Поисковые работы на нефть и газ объединяют большой комплекс геолого-геофизических исследований, от методического совершенства которых прямо зависят число открываемых месторождений и эффективность реализуемых материальных и трудовых затрат. Не случайно проблеме методической оснащенности поисков на территории Западного и Юго-Западного Узбекистана посвящены многочисленные публикации [1, 2, 4, 6, 9, 11, 12]. Благодаря внедрению содержащихся в них ценных рекомендаций в практику организациями Мингео УзССР уже получены положительные результаты при поисках и подготовке ловушек нефти и газа к глубокому бурению, выборе эффективных приемов обнаружения ловушек и залежей на новых площадях, оптимизации норм отбора керна в поисковых и разведочных скважинах и др. Тем не менее в названном регионе еще имеются значительные резервы для повышения эффективности поисковых работ.

Главное условие успешности поискового процесса на нефть и газ - правильный выбор системы размещения скважин, соответствующей типу и размерам изучаемой ловушки. Анализ используемых систем по 102 площадям Западного и Южного Узбекистана показывает, что для 42 % из них в проекте поискового бурения предусматривалась система расположения скважин крестом, для 27 % - по профилям, для 6 % - по диагонали и для 5% -треугольником. Кроме того, имеются немногочисленные примеры проектного расположения поисковых скважин по лучевой и зигзагообразной системам и, наконец, по принципу - на каждый рифовый массив (при выявлении группы массивов) по одной скважине. Проектами поискового бурения обычно предусматривалась проводка от трех до пяти скважин. На практике получается, что на большинстве площадей для обоснованного заключения о степени их перспективности достаточно пробурить от одной до трех поисковых скважин. Независимо от способа их расстановки почти все залежи нефти и газа, обнаруженные при изучении упомянутых 102 структур, были выявлены первой или второй поисковой скважиной.

Самым ответственным на этапе поисковых работ является, как известно, принятие обоснованного решения о бесперспективности площади. Тем не менее и для таких заключений по 22 площадям оказалось вполне достаточно информации по одной поисковой скважине, а по 13 - по двум.

Все эти данные убеждают, что в рассматриваемом регионе, в первую очередь в Бухаро-Хивинской НГО, подготовка структур к бурению в масштабе 1 :50 000, как правило, достаточна для решения задач поискового этапа. С другой стороны, удовлетворительные итоги опоискования структур малым числом скважин убеждают в необходимости искать резервы повышения эффективности не только в сокращении числа скважин, но и в ускорении процесса их проводки до целевых горизонтов и повышении качества проводки и испытания.

За 1966-1978 гг. в Западном и Юго-Западном Узбекистане в процессе региональных и детальных геолого-геофизических исследований было выявлено 199 новых площадей, перспективных для поисков скоплений газа и нефти. Если не разделять площади по отдельным районам, то получается, что ведущая роль в их обнаружении принадлежала структурно-геологической съемке и морфометрическому методу, с помощью которых открыто 74 перспективные площади (или 37,2 % от общего их числа). Второе место здесь принадлежит геофизическим методам -50 (25,1%) площадей, третье - структурному бурению- 46 (23,1%), четвертое - комплексным геолого-геофизическим работам-4 (2,1%) и, наконец, пятое - тематическим исследованиям ревизионного характера - 1 (0,5%). В этот же период было подготовлено к глубокому бурению 130 антиклинальных ловушек нефти и газа, в том числе 57 - геофизическими методами, 70 - структурным бурением и структурно-геологической съемкой и 3 - комплексными работами. 101 ловушка из общего их числа располагается в Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области и 29 -в юго-западных отрогах Гиссарского хребта.

Анализ фонда выявленных и подготовленных структур показывает, что на начало 1979 г. нефтегазоразведочные организации Мингео УзССР имели 192 выявленные перспективные площади и всего 38 подготовленных к бурению. Коэффициенты среднегодовой обеспеченности фондом перспективных площадей при условии, что в течение каждого года в поисковое глубокое бурение вводилось по 8-12 структур, составляли соответственно 3 и 4,5. Очевидно, что в такой обстановке не представлялось возможным расширять масштабы глубокого поискового бурения, особенно если учесть, что на подготовленных структурах не имело смысла бурить более двух поисковых скважин. Необходимо было искать новые пути для широкого разворота поисковых работ.

С начала 70-х гг. основным методом подготовки структур к бурению в наиболее перспективной Бухаро-Хивинской нефтегазоносной области стала сейсморазведка МОГТ. В результате широкого внедрения в практику этого прогрессивного метода информативность сейсморазведки существенно возросла. Однако из-за более высокой трудоемкости и стоимости этого вида работ снизились их объемы в физическом выражении и соответственно темпы подготовки площадей к бурению.

В этой ситуации весьма своевременным оказалось предложение автора и А.Г. Ибрагимова о расширении поисковых работ благодаря заложению единичных оценочных (параметрических) скважин на тех участках сейсморазведочных профилей МОГТ, где фиксировались аномалии, интерпретируемые как рифовые ловушки или антиклинальные перегибы пластов целевого горизонта. Основной задачей при проводке таких скважин являлось освещение историко-геологической обстановки на местах геофизических аномалий и параллельно с этим обнаружение залежей нефти и газа. С 1973 г. на территории наиболее перспективной Чарджоуской ступени в Бухаро-Хивинской НГО было пробурено более 30 параметрических скважин. Они дали огромный материал для интерпретации сейсморазведочных данных и позволили выявить на объектах, еще не подготовленных к поисковому бурению, более 10 месторождений. Такая методика работ не традиционна, если оценивать ее в аспекте принятой стадийности поисково-разведочного процесса на нефть и газ. Но ее высокая эффективность уже доказана.

Использование материалов, полученных по параметрическим скважинам, для решения поисковых задач определило развитие нового методического приема выполнения последующих работ, позволяющего направленно концентрировать объемы детальной сейсморазведки. Так, если параметрическая скважина открывала новую залежь, то на данной площади в полном объеме проводились поисково-детальные сейсморазведочные работы МОГТ, ловушка готовилась к бурению в масштабе 1 : 50 000 и на уточненной структурной основе разворачивалось уже разведочное бурение. По такой методической схеме проводилась и успешно ведется разведка Шуртанского, Умидского, Северо-Денгизкульского, Пирназарского и ряда других месторождений. Если пробуренная на геофизической аномалии параметрическая скважина не обнаруживала залежи, то на площади этой аномалии в дальнейшем детальные геофизические работы чаще всего не проводились. Незначительная детализация осуществлялась только в том случае, если по материалам относительно редкой поисковой сети сейсморазведочных наблюдений нельзя было точно определить местоположение центра геофизической аномалии (вершины рифовой ловушки или антиклинальной структуры).

Многолетняя практика показывает, что в геологических условиях рассматриваемых регионов дальнейшее повышение эффективности поисков залежей нефти и газа может быть достигнуто двумя основными путями - сокращением сроков и затрат на строительство поисковых скважин и правильным сочетанием параметрического бурения и поисковой сейсморазведки.

Для успешной реализации первого из названных направлений, если рассматривать его геологические аспекты, наиболее существен сейчас вопрос о системе отбора керна в поисковых скважинах. Известно, что бурение скважин с отбором керна значительно удлиняет сроки их строительства, а на поисковом этапе соответственно и сроки, в которые может быть дана оценка фактической перспективности изучаемой площади. Так, например, в пределах рассматриваемой территории на строительство каждой поисковой скважины, как правило, с полным отбором керна из юрской карбонатной толщи сейчас затрачивается 12-16 мес. Очень важно при этом, что керн комплексно исследуется только тогда, когда скважины продуктивны. В иной ситуации исследования керна ограничены только частными задачами тематических и научно-исследовательских работ прежде всего потому, что отложения карбонатной формации юрского возраста изучены уже на десятках месторождений, сотнях площадей и их строение достаточно известно. Расчеты показывают, что если в таких условиях отказаться от отбора керна из потенциально продуктивной толщи в первой поисковой скважине, то механическая скорость бурения здесь возрастет в 1,5-2 раза, а стоимость 1 м проходки по целевому горизонту уменьшится в среднем на 70 руб. При этом резко снизится не только стоимость первой поисковой скважины, но и, что самое важное, сократятся сроки ее строительства, т.е. сроки оценки перспектив данной площади.

В Бухаро-Хивинском регионе ежегодно в поисковое бурение вводится до 15 новых структур и только для первых скважин проектируется суммарный объем отбора керна из юрских карбонатов (1500 м). Если не отбирать керн в каждой первой поисковой скважине на площади, то экономия составит более 100 тыс. руб. в год. Она будет достигнута практически без потери сколько-нибудь важной геологической информации, так как задачи, которые ставятся при проводке первой поисковой скважины, судя по опыту многолетних поисковых работ, могут быть успешно решены с помощью промыслово-геофизических измерений и анализа накопленного ранее материала. Таким образом, для указанного региона есть основания рекомендовать резко сократить объемы бурения с отбором керна в первых поисковых скважинах, что существенно повысит эффективность поисковых работ. Колонковое бурение в разрезе целевого горизонта в этом регионе вообще следует начинать только после того, как доказана перспективность площади. При этом проектируемая система отбора керна должна удовлетворять уже задачам разведочного этапа.

Ограниченный, но целеустремленный отбор керна хорошо себя зарекомендовал на практике и в юго-западных отрогах Гиссарского хребта при опоисковании над- и поднадвиговых структур. Учитывая положительный опыт использования параметрических скважин для решения поисковых задач, целесообразно, очевидно, как это уже предлагалось [8], выделить специальную категорию структурно-поисковых скважин. Целью их бурения должна быть проверка геологических и геофизических аномалий, отождествляемых со сложно построенными ловушками (например, рифами), или аномалий типа залежи. От решения этого вопроса сейчас прямо зависят темпы поисковых работ во всех нефтегазоносных областях Узбекистана.

1. Бабаев А.Г. О геологических моделях месторождений, в контуре которых залежи размещаются в карбонатной формации. - В кн.: Состав, строение и нефтегазовая продуктивность карбонатной формации верхней юры Западного Узбекистана. Ташкент, 1975, с. 3-60.
2. Верхнеюрские рифы - основной нефтегазоносный комплекс Узбекистана / X.Т. Туляганов, В.Д. Ильин, А.Г. Ибрагимов. - Сов. геология,1979, № 5, с. 17-34.
3. Габриэлянц Г.А., Сорокин Ю.В. Основные принципы заложения скважин на стадии поисковых работ. М., ВНИИЭГазпром, 1976.
4. Кушниров И.В., Бегметов Э.Ю., Копалева В.Г. Главные черты неоднородности карбонатной формации по условиям залегания проницаемых пород и геометризация залежей нефти и газа. - В кн.: Состав, строение и нефтегазовая продуктивность карбонатной формации верхней юры Западного Узбекистана. Ташкент, 1975, с. 138-162.
5. Закономерности распространения нефтегазоносных рифов и особенности их поисков /М.А. Зубова. Н.Г. Калик, А.И. Кобленц и др. Обзор. Сер. Геол. и разв. газовых и газоконд. м-ний. М., ВНИИОЭНГ, 1979, с. 15-18.
6. Ибрагимов А.Г. Некоторые закономерности размещения залежей нефти и газа в карбонатной формации верхней юры Западного Узбекистана(Чарджоуская ступень) и вопросы методики их поисков и разведки. - Автореф. дис. на соиск. ученой степени канд. геол.-минералог. наук, Ташкент, 1972 (ИГИРНИГМ).
7. Кунин Н.Я. Современное состояние методики поисковых работ. - Труды ВНИГНИ, М., вып. 203,1977, с. 3-25.
8. Лейбсон М.Г. Геологоразведочные работы на нефть и газ в СССР (анализ результатов и оценка эффективности). - Обзор. Сер. Геол., методы поисков и разв. м-ний нефти и газа. М., ВИЭМС, 1974, с. 12-14.
9. Метод выбора интервалов опробования в карбонатной толще месторождений Западного Узбекистана / Э.Ю. Бегметов, А.Г. Ибрагимов, М.С. Саидов, А.А. Зиявиддинов. - Экспресс-информация ВНИИЭгазпрома. Сер. Геол. и разв. газовых и газоконд. м-ний. 1978, № 8, с. 12-14.
10. Состояние методики и пути повышения эффективности поисков нефтяных и газовых месторождений СССР / К.К. Макаров, В.В. Мухин, Э.А. Енгалычев и др. - Геология нефти и газа, 1975, № 12, с. 1-9.
11. Строение верхнеюрской карбонатной формации центральных областей Средней Азии /В.Д. Ильин, Н.В. Безносов, Г.М. Белякова. М., Недра, 1976.
12. Убайходжаев Т.И. Типы локальных скоплений газа Чарджоуской ступени Бухаро-Хивинского региона и рациональные методы их выявления и изучения. - Автореф. дис. на соиск. ученой степени канд. геол.-минералог, наук. Ташкент, 1971(ИГИРНИГМ).