Найти Карачаганак-2!

30 лет Карачаганак-2 так и не найден [1-3, 13, 14, 30, 47-49]. В Саратовской области такой объект искали на Владимировской, Тимофеевской, Дьяковской, Южно-Дьяковской, Суслинской, Алтатинской, Южно- Алтатинской площадях, на Чёрной Падине, пока без результата [23-28, 46, 47, 60]. Наиболее оптимистичный результат по рифовому резервуару получен в скважине Чёрная Падина-1 [3-Писаренко Ю.А., 62]. По сопоставлению результатов бурения и сейсморазведки установлены ошибки структурных, стратиграфических, структурно-формационных, литолого-фациальных, емкостных и фильтрационных моделей, построенных специалистами различных нефтесервисных компаний и отраслевых институтов при подготовке объектов к поисковому или параметрическому бурению [46, 47, 60]. Основная причина ошибок - человеческий фактор, взаимная невостребованность смежных специалистов, отсутствие доступа к фактической информации и нарушение современных отраслевых стандартов [31-40, 59, 64, 65]. Так специалисты НВНИИГГ утверждают, что неоптимальность моделирования объектов "типа Карачаганак" главным образом обусловлена недостаточной аналогией со строением и развитием его базовой модели и объективно затруднена фактором соляной тектоники [13, 17, 46, 47]. Но ведь сам Карачаганак всё-таки был найден в 1979 году, несмотря на фактор соляной тектоники и запредельные ошибки структурных моделей сейсморазведки [29], а полных геологических аналогий в природе и не бывает. Что касается девонского цоколя, то его поиски завязаны на мелкоблоковость тектоники в зоне сочленения Пачелмовского авлакогена с Прикаспийской впадиной, которая практически не подтверждена фактами (материалами бурения) и потому имеет максимальную степень неоднозначности, хотя региональный этап исследований считается завершённым [7-13, 41, 42, 46, 47]. Геологические и геофизические неоднозначности региональных моделей приводят к различной оценке ресурсной базы, ошибкам в геолого-экономической оценке инвестиционных проектов и общему снижению эффективности ГРР. Так, рассматривая структурные карты по подошве соленосного комплекса, построенные по материалам интерпретации тысяч километров новых сейсмических профилей, отработанных в пределах всего северного борта Прикаспийской впадины, Писаренко Ю.А. установил отсутствие надёжных структурных поднятий и тектонических нарушений [3]. "Сейсмическая моноклиналь" северной бортовой зоны контрастирует со структурными планами соленосных бассейнов Припятской и Днепрово-Донецкой впадин, где амплитуды разломов подсолевого ложа могут составлять сотни метров, а подсолевые поднятия контролируются положением соляных гряд и куполов. По мнению Писаренко Ю.А. для выявления нескольких крупных по запасам углеводородных объектов и повышения их достоверности необходимо силами НВНИИГГ провести уточнение структурной основы подсолевого ложа Прикаспийской впадины на базе комплексного анализа данных геофизики и геодинамического анализа формирования структурных планов осадочного чехла. Это типичное проявление человеческого фактора как реакции на неоднозначности региональных и локальных моделей. Любому квалифицированному специалисту (организации) при сравнительном анализе геологических моделей знакомых территорий кажется, что будь у него вся база данных по сравниваемым моделям, он сделал бы "единственно правильную" модель. Это заблуждение основано на отождествлении фактических материалов с их интерпретациями, которые неоднозначны по определению обратных задач геофизики. Геодинамическая модель Прикаспийской впадины уже создана и не одна [11, 12, 41-44, 46], но будем надеяться, что именно уточнённую структурную основу представит НВНИИГГ в обоснование заложения параметрических скважин: Никольской и Озинской №1 глубиной 7080 м в Алтатинской ЗНГН [1-Скорнякова Е.Г. и др., 3-Воробьев В.Я. и др., 3-Куколенко О.В. и др.]. По материалам поисковых работ на Восточном ЛУ Соловьёвым Б.А. в 2006 г. предлагалось бурение Западно-Глазовской параметрической скважины в пределах Алтатинской зоны подсолевых поднятий [1, 11] (рис.1, срок действия лицензии был закончен 31.12.2002, Восточный ЛУ перешёл в нераспределённый фонд). За счет средств федерального бюджета в 2004-2009 годах проведены зонально-региональные геофизические работы в пределах нераспределённого фонда Прикаспийской территории силами ФГУП НВНИИГГ [1, 3] с выявлением 2 крупных подсолевых объектов с ресурсами более 600 млн т. По мере роста числа неподтверждённых объектов карачаганакского типа по всему периметру Прикаспийской впадины стали предлагаться другие направления ГРР в качестве альтернативных. В 1992 году предложено Соловьёвым Б.А. считать "новым перспективным направлением поисков терригенные нижне-среднекаменноугольные и нижнепермские отложения, прежде всего в зонах авандельт и конусов выноса" [11]. Эта идея быстро нашла сторонников в связи с наличием подобных объектов в Саратовской области и даже их доказанной продуктивности на Кенкияке, Восточном Акжаре и др. Перспективы открытия бессернистой высококачественной нефти оказались наиболее реальны в надсолевом комплексе отложений. Продуктивные горизонты залегают на глубинах от 50 до 3500 м [14]. Целенаправленные поисковые работы на нефть в надсолевых отложениях в основном проводятся только в южных районах Прикаспия, где открыто более 100 месторождений. В последнее время открыты 4 средних по запасам месторождения и одно крупное месторождение Кенбай (1986г.) [11, 14, 46, 54-58]. До этих открытий поискам нефти и газа в надсолевом комплексе не придавалось должного внимания. Эпизодическое проведение поисковых работ на северном борту и в центральных районах Прикаспийской впадины привело к открытию нефтяных (Куриловское, Узеньское) и газовых (Старшиновское, Спортивное, Таловское) месторождений (Рис.2). Многочисленные газопроявления установлены в верхнеплиоценовых отложениях на большей части территории региона. [11]. По мнению ФГУП НВНИИГГ [3] имеющегося параметрического материала явно недостаточно для успешного проведения поисковых работ геофизическими методами на территории Прикаспийской НГП. Перспективным направлением, способным обеспечивать ежегодный прирост запасов нефти за счет открытия мелких (и, возможно, средних) по запасам месторождений, являются мезозойские отложения российской части Прикаспийской НГП. Однако до сих пор отсутствует удовлетворительная методика, обеспечивающая эффективный поиск таких месторождений в условиях солянокупольной тектоники. Например, из 8 скважин (затрачено 415 млн.руб.), пробуренных недропользователями в 2007 г. на объектах, подготовленных сейсморазведкой по надсолевым отложениям, продукция получена только в одной скв. Узеньская-1 – фонтанный приток нефти из триасовых отложений в интервале глубин 975-985 м, Саратовская обл., Карпенский лицензионный участок. Нельзя согласиться с утверждением из [3] в части отсутствия эффективной методики изучения надсолевого структурного этажа. Эта методика есть и называется в западном варианте "сейсмостратиграфией", а в отечественном варианте – структурно-формационной интерпретацией (СФИ) [30-40, 59, 65]. Эффективность методики возрастает в случае её комплексирования с мало-среднеглубинным бурением поисковых скважин. Повышение достоверности интерпретации достигается подбором оптимального комплекса геофизических методов и их оперативного анализа с материалами бурения по мере ввода в действие новых скважин (рис.3, 4). Переход на 3Д-сейсморазведку при картировании надсолевых структур обусловлен геологическим строением поисковых объектов и рекомендован отраслевыми стандартами. По данным управления "Саратовнедра" в Саратовской области более 44-х компаний занимаются поисково-разведочными работами, 16 - добывающей деятельностью и только одна "Прикаспийская газовая компания" (ООО "ПГК") реально ищет Карачаганак-2 современными технологиями интегрированной интерпретации разнородной геолого-геофизической информации с опорой на сейсморазведку МОГТ-3Д и поисковым бурением (скв. Графовская-1), проводит поиск, разведку и добычу нефти из надсолевых залежей Узеньского месторождения, открытого ООО "ПГК" в 2007 году. Компания владеет лицензиями на Прикаспийский и Карпенский участки недр, контуры которых показаны на рисунках 1, 2, 5 зелёным цветом. Для "Прикаспийской газовой компании", работающей с участием иностранных инвесторов, открытие уникальных по крупности объектов несёт большой политический риск в дополнение к рискам геологическим.Сейчас, по закону, иностранцы могут участвовать в разработке любого месторождения с запасами более 70 млн тонн нефти или 50 млрд кубометров газа только в качестве миноритарных акционеров. На рисунках 2, 5 красным контуром показаны площади детальных сейсморазведочных работ МОГТ-3Д, используемых для построения единой совокупности шести моделей в соответствии с современными отраслевыми стандартами как для подсолевых объектов карачаганакского типа, так и для надсолевых месторождений и поисковых объектов [31-40]. На Узеньской и Восточно-Узеньской площадях пробурено 11 поисково-разведочных скважин, семь из которых дают нефть хорошего качества. На площади продуктивны отложения триасового и нижнемелового возраста. На этапе поиска и разведки используется наземная и скважинная сейсморазведка МОГТ-2Д/3Д и ПМ ВСП, детальная электроразведка методом ЗС и ВП (рис.3, 4). На региональном и поисковом этапе применяется комплексирование грави-магниторазведки с целью выявления подсолевых карбонатных массивов увеличенной толщины по авторской методике построения карт комплексных параметров [24-26, 28]. В пределах выявленных карбонатных массивов (показаны на рисунке 2) концентрируются детальные геофизические работы сейсморазведкой МОГТ-2Д/3Д. Подрядчики выбираются на конкурсной основе по критерию цена/качество с приоритетом параметру качества работ. Применяется двойной супервайзерский контроль качества работ (от Заказчика и от Подрядчика) на всех этапах ГРР. В качестве подрядчиков в различное время привлекались: ЗАО "ЛУКойл-Саратов", ЗАО "ЛУКойл-ПРЭМ", ТТП "Саратовнефтедобыча", ОАО "Саратовнефтегеофизика", ОАО "Волгограднефтегеофизика", ООО "Сиам Мастер", ООО НПК "Геопроект", ООО "Северо-Запад", Шлюмберже Лоджелко Инк. и др.

Рис. 2. Тектоническая схема саратовского сегмента северного борта Прикаспийской впадины 2006 г

Рис. 3. Комплексирование электроразведки и сейсморазведки на Узеньском месторождении

Рис. 4. Вертикальное сечение куба 3Д Узеньского блока. ООО "ПГК".

Если с надсолевыми объектами большая часть проблем решена, то поиски объекта "типа Карачаганак" осложняются неоднозначностями региональных моделей и полным отсутствием данных параметрического бурения того самого цоколя, о котором постоянно напоминают специалисты ФГУП НВНИИГГ [13, 16, 17, 46, 47].

По отраслевым стандартам ГРР проводят по этапам и стадиям. Причём результаты работ предшествующего этапа являются основанием для последующего этапа работ. Региональный этап завершается составлением тектонической схемы региона с определением основных параметров строения фундамента на основании параметрического бурения и глубинных геофизических методов (ГСЗ, КМПВ, МПОВ, МОВЗ, НЧ ОГТ, МТЗ, гравиразведка, магниторазведка и др.). Как отмечено выше, тектоническая схема Прикаспийской впадины не имеет материалов параметрического бурения по отложениям фундамента, рифея и нижнего палеозоя, что приводит к неоднозначностям региональных моделей, а значит и к неоднозначностям расчёта начальных сырьевых ресурсов. Прогноз ресурсной базы Саратовской области [1-4] выполнялся по тектонической схеме рисунка 2, где число структур второго порядка и их дислокация резко отличаются от рисунка 5.

На рисунке 5 изменения вызваны главным образом результатами новых полевых работ сейсморазведки МОГТ-2Д на Карпенском и Прикаспийском участках в период 2006-2008 г.г. и тематических работ по обобщению и переинтерпретации геофизических, геологических материалов и бурения скважин, к которым привлекались и специалисты НВНИИГГ (Писаренко Ю.А. и др.). Алексашкинская приподнятая зона (рис.2) снята с баланса ресурсов С3 по результатам переинтерпретации 1996 года. Текущими работами не подтвердился сейсморазведчиками ОАО "Саратовнефтегеофизика" Волгоградско-Краснокутский вал амплитудой около 400м [63].

Рис.5. Тектоническая схема Прикаспийской синеклизы по Шебалдину В.П., 2008 г. [63].

Для построения адекватной модели северной бортовой зоны в саратовском сегменте Прикаспийской впадины необходимо иметь хотя бы один кондиционный профильный сейсмогеологический разрез с полноценными данными по скважинам.

В подсолевом мегакомплексе выделяются два крупных структурно-формационных подэтажа: нижний, представленный отложениями рифея-венда и частично нижнего палеозоя, и верхний, в объеме от среднего девона до нижней перми. Отложения нижнего подэтажа, по-видимому, наиболее интенсивно подвержены разломно-блоковой тектонике и бурением во впадине не вскрыты. Литолого-формационные модели верхнего подэтажа представлены на продолжении Карпенской рассечки бортового уступа линией скважин 2-Владимировская, 1-Тимофеевская. Опорные модели по этой линии строятся неоднозначно разными авторами [60], что указывает на значительное влияние человеческого фактора и высокий геологический риск ошибки интерпретационной модели. Ценность рассечки дополнительно снижается в связи с резким сокращением толщины верейско-мелекесских отложений до полного выклинивания с запада на восток в пределах Карпенского участка. Отсутствие верейско-мелекесских отложений установлено бурением в скв. Жулидовской 1, Ершовской 7 и др. В этом же направлении фиксируется постепенный рост сейсмических скоростей в интервале от отражающего горизонта Р₁ до Р₂ bs с 4300-4500 м/сек до 5600-6000 м/сек. Рассечка по линии скважин 1-Солнечная, Чёрная Падина-2, Чёрная Падина-1, материалы сейсморазведки МОГТ-2Д и карты комплексных параметров по данным грави-магниторазведки позволили выявить карбонатные массивы, размеры которых значительно уступали Карачаганаку, но требовали детализации современной объёмной 3Д-сейсморазведкой. Эффективность 3Д-сейсморазведки при изучении одиночных внутрибассейновых рифов или атоллообразных карбонатных массивов доказана на известных месторождениях [16- 19, 32-39, 65]. Как поисковый инструмент антиклинальных и неантиклинальных объектов сейсморазведка не имеет себе равных, особенно с созданием отраслевого стандарта СФИ, объединяющего геологию, геофизику и геохимию с целью перехода "от сейсмической интерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа" [30, 31, 40, 59, 64, 65]. Проектирование сейсморазведки 3Д требует специальных знаний, анализа результатов предшествующих работ, достаточно точного представления о параметрах объекта детализации и некоторыми экспертами считается самым сложным моментом, определяющим успех ГРР, в целом. Есть мнение, что "лучше сейсмики 3D-только сейсмика 3D, хорошо спланированная" (Козлов Е., Боуска Дж. и др., 1998). У нефтяных компаний, как правило, специалистов по планированию 3Д-съёмок нет. Поэтому при постановке работ обычно применяют простое правило: площадь поля полной кратности должна вдвое превосходить площадь изучаемого объекта. Второе правило говорит, что лучше использовать "разреженную съёмку" при большей площади охвата всего объекта и такой же площади фонового пространства, чем высокую кратность суммирования только в центральной части изучаемого объекта. Полевые работы сейсморазведкой МОГТ-3Д с целью детализации подсолевых карбонатных массивов проводились на Южно-Мокроусовском (160 км²) и Южно-Ершовском (100 км²) блоках Карпенского участка недр общей площадью –260 км² силами ОАО "Саратовнефтегеофизика" и ОАО "Волгограднефтегеофизика" (рис.2, 5). На Прикаспийском ЛУ площадь 3Д-съёмки составила 77,7 км² (рис.5). В статье рассматриваются только результаты работ на Южно-Ершовском блоке, где завершено поисковое бурение скважины 1-Графовская глубиной 5379 м.

Обработка – интерпретация материалов МОГТ-3D и МСК на Южно-Ершовском блоке проведена в Департаменте обработки данных и консалтинговых услуг Шлюмберже Лоджелко Инк. с использованием самых современных технологий и программных комплексов Omega, Petrel 2007.1.2 с применением глубинной миграции до суммирования (PSDM) , расчетом АVО и других атрибутов. Брендовая компания Шлюмберже знаменита тем, что имеет самые высокие корпоративные стандарты качества работ в части проведения интегрированной интерпретации 2Д/3Д-сейсморазведки и бурения и фирменное программное обеспечение. Дополнительной гарантией качества работ служил мультидисциплинарный подход к построению 3Д-геологических моделей в итерационном режиме. Для стратиграфической, кинематической и динамической привязки отражающих горизонтов были использованы параметры окружающих глубоких скважин (Мокроусовская-3, Черная Падина 1, Черная Падина 2, Солнечная 1, Жулидовская 1). Были выделены и прослежены отражающие горизонты: Ip, P₁ , P₂ ¹ , P₂ ^BS , P₂ ^S , D₃ fm, P3, построены структурные и скоростные модели. На Южно-Ершовском блоке подготовлены под бурение две структуры: Графовская и Юго –Западная. Предполагалось различие моделей формирования этих структур. Графовская структура прогнозировалась как объект карачаганакского типа. Построенная модель Графовской структуры представляла собой по отражающему горизонту P₂ bs южное продолжение обширной гипсометрически приподнятой зоны, оконтуриваемой изогипсой минус 3800 м и имеющей амплитуду 650 м, с северо-востока ограниченной тектоническим нарушением, а с северо-запада – условно принятой линией замещения коллекторов на низкопоровые, непроницаемые карбонатные породы. В плане вышеуказанной структуре соответствует зона увеличенных толщин от 600 м до 1050 м, сформированная за счет процессов рифообразования в нижнебашкирско-верхневизейское время. Юго-Западная структура тектонического типа унаследованного развития размеры и амплитуда которой вверх по разрезу уменьшаются соответственно от 4,7 км х 1,8 км до 2,75 км х 1,1 км – 2,9 км х 2 км и от 250 м до 150 м. Увеличение ее размеров по горизонту Р₁ до 5,5 км х 1,5 км и амплитуды до 300 м обусловлено развитием процессов биогермообразования в пределах нижнепермской шельфовой карбонатной платформы. Единая совокупность структурных, стратиграфических, структурно-формационных, литолого-фациальных моделей Графовской и Юго-Западной структур показаны на рисунках 6, 7, 8. По окончательной версии обработки сейсмического 3Д куба были рассчитаны 10 кубов сейсмических атрибутов

1. Амплитуда / Ampl_RMS

2. Мгновенная частота / Inst_Freq

3. Мгновенная ширина спектра / Inst_Bandwidth

4. Отражательная способность / Reflectivity intensity

5. Затухание / T_Attenuation

6. Энергия спектральной декомпозиции на частоте 15 Гц (Iso_F_15),

7. Энергия спектральной декомпозиции на частоте 20 Гц (Iso_F_20)

8. Энергия спектральной декомпозиции на частоте 25 Гц (Iso_F_25)

9. Вариенс / Varience

10. AVO атрибуты

Для проверки значимости атрибутов были отстроены карты атрибутных аномалий для 3–ех временных уровней по соответствующим горизонтам (кровля П1 / P1, подошва П2 / P2_S и кровля D3fm ). Интервал анализа был выбран равным 70 мс, что составляет 1,5 периода длины волны доминирующей спектральной частоты.

В силу ряда ограничений, связанных с качеством исходного куба, только амплитудные атрибуты (Амплитуда/ Ampl_RMS и Отражательная способность/ Reflectivityintensity) показали значимые аномалии, которые могут интерпретироваться как области, вероятно, связанные с залежью УВ (газа или конденсата) или ее ореолом. Остальные атрибуты (частотные, фазовые и спектральной декомпозиции) показали мозаичное распределение значений, которые не позволяют их использовать в последующей интерпретации. Карты амплитудных атрибутов для интервалов анализа соответствующих ОГ- П1 и П2 совмещались со структурными картами и использовались при определении точек заложения скважин (рис.8).

Рис. 6. Совокупность моделей Графовской и Юго-Западной структур по линии скважин: Чёрная Падина-2, Юго-Западная-2, Графовская -1, Жулидовская-1. Интерпретация композитного профиля 2Д-3Д

В точке заложения скважины Графовская-1 предполагалось стратиграфическое окно (отсутствие терригенной компенсационной толщи верейско-мелекесского возраста) и увеличение толщины карбонатных отложений нижнебашкирско-серпуховского возраста, что аналогично Карачаганакскому месторождению. Цоколем рифовой постройки служил Ершовский выступ. На карбонатный тип разреза указывали материалы комплексного параметра по данным грави-магниторазведки [28], характеристика сейсмозаписи и материалы параметрической скважины Жулидовская-1 (рис.6-8). Ожидалось выявление залежей УВ в отложениях среднего, нижнего карбона и, возможно, верхнего девона, как по


29-04-2015, 00:38