При достигнутом забое 4445 м проведен комплекс промыслово-геофизических работ в интервале 3950-4445 м каротажным подразделением компании Шлюмберже (стандартный комплекс Pex, 5-зондовый боковой HRLT, 5-зондовый индукционный AIT, пластовый микроимиджер – FMI).
В интервале 3955-4046,5 м выделены соли, в доломитах и известняках в интервале глубин 4109,2-4359,8 м по комплексу ГИС выделено суммарно 61,3 м нефтенасыщенных коллекторов.
Керн отобран из надверейских
карбонатных отложений в интервале 4099-4109 м и из предположительно фаменских отложений в интервале 5160-5169 м. Керн из интервала 4099-4109 м с запахом УВ представлен доломитом серым, прослоями темно-серым и бурым, с примазками ОВ и с
коричневыми маслянистыми пятнами от насыщения УВ. Наблюдается трещиноватость –
трещины залечены ангидритом и кремнеземом. Доломит крепкий, участками
окремнелый. Керн из интервала 5160-5169 м представлен трещиноватыми известняками, доломитами и аргиллитом темно-серым, сильно извесковистым, мергелевидным,
трещиноватым с залеченными кальцитом трещинами.
Надверейские карбонатные отложения в
интервале 4191-4254 м испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС. По расчетам ( по
объему перелива жидкости долива из труб на устье) средний дебит притока по
жидкости в период испытания составил 31 м3/сут, по газу
ориентировочно 12-17 тыс м3/сут. По графикам КВД первого и второго
циклов пластовое давление составило соответственно 660,5 атм и 640,2 атм.
(градиент давления 1,55-1,51 атм/10 м.). Испытанный интервал насыщен газом (газ
в пробоотборнике давление 180 атм). Анализ газа (объемная доля компонента в
газе, %): метан- 89,979, этан – 4,82, пропан – 1,998, азот – 1,425.
Турнейские карбонатно-глинистые
отложения испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС в интервале 5084,7-5169 м. В интервале испытания присутствует слабопроницаемый нефтенасыщенный коллектор (давление в
пробоотборнике 300 атм). Средний дебит по жидкости по КВД 1-го цикла 1,1 м3/сут,
2-го цикла – около 1,0 м3/сут при средней фактической депрессии
300-344 атм. По ориентировочному расчету по газу его дебит составляет около
600-700 м3/сут. Анализ газа (объемная доля компонента в газе, %):
метан-67,872, этан –13,287 , пропан –6,873, азот – 0,500.
Фаменские карбонатные отложения
испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС в интервале 5209-5256 м. Проведено двухцикловое испытание. Первый цикл: открытый период – 30 минут, закрытый – 40
минут. Второй цикл: открытый период – 70 минут, закрытый – 180 минут.
Забойное давление в начале первого
цикла испытания- 724 атм, в конце цикла- 713 атм. Забойное давление в начале
второго цикла – 729,7 атм, в конце - 713 атм. Забойное давление в конце КВД
1-го цикла – 710 атм, забойное давление в конце КВД 2-го цикла – 683,3 атм. Пластовое
давление меньше 683 атм (градиент меньше 1,309 атм/10 м). Репрессия при
испытании составила не менее 41 атм. При регистрации КВД происходила фильтрация
раствора из скважины в пласт (при снятии КВД 2-го цикла интенсивность
поступления раствора из под пакерного объема в пласт составила не более 1,7
л/час – 0,04 м3/сут). – не определены характер насыщения пласта,
пластовое давление, гидродинамические характеристики пласта. В пробоотборнике
(давление 180 атм) поднят буровой раствор плотностью 1,74 г/см3 и
небольшое количество газа. Анализ газа (объемная доля компонента в газе, %):
азот – 96,279, метан- 2,975, этан – 0,311 , пропан – 0,086.
Качественное испытание в условиях
бурения скважины Графовская-1 выполнить крайне сложно даже такой опытной
команде, как Шлюмберже. С этим явлением сталкивались нефтяники неоднократно по
всему периметру Прикаспийской впадины [48, 49, 53]. Возможен и пропуск
продуктивных пластов. В настоящее время скважина готовится к испытаниям в
колоне.
Да, пока ООО "ПГК" не нашла
Карачаганак-2, но мы знаем, кто ищет, тот обязательно найдёт свой Карачаганак.
На очереди проверка бурением сейсмических паспортов на надсолевые объекты.
Возможно, что надсолевое направление ГРР оправдается крупным открытием и в
Саратовской области [54-58]. Неглубокое залегание объектов, хорошее качество
сейсмической информации, размеры объектов, соизмеримые с размерами лицензионных
участков, и возможность уложиться в сроки действия поисковой лицензии без
политического риска даёт ряд преимуществ малым и средним компаниям при
разработке этого направления. Об этом говорит и народная мудрость: "Лучше
синица в руках, чем журавль в небе".
Список литературы
1. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Стратегия
развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных
округов на 2007 и последующие годы.", Саратов, 2006.
2. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Стратегия
развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных
округов на 2008 и последующие годы.", Саратов, 2007.
3. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Стратегия
развития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральных
округов на 2009 и последующие годы.", Саратов, 2008.
4. Постнова Е.Н., Жидовинов С.Н. Современные тенденции развития ресурсной
базы углеводородного сырья и пути повышения результативности
геолого-разведочных работ в Урало-Поволжском регионе. // Геология нефти и газа,
№5, 2008.
5. Карнаухов С.М., Силантьев Ю.Б.,
Скоробогатов В.А., Истратов И.В. Перспективы открытия крупных газовых и газоконденсатных
месторождений в Прикаспийской впадине. // Геология нефти и газа, №3, 2009
6. Карбонатные отложения - объект целенаправленных поисков углеводородов.
Сб.н.т. изд. ИГиРГИ, 1984.
7. Седиментационные модели подсолевых нефтегазоносных комплексов
Прикаспийской впадины. Под ред. А.К. Замарёнова. Москва, Недра, 1986г.
8. Прогноз нефтегазоносности структурно-формационных комплексов
подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины. Сб.н.т. изд. ИГиРГИ, 1989г.
9. Габриэлянц Г.А., Камалов С.М. и др. Девонское направление
поисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины. //
Геология нефти и газа, 1, 1990.
10. Лисовский Н.Н. и др. Прикаспийская впадина - зона гигантских
углеводородных скоплений. Недра Поволжья и Прикаспия. 3 выпуск , 1992.
11. Соловьев Б. А. Этапы эволюции и нефтегазоносность осадочного чехла
Прикаспийской впадины. // Геология нефти и газа, .№ 8, 1992.
12. Крылов Н.А., Авров В.П., Голубева З.В. Геологическая модель
подсолевого комплекса Прикаспийской впадины и нефтегазоносность. // Геология
нефти и газа, №6, 1994.
13. Кононов Ю.С. " Особенности прогноза и поисков нефти и газа в
Прикаспии". Недра Поволжья и Прикаспия. 2008г., 56 выпуск.
14. Марченко О.Н. Приуральский нефтегазовый комплекс (история создания и
развития). Недра Поволжья и Прикаспия. 2010, 62 выпуск.
15. Алексеев Г.Н., Кулик В.Е. Сейсмические поисковые признаки
высокоамплитудных тектоно-седиментационных структур внутренней зоны
Прикаспийской впадины (на примере Карачаганакского поднятия) / ЭИ ВИЭМС. Сер.
Разведочная геофизика, № 3. 1984.
16. Берёзкин В.М., Потапов О.А. Поиски и разведка глубокозалегающих
месторождений нефти и газа геофизическими методами (Итоги науки и техники. т.14).
ВИНИТИ, М., 1985.
17. Геолого-геофизические модели и нефтегазоносность палеозойских рифов
Прикаспийской впадины. Под ред. Ю.С.Кононова . Москва, Недра, 1986.
18. Шебалдин В.П., Селенков В.Н., Акимова А.В. Геологическое строение
месторождения Тенгиз по материалам геофизических исследований // Геология нефти
и газа.– 1988.– № 12.
19. Йан Ф. Сильвестр, Терри О’Хирн и др. Гигантское месторождение
Карачаганак-реализация его потенциала. / Нефтегазовое Обозрение, Шлюмберже -
Лето 1998.
20. Гальперин Е.И., Абулашвили В.У., Феоктистов А.В. "Повышение
достоверности сейсморазведки при использовании данных вертикального
сейсмического профилирования (на примере месторождения Тенгиз)", ЭИ
ВНИИОЭНГ: отечеств. опыт, сер. "Геология, геофизика и разработка нефтяных
месторождений", вып. 12, 1988, с. 9-13.
21. Иванчук А.М., Тикшаев В.В., Феоктистов А.В. и др. Исследование
геологического разреза комплексом высокоразрешающей электроразведки методом
становления поля и сейсморазведки МОГТ при поисках месторождений нефти и газа.
- труды XXX Международного геофизического
симпозиума, часть 2 А. геофизические работы на нефть и газ., М., 1985, с.62-68.
22. Феоктистов А.В. Три аспекта геологоразведочных работ в современных
условиях. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции "Приоритетные
направления геологоразведочных работ на территории Приволжского и Южного
Федеральных округов в 2004-2010 гг.", Саратов, 2003.
23. Александров В.И., Шаталов О.В. Подсолевые карбонатные резервуары
Саратовской части Прикаспийской впадины - новые объекты разведки на нефть и
газ. / Геология нефти и газа, N6,
1982.
24. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. "Рациональный комплекс методов
прогнозирования нефтегазоперспективных карбонатных построек в подсолевом
разрезе Прикаспийской впадины". / Недра Поволжья и Прикаспия. 1992. 2
выпуск.
25. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. Геологическая модель
Ершовско-Мокроусовского участка Прикаспийской впадины по результатам
комплексного анализа геофизических данных. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1993.
5 выпуск.
26. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. Геофизические основы тектонического и
нефтегазогеологического районирования платформенных территорий. / Геология
нефти и газа, №3, 1995.
27. Кононов Ю.С. Геолого-геофизические предпосылки поисков объектов типа
Карачаганак. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1999г., 18 выпуск.
28. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. О существовании подсолевых объектов
карачаганакского типа в саратовском сегменте Прикаспийской впадины. / Недра
Поволжья и Прикаспия. 2004г. 37 выпуск.
29. Тальвирский Д.Б., Матвиевская Н.Д. и др.
Геологическая эффективность сейсморазведки при поисках нефтегазовых структур. /
Разведочная геофизика: обзор ВИЭМС -М., 1988
30. Пилифосов В.М. Сейсмостратиграфические модели подсолевых отложений
Прикаспийской впадины. Наука, Алма-Ата, 1986.
31. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных. / И.А.
Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов.-М., Недра, 1990.
32. РД 153-39.0-047-00 -Регламент по созданию постоянно действующих
геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., МПР
РФ, 2000.
33. Методические указания по созданию постоянно действующих
геолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений - в 2 ч.
- М., ОАО "ВНИИОЭНГ", 2003.
34. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и
газа объёмным методом.. под ред. Петерсилье и др., Москва-Тверь, 2003.
35. Техническая инструкция по наземной сейсморазведке при проведении
работ на нефть и газ. ЕАГО, М., 1999.
36. Методические
рекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на различных этапах
геологоразведочных работ на нефть и газ. М., 2000.
37. Временное руководство по содержанию, оформлению и порядку
представления материалов сейсморазведки ЗД на Государственную экспертизу
запасов нефти и горючих газов, М., 2002.
38. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2Д,
3Д) для подсчёта запасов нефти и газа, М., 2006).
39. Методическиt
рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов
углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового
типа (авторы: В.Б.Левянт, И.Ю.Хромова, Е.А.Козлов, И.Н.Керусов, Д.Е.Кащеев,
В.В.Колесов и Н.Я.Мармалевский), М., 2010.
40. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценке
месторождений. "Центральное издательство геофизической литературы
"СПЕКТР", 2008.
41. Антипов М.П., Быкадоров В.А., Волож
Ю.А., Леонов Ю.Г. Проблемы происхождения и развития Прикаспийской впадины. / Геология
нефти и газа, №3, 2009.
42. Гаврилов В.П., Леонова Е.А.,
Руднев А.Н. Геодинамическая модель геологического строения и
нефтегазоносности Прикаспийской впадины. / Геология нефти и газа, №3, 2009.
43. Валяев Б.М. Углеводородная
дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений / Геология нефти и газа, .№
9, 1997.
44. Автоколебательная модель формирования месторождений-гигантов (на
примере Астраханского месторождения) / А.Н. Дмитриевский, Ю.А. Волож, И.Е.
Баланюк и др.// Доклад РАН, 2001.
45. Орешкин И.В., Гонтаренко О.П., Орешкин А.И. Роль миграции
углеводородов в формировании крупных месторождений нефти и газа и основных
закономерностей нефтегазоносности бассейнов. / Недра Поволжья и Прикаспия.
2010, 62 выпуск.
46. Воробьев В.Я., Кононов Ю.С., Орешкин И.В., Постнова Е.Н. Моделирование
геологического строения и развития Прикаспийской нефтегазоносной провинции. /
Недра Поволжья и Прикаспия. 2007, 51 выпуск.
47 Кононов Ю.С. Некоторые проблемы поиска залежей углеводородов в
разнофациальных отложениях. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2009., 60 выпуск.
48. Токман А.К., Коваленко В.С., Коротков
Б.С., Коротков С.Б. Результаты и направления геолого-разведочных работ в Прикаспийской
впадине. / Геология нефти и газа, №3, 2009.
49. Карнаухов С.М. Результаты геолого-разведочных работ
на оренбургском участке северного борта Прикаспийской синеклизы. / Геология
нефти и газа, №3, 2009.
50. Сидоров В.А., Кузьмин Ю. О. и др. Геодинамические
методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. /
Геология нефти и газа, №6, 1994.
51. Балабанов В.Г.,Сокулина К.Б., Шестаков Э.С. Опытные скважинные
наблюдения при сейсмическом мониторинге на Тенгизском месторождении. / Недра
Поволжья и Прикаспия. 1996, 10 выпуск.
52. Амурский Г.И., Степанов Н.Г. Зона тектонического разуплотнения –
самостоятельный объект разработки газового месторождения. / Геология нефти и
газа, 5-6, 1999.
53. Бродский А.Я., Пыхалов В.В. Модель формирования зон повышенной
трещиноватости в палеозойских отложениях. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2006,
47 выпуск.
54. Волож Ю.А., Милитенко Н.В. и др. Перспективы развития
нефтегазопоисковых работ в надсолевом комплексе Прикаспийской впадины. Недра
Поволжья и Прикаспия. 1997, 14 выпуск.
55. Семенович В.В. Нефтегазоносность надсолевых отложений Прикаспийского
нефтегазоносного бассейна. Недра Поволжья и Прикаспия. 1997, 14 выпуск.
56. Мишанин С.И., Пыхалов В.В. Особенности распределения ловушек углеводородов
надсолевого и внутрисолевого комплексов в пределах Астраханского Прикаспия и
сопредельных территорий. Недра Поволжья и Прикаспия. 2009., 60 выпуск.
57. Искужиев Б. А., Семенович В. В. Перспективы надсолевого нефтеносного
комплекса юго-востока Прикаспийского бассейна. // Геология нефти и газа, 11,
1992.
58. Карнаухов С.М., Политыкина М.А., Тюрин A.M., Леонов Г.В. Надсолевые
отложения – новый объект поисков залежей углеводородов на юге Оренбургской
области. // Геология нефти и газа, 3-4, 1999
59. Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов А.А. Выявление и картирование
дизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики. М., Научный мир, 2001.
60. Феоктистов А.В., Плетнев В.И. и др. Построение опорных
параметризованных моделей северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и их
проверка бурением. / межведомственная научная конференция, посвященная 90-летию
СГУ, государственный учебно-научный центр "Колледж", Саратов, 1999.
61. Яцкевич С.В., Никитин Ю.И. и др. Прогнозные модели строения ловушек
УВ в среднем карбоне - нижней перми северо-западной части Прикаспийской
впадины. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1999г., 18 выпуск.
62. Щеглов В.Б., Яцкевич С.В. и др. Коллекторские свойства
нефтегазоносных комплексов подсолевого палеозоя в российской части Прикаспийской
мегавпадины. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2005г., 44 выпуск.
63. Шебалдин В.П. Тектоника Саратовской области. Саратов: ОАО "Саратовнефтегеофизика".
2008
64. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Зачем нужен супервайзер? (Мифы и
реалии сейсморазведки). // СО ЕАГО, "Приборы и системы разведочной
геофизики", – январь-март 01/2010.
65. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Геологическая эффективность
структурно-формационной интерпретации и её контроль на примере "рифового
направления" ГРР. / (сдана в печать, 2011).
Рецензия
Авторы статьи, базируясь на
собственном опыте и на анализе статей из обширного списка изученных публикаций,
рассматривают проблемы поисков объекта "карачаганакского типа" в
Прикаспийской впадине за последние 30 лет. Отмечается, что обилие геологических
гипотез об истории развития, строении и нефтегазонакоплении в Прикаспийской
впадине обусловлено недостатком фактических материалов по данным глубокого
бурения. Акцентируется внимание читателя на распространённом заблуждении по
подмене фактических материалов их интерпретациями. Показано, что фактическими
материалами параметрического и опорного бурения разрез изучен на глубины около 7 км при предполагаемой глубине осадков свыше 30 км.
Связи успехов научно-технического
прогресса и открытий крупных, гигантских и уникальных месторождений нефти и
газа обнаруживаются авторами на этапе централизовано-скоординированного
изучения Прикаспия в период трёх пятилеток 1976-1990 г.г. В последующие годы развитие технологий геолого-геофизического направления ускорилось, а
число открытий месторождений УВС резко сократилось, что связывается с "человеческим
фактором", появлением "лоскутной геологии" с конфиденциальной
информацией в пределах каждого из лицензированных участков недр и взаимной
невостребованностью смежных геодисциплин на рынке нефтесервисных услуг.
Даётся обзор современных особенностей
проведения ГРР на различные поисковые объекты и показывается эволюция перехода
от "рифового направления" к девонскому и надсолевому на разных
участках Прикаспийской впадины.
Основным технологическим инструментом
подготовки объектов к глубокому бурению остаётся сейсморазведка МОГТ 2Д/3Д к
которой предъявляются серьёзные претензии. Приводятся факты неадекватных
интерпретационных моделей и расхождений сейсморазведки и бурения по различным
источникам публикации. Отмечается отсутствие информации об эффективности
опробования технологий прямого прогноза УВС, хотя многие публикации упоминают
их применение на поисковом этапе ГРР.
Обобщается опыт работ по
геологической и геофизической интерпретации северного борта Прикаспийской
впадины, выделяются основные проблемные моменты, как объективные (отсутствие
общедоступных баз данных параметрического и опорного бурения, неполное
использование возможностей комплексирования геофизических методов разведки,
недостаток анализов керна и прямых измерений в скважинах требуемого набора
геофизических параметров и т.п.), так и субъективные (человеческий фактор).
В качестве условия создания единой
непротиворечивой геологической модели предлагается принятие и безусловное
выполнение современных отраслевых стандартов структурно-формационной
интерпретации (СФИ) при полном использовании информации 3Д-съёмок и аналогий с
опорных полигонов.
Приведен конкретный пример поисков
объекта "карачаганакского типа" на Прикаспийском и Карпёнском
лицензионных участках недр в Саратовской области. Показаны значительные
изменения морфологии нижнего структурного этажа на этапе детализации и отсутствие
гарантий построения адекватных геологических моделей "типа Карачаганак"
даже при применении самых современных геолого-геофизических технологий мировым
лидером нефтесервиса - компанией Шлюмберже. В тех же условиях менее затратные
усилия по поиску и разведке залежей нефти в надсолевых отложениях оказались
успешными.
Замечания к статье носят, в основном,
редакционный характер и связаны с излишним цитированием при частых ссылках на
работы других авторов и применением профессионального жаргона, хотя и допустимого
в научно-технических журналах. По мнению рецензента, авторы недооценивают
важность геологического моделирования, отдавая приоритет сейсмическим моделям,
которые также подвержены субъективизму, хотя и опираются на "волновые
картины". Ответ на главный вопрос: "Как найти Карачаганак-2?"
авторы не знают, а лишь дают пожелания успеха НВНИИГГ в деле, которое им самим
не удалось завершить нефтяным фонтаном!
Статья содержит актуальную информацию
о современных проблемных вопросах геологической интерпретации
геолого-геофизической информации в сложнейших условиях активного проявления
соляной тектоники Прикаспийской впадины, будет интересна широкому кругу
геологов, геофизиков, нефтяников и менеджеров различного уровня и рекомендуется
к опубликованию.
|