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 (de Groot-Bril Earth Sciences) совместно со Statoil разработала коммерческие услуги под названием The Chimney Cube. 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 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.

Страницы: 1, 2, 3, 4