|
УДК 553.98:550.832 |
О некоторых причинах пропуска продуктивных горизонтов при поисках залежей нефти и газа
В. Я. СОКОЛОВ (КО ВНИИГИС)
Анализ случаев позднего обнаружения продуктивных пластов, а иногда и богатых по запасам залежей на хорошо разбуренных и даже длительно эксплуатируемых месторождениях в различных районах показывает, что пропуски продуктивных горизонтов на поисковой стадии часто вызваны не случайными причинами, а являются следствием использования одной и той же методологической позиции при оценке перспектив вскрытого разреза для выбора интервалов опробования в поисковых скважинах.
Оценка нефтегазоперспективности обычно основывается на сравнении изучаемого объекта с уже изученными. Произвести такую оценку можно, в сущности, двумя путями - руководствуясь совпадением либо несовпадением характеристических признаков изучаемого и известных продуктивных объектов. Соответственно следует различать два противоположных (но не взаимоисключающих) метода доказательств перспективности поискового объекта, которые будем называть принципом позитивной оценки нефтегазоперспективности (ПОНГП) и принципом негативной оценки нефтегазоперспективности (НОНГП). Сформулировать их можно следующим образом.
Принцип ПОНГП - всякий объект (регион, область, зона, локальная площадь, ловушка, отложения, пласт и др.) перспективен, если имеются доказательства его возможной нефтегазоносности;
Принцип НОНГП - всякий объект перспективен, если отсутствуют доказательства его непродуктивности.
Оба принципа имеют свои особенности, определяющие рамки их эффективности. Рассмотрим их.
Согласно принципу ПОНГП, для обоснования перспектив объекта необходимы доказательства его возможной продуктивности. Такими доказательствами обычно являются сходство геологического развития изучаемого и известных эталонных нефтегазоносных объектов, чередование в разрезе экранирующих и резервуарных пород, нефтегазопроявления и др. В зависимости от количества и значимости доказательств объекты подразделяются обычно на пять категорий - высокоперспективные, перспективные, малоперспективные, с невыясненными перспективами и бесперспективные.
С использованием принципа ПОНГП связаны открытия многих нефтегазоносных провинций и крупных месторождений. Однако этому принципу свойственны и недостатки. Первый из них - субъективность оценки значимости отдельных доказательств или всей их суммы [14, 15].
В результате различные исследователи, располагая одними и теми же фактами, иногда приходят к диаметрально противоположным выводам.
Второй недостаток принципа ПОНГП - зависимость количества имеющихся доказательств предполагаемой нефтегазоносности объекта от его изученности. Поэтому при использовании принципа ПОНГП, особенно в условиях недостаточной и неравномерной изученности объектов исследования, степень их перспективности может отражать не столько действительную практическую ценность объектов, сколько их изученность [1].
Рассматривая ряд последовательно дробящихся объектов: осадочный бассейн - крупная зона этого бассейна - локальная площадь в этой зоне-отдельная ловушка в пределах площади - легко видеть, что достаточно доказать перспективность одного из членов этого ряда, чтобы автоматически стали перспективными все члены ряда, стоящие слева, т. е. все более крупномасштабные объекты. Эта односторонняя направленность действия доказательств обусловлена тем, что отдельные разрозненные признаки возможной нефтегазоносное™, обнаруженные в пределах различных частей сравнительно более масштабного объекта, составляют достаточный комплекс доказательств перспективности лишь для всего объекта в целом, но не для отдельных его частей. Так, например, если в одной точке какого-либо района установлено благоприятное чередование пластов-коллекторов и покрышек, в другой точке, удаленной от первой, обнаружены антиклинальные перегибы пластов, а в третьей, удаленной от первых двух, зафиксировано нефтепроявление, то в общем случае можно говорить о перспективности данного района в целом, но не отдельных земель, непосредственно прилегающих к пунктам наблюдений.
Очевидно, что чем больше масштабность объекта, тем в большем, (при прочих равных условиях) числе точек он может быть изучен, тем больше сведений можно собрать об его возможной нефтегазоносности, тем, следовательно, надежней прогноз с позиций принципа ПОНГП. И, наоборот, чем меньше масштабность объекта, тем ниже эффективность применения принципа ПОНГП. Именно этим, по-видимому, можно объяснить общеизвестный факт: сравнительно редки случаи вывода из поисков регионов или бассейнов (т. е. крупномасштабных объектов) вследствие обнаружившейся в процессе работ ошибочности оценки и их перспектив, тогда как вывод по этой причине из поискового бурения более мелких объектов - локальных антиклинальных структур - явление нередкое. Поэтому если применительно к крупным объектам (бассейны, регионы) коэффициент успешности поисков (или коэффициент открытий) близок к единице, то для отдельных частей тех же объектов, т. е. для объектов меньшего масштаба, этот коэффициент всегда меньше единицы и хорошо, если для локальных площадей он равен 0,5-0,6. Для отдельных же пластов в пределах локальных площадей, т. е. для наиболее мелкомасштабных поисковых объектов, в новых районах этот коэффициент уменьшается до 0,02- 0,03.
Причину резкого снижения эффективности принципа ПОНГП для мелкомасштабных объектов, каковыми являются пласты, вскрываемые в поисковых скважинах, проиллюстрируем на следующем примере.
В начале 60-х годов, когда Восточная Туркмения только начинала осваиваться как новая газоносная область, на поисковой площади Шарапли при бурении первой скважины из неизученного разреза был отобран керн, представленный плотным хемогенным известняком, давшим нефтяную вытяжку. Этот пласт сразу же был оценен как высокоперспективный и подлежал обязательному опробованию. Но в неизученном разрезе, когда «прицельный» отбор керна невозможен, отбор нефтегазонасыщенного керна - явление случайное. Как же следовало бы оценить этот же пласт известняка при отсутствии его керна? Применявшийся в то время комплекс геофизических исследований скважин был неэффективным для карбонатных пород. В этих условиях, с позиций принципа ПОНГП, данный пласт, как лишенный каких бы то ни было доказательств возможной продуктивности, никак не мог находиться в списке высокоперспективных объектов и в лучшем случае должен был бы рассматриваться как объект с невыясненными перспективами. В этом случае пропуск его при опробовании скважины был возможен, поскольку задача ускорения оценки площади обязывает прежде всего опробовать перспективные объекты. Таким образом, вследствие случайного факта (непредвиденного отбора нефтенасыщенного керна) резко изменилась бы (с позиций ПОНГП) оценка пласта: из объекта с невыясненными перспективами он стал бы объектом высокоперспективным.
Сам по себе факт отсутствия доказательств возможного нефтегазонасыщения может быть также случайным. Но если на оценку пласта, которую получают с помощью принципа ПОНГП, начинают влиять случайные обстоятельства, то это свидетельствует о том, что неограниченное применение данного принципа противоречит самим основам научного подхода к поискам. В этой связи становится понятной причина имевших в свое время пропусков нефтеносных пластов в толще карбона на Ромашкинском месторождении Татарии. С позиций принципа ПОНГП эти пласты не представляли поискового интереса, поскольку они, по свидетельству Г.П. Ованесова, рассматривались как «слабопроявляющие при бурении или сомнительные» [7, с. 5]. По той же причине на 25 лет задержалось открытие высокопродуктивных карбоновых залежей на Михайловской площади Башкирии. Господство принципа ПОНГП при поисках привело к пропускам продуктивных пластов на многих других площадях Волго-Уральской области, что обусловило появление в наши дни целого направления работ - выявление новых нефтегазоносных интервалов на разрабатываемых месторождениях [11].
Вместе с тем трудно согласиться с мнением [8], что для прогноза нефтегазоносности и крупного осадочного бассейна, и отдельного пласта в разрезе поисковой скважины необходимы прямые доказательства возможной нефтегазоносности этих объектов, т. е. использовать ПОНГП следует вне зависимости от масштабов объектов.
Таким образом, из анализа особенностей принципа ПОНГП следует, что он применим лишь при наличии ряда доказательств возможной продуктивности изучаемого объекта. Трудность получения доказательств в общем случае обратно пропорциональна масштабам поискового объекта, и при прочих равных условиях эффективность применения принципа ПОНГП снижается по мере уменьшения масштаба поискового объекта. Данный принцип наиболее предпочтителен для обоснования перспективности регионов и осадочных бассейнов, ограниченно применим при оценке перспектив отдельных частей региона в условиях неравномерной изученности последнего и наименее применим при оценке перспектив отдельных пластов в малоизученном разрезе поисковой скважины.
Рассмотрим принцип НОНГП. Суть его сводится к тому, что недоказанная бесперспективность равноценна доказанной перспективности. Этот принцип предполагает деление объектов уже не на пять, а на две категории - перспективные и бесперспективные.
С позиций принципа НОНГП пласт известняка в рассмотренном выше примере по площади Шарапли должен был оцениваться как перспективный независимо от того, был ли он охарактеризован нефтенасыщенным керном или нет. Эта оценка не зависела бы и от данных промысловой геофизики, так как отмеченная неинтерпретируемость этих данных в карбонатных отложениях хотя и не подтверждала продуктивность, но и не отвергала ее, а потому и не давала доказательств бесперспективности пласта. С этих позиций нельзя было бы рассматривать как бесперспективные и «сомнительные» карбонатные пласты на месторождениях Волго-Уральской области, о которых говорилось выше.
Следовательно, принцип НОНГП свободен от недостатков принципа ПОНГП, поскольку пласт рассматривается как перспективный независимо от того, имеются для этого какие-либо доказательства его возможной продуктивности или нет. Эта независимая от случайных причин, устойчивая оценка может быть изменена лишь тогда, когда удастся доказать непродуктивность объекта, например установив, что изучаемый пласт представлен глиной или породой хотя и проницаемой, но водонасыщенной. При этом все доказательства бесперспективности должны быть вескими, однозначными и исчерпывающими. Любую неопределенность или сомнение следует рассматривать как довод в пользу мнения о пласте как перспективном объекте. Действенность такого подхода видна на примере открытия в Западной Сибири Мегионского месторождения: благодаря принятому решению опробовать нижнемеловой горизонт с «нехарактерным электрическим сопротивлением» из поисковой скв. 1 был получен фонтан нефти дебитом 240 т/сут [14]. Исключительно благодаря принципу НОНГП на востоке Туркмении была установлена газоносность коры выветривания фундамента и ангидритового пласта на Гугуртлинском месторождении, открыта газовая залежь в карбонатной толще на месторождении Саман-Тепе.
Электрический, радиоактивный и другие виды каротажа будучи высокоэффективными диагностическими средствами при разведке не могут, как показывает опыт, иметь такое же значение при поисках, поскольку они являются косвенными методами выяснения литологии и характера насыщения пластов и основываются на петрофизических зависимостях, на стадии поисков обычно неизвестных. Отсюда возникновение ошибочных отрицательных заключений о пластах. Так, первый газ Западной Сибири был получен из Березовской опорной скважины при наличии отрицательных заключений по каротажным данным. Мощный газовый фонтан в 1953 г. ударил при подъеме бурильных труб, в связи с чем, писал впоследствии Ю.Г. Эрвье, «...простой случай привел к открытию Березовского месторождения» [14, с. 11]. Первая промышленная нефть Тюмени была получена в 1960 г. на площади Шаим из скв. 2, причем «даже ставили вопрос о ее ликвидации без испытания» [14, с. 29], поскольку заключения по каротажу были отрицательными. Также отрицательными по каротажным данным были заключения по скв. 1 Карабашская, и лишь наличие газопроявлений при бурении дало основание для опробования, в результате чего в 1962 г. был открыт новый газоносный район на юге Тюменской области [6]. При отрицательном заключении по данным каротажа в 1962 г. было открыто Байрам-Алийское месторождение и доказаны большие перспективы новой газоносной провинции страны - Восточной Туркмении [9].
Подобные примеры известны не только в новых районах, какими являлись в свое время Западная Сибирь и Восточная Туркмения. В Ставрополье на эксплуатируемом месторождении Озек-Суат «...пласт IX нижнего мела, пройденный десятками глубоких скважин, интерпретировался геофизиками как водоносный. Однако геологи решили его испытать, что и было сделано в скв. 22. Был получен мощный фонтан нефти. Залежь нефти пласта IX нижнего мела оказалась более продуктивной, чем все известные до сего времени залежи Озек-Суатского месторождения» [2, с. 569].
В 1971 г. была установлена газоносность палеогеновых песчаников на Каневском месторождении, которые по данным каротажа разведочных и эксплуатационных скважин интерпретировались как водоносные [3]. Это открыло новое направление поисково-разведочных работ в западной части Краснодарского края и акватории Азовского моря [13]. Даже при весьма высокой изученности разреза, как это имеет место в ДДВ, и при современных средствах промысловой геофизики возможны ложно отрицательные оценки песчаников, содержащих токопроводящие минералы, и пластов, представленных крупнообломочными коллекторами [4, 5].
Рассмотренные и многие другие аналогичные случаи свидетельствуют о том, что отрицательные оценки пластов по каротажным данным на поисковых площадях не могут приниматься за достоверные и должны быть подтверждены результатами прямых исследований - отбором керна, боковых грунтов, опробованием испытателями пластов на каротажном кабеле, на бурильных трубах. Более того, без всестороннего анализа влияния технологических факторов на геологическую результативность опробовательских работ не могут считаться достоверными и отрицательные результаты опробования.
Например, в «карбонатных коллекторах получение воды в начальный момент еще не является доказательством отсутствия нефтенасыщения» [11, с. 14], и прекращение дренирования пласта раньше, чем будет установлен постоянный химический состав пластовой воды, может исказить оценку пласта, так же как и отсутствие притоков флюида может быть обусловлено не отсутствием проницаемости у пласта, а разнообразными технологическими причинами [10]. Поэтому детальный анализ каждого случая отрицательной оценки пласта при прямых или косвенных методах исследования является непременной предпосылкой эффективности поисков с позиций НОНГП.
Например, на упоминавшемся выше Байрам-Алийском месторождении газа поводом к опробованию «водоносного» по каротажу песчаного пласта, совершенно не проявлявшего свою газоносность при бурении и даже «молчавшего» при открытом фонтанировании высоконапорной рапы из подстилающих отложений, послужило то обстоятельство, что не удавалось логично и в полной мере объяснить наличие на кривой КС на общем «водоносном» фоне очень небольшой ступеньки, зафиксированной в скважинах на одной и той же гипсометрической глубине [9]. В другом случае здесь же в Восточной Туркмении обоснованием для заложения третьей поисковой скважины (открывшей Сакарское месторождение газа) явилось отсутствие притоков флюидов при опробовании карбонатной толщи в первых двух скважинах, причем не исключалось, что «сухость» пластов вызвана технологией их вскрытия при бурении.
В обоих случаях побудительным мотивом к продолжению поисков, приведших к открытиям месторождений, явилась неуверенность в представительности отрицательных результатов исследований пластов, или, с позиции НОНГП, недоказанная бесперспективность поисковых объектов. Выбор интервалов опробования в разрезе поисковой скважины с позиций этого принципа заключается в сосредоточении усилий на получении доказательств непродуктивности каждого из вскрытых пластов. При отсутствии доказательств или при каких-либо сомнениях пласт считается перспективным и должен опробоваться.
Число таких пластов, подлежащих поисковому опробованию, всегда будет больше, чем при отбраковке пластов с позиций ПОНГП (когда усилия направлены на получение доказательств возможной нефтегазонасыщенности пластов), поскольку «почти во всех случаях «пустые» объекты... узнаются значительно хуже, чем продуктивные» [12, с. 47]. Тем самым применение принципа НОНГП уменьшает вероятность пропуска продуктивного пласта в изучаемом разрезе поисковой скважины. При этом доля стоимости опробовательских работ, равная обычно 10-15 % стоимости поисковой скважины, естественно, возрастает. Однако затраты на опробование объектов, которые впоследствии могут оказаться непродуктивными, несравнимы с экономическим эффектом, который будет получен своевременным открытием даже одной небольшой залежи (которая могла бы быть пропущенной при использовании принципа ПОНГП). Своевременное обнаружение даже такой залежи может открыть новое направление поисково-разведочных работ или, как минимум, сократить на данной площади количество разведочных скважин.
В то же время не исключается экономия объемов опробовательских работ и их ускорение без увеличения риска пропуска продуктивных пластов. Так, в практике поисков в Восточной Туркмении среди перспективных (с позиций НОНГП) пластов различались возможно нефтегазонасыщенные, неопределенно насыщенные (т. е. коллекторы с неясным характером насыщения) и неопознанные (коллекторы или нет - неясно). Число пластов всех трех видов в слабоизученных разрезах поисковых площадей в 60-х годах доходило до 60-70. Группирование же пластов главным образом третьего вида в один объект опробования позволяло сокращать общее число поисковых объектов в разрезе площади до 10-20 [10].
Таким образом, в общем случае с наилучшим эффектом принцип позитивной оценки перспектив может быть применен для прогноза нефтегазоносности крупномасштабных геологических объектов, а принцип негативной оценки - при поисках на мелкомасштабных объектах и, прежде всего, при выборе пластов для опробования в поисковых скважинах. При этом ориентация на негативную оценку перспектив отнюдь не означает, что можно, например, отказаться от наблюдений за нефтегазопроявлениями в процессе бурения скважин, коль скоро при НОНГП замеченные признаки нефти и газа все равно не создают приоритета для проявляющих интервалов разреза. Напротив, все это нужно делать не менее тщательно, чем при применении принципа ПОНГП. Однако при прочих равных условиях замеченные благоприятные признаки следует использовать не для обоснования первоочередности поискового изучения и опробования проявляющего пласта или пачки пластов, а для подтверждения доказательства, что рассматриваемый объект не является бесперспективным, ибо в разрезе той же скважины могут существовать другие, промышленно более ценные пласты, для которых аналогичные благоприятные признаки почему-то не обнаружены. Если же удастся достоверно установить, что отсутствие таких благоприятных признаков у других объектов не случайно, то это явится не чем иным, как доказательством бесперспективности отдельных интервалов разреза скважины, которые, следовательно, не представляют интереса для поисков.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Анцупов П.В., Айзберг Р.Е., Синичка А.М. О районировании Припятской нефтегазоносной области. - Геология нефти и газа, 1969, № 1, с. 25-29.
2. Белов К. А., Бородин Я. Ф. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений в Ставропольском крае и Калмыцкой АССР. - В кн.: Методика поисково-разведочных работ на Нефть и газ. М., 1964, с. 17-24.
3. Жабрев И.П. О задачах геологоразведочных работ на газ. - Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений, 1974, № 1, с. 3-9.
4. Зайковский Н.Я., Егурнова М.Г., Каледин Г. И. О некоторых особенностях коллекторов нефти и газа месторождений Днепровско-Донецкой впадины. - Нефтяная и газовая промышленность, 1974, № 4, с. 6-8.
5. Зайковский Н.Я., Егурнова М.Г., Каледин Г. И. Типы и геофизическая характеристика терригенных пород-коллекторов Днепровско-Донецкой впадины. - Нефтяная и газовая промышленность, 1976, № 5, с. 8-10.
6. Мизанов Н.В. Стратегия поиска. - В кн.: Разбудившие землю. Свердловск, 1965, с. 88-97.
7. Ованесов Г.П. Повышение эффективности работ по испытанию разведочных скважин.- В кн.: Техника и технология испытания скважин. М., 1969, с. 3-8.
8. Поисковые критерии прогноза нефтегазоносности / С. Г. Неручев, М. Ф. Двали, В. А. Кротова и др. Л., Недра, 1969.
9. Соколов В. Я. Новое газовое месторождение Восточной Туркмении - Байрам-Али. - Геология нефти и газа, 1962, № 11, с. 6-10.
10. Соколов В.Я. Опыт решения геологических задач при поисково-разведочных работах на нефть и газ в Восточной Туркмении. - НТО. Сер. Нефтегаз, геол. и геофиз. М., ВНИИОЭНГ, 1971.
11. Сулейманов Э.И., Абдулин Н.Г. Усовершенствование методов поисков и разведки небольших месторождений Татарии. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1979, № 10, с. 12-16.
12. Холин А.И. О причинах большей сложности выявления пустых объектов по сравнению с продуктивными. - Геология нефти и газа, 1969, № 11, с. 16-21.
13. Царев В.А., Дворкин 3.Н. Перспективы поисков залежей газа в низкоомных коллекторах олигоцен-эоценовых отложений Ейско-Березанского газоконденсатного района Краснодарского края. - Геол. и разв. газ. и газоконденсат, м-ний, 1974, № 1, с. 14-18.
14. Эрвье Ю.Г. Сибирские горизонты. - В кн.: Разбудившие землю. Свердловск, 1965, с. 3-35.
15. Pratt W. Е. Toward a philosophy of oil- finding. BAAPG, 1952, v. 36, N 12, p. 13-21.
Поступила 12/1 1982 г.