени (или изменчивость во времени) аномалий силы тяжести порядка (2-3)·10-6 м/с2 в год соизмеримы со стационарными локальными аномалиями силы тяжести, которые используются при анализе и интерпретации возможных прямых эффектов от залежей углеводородов. На этом эффекте основан прямой поиск залежей нефти и газа гравиметрическим методом, разработанным в ИГиРГИ. Выявлены весьма высокие значения вариаций во времени параметров геомагнитного поля (до 8-10 нТл), что также требует учета фактора изменчивости во времени геомагнитного поля при прогнозировании геологического разреза. Получены надежные данные по вариациям во времени параметров сейсмического волнового поля за счет влияния современных деформационных процессов в среде. Экспериментальные режимные наблюдения (сейсмическое просвечивание) зарегистрировали на ряде нефтяных месторождений вариации времен пробега сейсмических волн, достигающих 10-20 мс в интервале глубин 1500-2000 м [50, 51]. Эти вариации могут быть источниками ошибок структурных построений сейсморазведки и неоднозначностей локальных моделей, но могут и использоваться для прогноза зон повышенной трещиноватости, тектонических нарушений и других задач ПГР. Подобная концентрация сил и средств для отдельного недропользователя в рамках отдельного лицензионного участка в настоящее время просто недостижима даже при наличии на сервисном рынке самых современных технологий [22].
Разработанные на уникальных месторождениях Прикаспийской впадины методики и технологии широко применяются для поисков объектов "типа Карачаганак", но за
29-04-2015, 00:38