Статья: Найти Карачаганак-2!

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.

Страницы: 1, 2, 3, 4