К оглавлению

УДК 550.83 (574.1)

Эффективность разведочной и промысловой геофизики в Прикаспийской впадине

Н.А. САВОСТЬЯНОВ (Миннефтепром), В.П. ШЕБАЛДИН (Саратовнефтегеофизика), П.А. БРОДСКИЙ (Союзпромгеофизика), А.В. РУЧКИН (ВНИГИК)

Прикаспийская впадина стоит в ряду крупнейших нефтегазоносных провинций страны и мира. Основным объектом при ее разведке является подсолевой комплекс осадочных пород, представленный на большинстве структур карбонатными отложениями, где сосредоточена большая часть извлекаемых прогнозных ресурсов УВ этой впадины.

Геофизические методы, в том числе и основной метод поиска - сейсморазведка, до 70-х годов давали весьма скудную информацию о геологическом строении подсолевых отложений, что объясняется, прежде всего, многообразием и сложностью строения соляно-купольных структур. Появление методики ОГТ, цифровой регистрации и обработки сейсморазведочных данных на ЭВМ позволило принципиально изменить возможности сейсморазведки и получить информативные результаты о геологическом строении подсолевого комплекса. Тем не менее сложность сейсмогеологических условий Прикаспийского региона (низкое качество регистрируемых сигналов от палеозойских горизонтов, сложное для интерпретации интерференционное волновое поле, резкая скоростная неоднородность) заметно снижает геологическую эффективность сейсморазведки при поисках подсолевых объектов.

К 1988 г. во впадине, включая погребенный северо-западный шельф, отработано около 150 тыс. км профилей МОГТ с кратностью профилирования от 6 до 90, что составляет в среднем по впадине 0,3 км/км².

Более изученными сейчас являются прибортовые зоны впадины с залеганием подсолевого ложа до глубины 7 км (в Гурьевской области плотность профилей 1,4-1,8, в Саратовской и Волгоградской 1-1,6 км/км²), здесь же имеют место и наиболее высокая кратность профилирования, и глубина обработки на ЭВМ. Менее всего изучена центральная часть впадины, где подсолевое ложе залегает на глубинах 7-11 км, а плотность профилей составляет всего 0,1 пог. км/км². В настоящее время 13 геофизических предприятий Мингео и Миннефтепрома отрабатывают в год свыше 30 тыс. км профилей в 24-48-кратном исполнении.

Динамичное развитие сейсморазведки МОГТ в X и XI пятилетках позволило выявить основные тектонические элементы подсолевого этажа, в частности Астраханский, Гурьевский, Жаркамысский, Енбекский, Карачаганакский выступы, и подготовить в их пределах в зонах развития карбонатных толщ серию подсолевых структур [1, 2, 4].

На наиболее крупных из них (Тенгиз, Карачаганак, Жанажол) было оперативно начато бурение поисковых скважин. К настоящему времени в карбонатном комплексе подсолевого палеозоя открыто 20 месторождений нефти и газа, в том числе Астраханское, Тенгизское, Карачаганакское, а также Королевское, Жанажольское и др.

Своеобразие открытых месторождений состоит в том, что они в основном приурочены к крупным органогенным постройкам, характеризуются высоким этажом залежи (до 1500 м), массивным строением, наличием зон АВПД с агрессивной средой, фациальной неоднородностью разреза, большой глубиной залегания нефтегазоносных отложений (4-7 км).

Успеху сейсмических исследований в открытии подсолевых месторождений способствовало активное использование ЭВМ ЕС с расширенным математическим обеспечением, совершенствование техники и методики полевых работ МОГТ. В 80-е годы начинают применяться полевые системы наблюдений повышенной кратности. Как при этом улучшаются параметры, характеризующие качество «подсолевой» информации, видно из следующих данных (для горизонта П₁ - поверхность подсолевых отложений):

кратность МОГТ	Соотношение сигнал-помеха	Коэффициент когерентности
12	1,5-2,5	0,38-0,42
24	2,6-4,0	0,45-0,58
48	3,2-4,5	0,54-0,65
96	3,9-4,7	0,65-0,72

Для горизонта П₁ (поверхность терригенного комплекса девона) эти параметры немного ниже, а вот для отражений между горизонтами П₁ и П₃ они ниже уже в 1,5-2 раза.

Следует иметь в виду, что для решения структурных задач качество информации считается удовлетворительным при достижении соотношения энергии сигнал-помеха 5, коэффициента когерентности 0,7, а для решения неструктурных задач и анализа скоростных параметров - соответственно не менее 10 и 0,8. Таким образом, сейсморазведка в Прикаспийской впадине еще не достигла необходимого уровня для эффективного решения задач, и увеличение кратности профилирования - один из главных путей повышения качества геологической информации, тем более, что сейчас основной объем работ выполняется с кратностью 24.

Другой путь повышения качества - переход к площадным системам наблюдений. С конца 70-х годов получает развитие методика широкого профиля, которая позволяет повысить эффект борьбы с волнами-помехами.

В 1982 г. начался новый этап в развитии сейсморазведки МОГТ в Прикаспийской впадине - сначала на месторождениях Тенгиз и Карачаганак, а затем на Королевском и Тажигали стала проводиться пространственная (трехмерная) сейсморазведка. К настоящему времени завершена обработка материалов по Тенгизскому и Королевскому месторождениям на площади 800 км². Этот огромный объем исследований выполнялся силами ПО Саратовнефтегеофизика в интенсивном режиме на протяжении шесть лет.

Система пространственных наблюдений (расстояние между профилями 37,5 м) и соответствующая обработка на ЭВМ позволили получить детальную сейсмическую информацию по горизонтальным срезам на всей отснятой площади. Было достигнуто улучшение качества результатов за счет более точного учета кинематических и статических поправок, применения трехмерной миграции, получения на предварительном этапе подсуммированных разрезов повышенной кратности.

Хорошие методические результаты достигнуты при создании и использовании программ математического моделирования, «замещения» слоя, трехмерной обработки и интерпретации данных высокоточной гравиразведки, визуализации промежуточных и итоговых материалов, прогнозирования геологического разреза. Основные геологические результаты проведенных на Тенгизском и Королевском месторождениях работ заключаются в следующем.

Сейсмостратиграфический анализ временных срезов и разрезов с учетом данных бурения, ГИС, ВСП, гравиразведки позволил разделить подсолевую толщу в пределах месторождений на ряд литологически разнородных сейсмофациальных комплексов (СФК). Анализ скоростей и фаций в подсолевых отложениях по материалам ВСП, математического моделирования, программам «замещения» слоя, псевдоакустического преобразования, мгновенных параметров, анализ плотностей по данным ГИС, изучения шлама и керна и прогноза по гравиметрическим данным дал основание выделить подсолевой, фланговый СФК в качестве бокового литологического экрана. Это позволило обосновать увеличение глубины резервуара для месторождения Тенгиз на 600 м, а для Королевского на 280 м, тем самым значительно увеличился объем резервуаров и ресурсы УВ. Последующее бурение склоновой скв. 10 Тенгизской подтвердило этот прогноз - она прошла 500 м по глинисто-карбонатному, «запирающему» СФК, и на глубине 5400 м вскрыла нефтенасыщенные карбонатные отложения.

Горизонтальный срез (рис. 1), соответствующий глубинам 4800-4900 м, демонстрирует характер строения биогермного сейсмофациального комплекса Тенгизского и Королевского карбонатного массива и обрамляющего слоистого глинисто-карбонатного СФК, что отчетливо видно и на временном разрезе по профилю 068554 (рис. 2). Специальные виды обработки, в том числе построение разрезов мгновенных амплитуд и мгновенных частот, дают возможность подчеркнуть петрофизические различия СФК, слагающие карбонатные массивы, тип контактов между ними, показать экранирующее значение фланговых СФК массива.

Благодаря уточнению скоростных параметров разреза, высокой плотности наблюдений и наличию горизонтальных срезов повысилась точность структурных построений по всем горизонтам палеозоя.

Уточнена модель геологического строения и схема развития Тенгизского и Королевского массивов и всей Приморской карбонатной платформы. Пространственная сейсморазведка позволила сократить объем разведочного бурения, внести коррективы в проектные разрезы скважин и их конструкцию, оптимизировать размещение и глубины разведочных и эксплуатационных скважин и, в конечном счете, ускорить разведку и освоение Тенгизского и Королевского месторождений.

Вместе с тем был выявлен и ряд ограничений. Оказалось невозможным разделить акустически слабо дифференцированный разрез карбонатных массивов по пористости (или плотности), большие сложности вызывает определение скоростных характеристик в подсолевых отложениях, требуют дальнейшего совершенствования другие аналитические способы.

Высокие перспективы, подтвержденные открытием месторождений в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины, ставят перед разведочной геофизикой задачи дальнейшего повышения ее геологической эффективности:

необходимо продолжить изучение строения подсолевых отложений до глубин 15-30 км для установления глобальных закономерностей формирования и строения впадины;

повысить качество сейсмической информации главного поискового метода - сейсморазведки МОГТ - для обеспечения большей достоверности конечных результатов, продолжить выявление и детализацию крупных тектонических структур и зон развития карбонатных комплексов палеозоя, перейти на кратность профилирования 48-96.

На вновь открываемых месторождениях следует проводить пространственную сейсморазведку с целью оптимального изучения их разведочным бурением, для чего необходимо в короткие сроки обеспечить увеличение обрабатывающих мощностей ВЦ в производственных организациях Миннефтепрома и Мингео в районах Прикаспийской впадины.

Следует расширить применение скважинной, околоскважинной и межскважинной сейсморазведки на разведочных площадях, на этапе интерпретации усилить комплексный анализ всех геолого-геофизических данных (разведочной геофизики, ГИС, ГТИ).

Эффективность промысловой геофизики при изучении подсолевых отложений Прикаспийской впадины можно оценить по результатам разведочных работ, выполненных в последние 5-10 лет на месторождениях Тенгиз, Астраханское, Карачаганак, Жанажол, Урихтау. Продуктивными здесь являются карбонатные породы нижней перми и карбона со сложной структурой порового пространства, залегающие на глубинах 3000-5500 м.

Комплекс методов ГИС, применяемый в Прикаспии, определяется различными геолого-техническими условиями, присущими тем или иным месторождениям (таблица).

Наиболее специфичным является Тенгизское месторождение, характеризующееся широким развитием АВПД с коэффицентом аномальности 2 и разбуриваемое на непроводящих электрический ток известково-битумных растворах (ИБР). Использование ИБР ограничивает комплекс ГИС: методы электрического каротажа (ПС, БКЗ, БК, МК, БМК) не применяются, а индукционный каротаж (ИК) малоэффективен из-за высокого удельного электрического сопротивления (УЭС) пород (>100 Ом*м) в продуктивной части разреза. Поэтому при исследовании скважин Тенгизского месторождения используются лишь методы радиоактивного и акустического каротажа и отчасти - диэлектрический каротаж (ДК).

На других месторождениях применяется более широкий комплекс методов ГИС, включая ПС, БКЗ, БК, БМК, МК, ГК, ННК, ГГК, АК, хотя их эффективность при изучении разрезов скважин неодинакова.

Метод ПС в условиях карбонатного разреза, высокой минерализации бурового раствора и содержания в нем железистых соединений дает незначительную информацию о свойствах пород. Для количественной интерпретации этот метод практически неинформативен.

БКЗ в аналогичных условиях также малоинформативно, используются лишь для определения УЭС единичных однородных пластов толщиной более 6 м с целью проверки масштаба регистрации аппаратуры БК.

Индукционный каротаж в больших объемах проводится в скважинах, бурящихся на непроводящем растворе. Отечественная аппаратура ИК обеспечивает надежное измерение УЭС пород до 80-100 Ом*м. Поэтому данные ИК используются в основном для определения УЭС водоносных пород.

Данные БК являются основными при определении УЭС неоднородных карбонатных пород при минерализованном буровом растворе.

Исследования двухзондовой аппаратурой бокового каротажа БКС-2 в больших объемах были выполнены на Жанажольском, Астраханском и Карачаганакском месторождениях. Полученные результаты успешно используются для выделения коллекторов в продуктивной толще по наличию в них зоны понижающего проникновения.

Разновременные замеры зондом бокового каротажа БК-3 проводились на Карачаганакском месторождении. Их результаты оказались полезными для выделения коллекторов по наличию эффекта снижения КС во времени и для обоснования нижнего предела пористости коллекторов.

Стандартный микрокаротаж малоэффективен при выделении и оценке коллекторов. Его эффективность повышается лишь в скважинах с относительно пресными глинистыми буровыми растворами. Другим фактором, снижающим информативность микрокаротажа, является высокая кавернозность ствола скважин. Это же отрицательно влияет на эффективность других методов с прижимом датчиков к стенке скважины: БМК, ГГКП, НК. Применение гидрогелевых буровых растворов также ограничивает использование данных МК.

Боковой микрокаротаж - один из наиболее широко применяемых методов для выделения и оценки коллекторов на многих месторождениях Прикаспийской впадины.

Другим высокоэффективным и еще более универсальным методом при решении этой задачи является акустический каротаж. При его проведении использовалась как аппаратура типа СПАК, так и AKI-841. Данные АК по скорости широко используются для оценки литологического состава и пористости карбонатных пород в комплексе с другими методами ГИС. В достаточно большом объеме выполнены исследования методом широкополосного низкочастотного АК с регистрацией параметров продольных и поперечных волн и волн Лэмба. В продуктивных толщах Жанажольского, Карачаганакского и Астраханского месторождений по результатам таких исследований были выделены предположительно трещинные коллекторы с пористостью ниже граничной. Однако испытания нескольких таких интервалов не дали однозначных результатов, что затрудняет использование этих данных при подсчете запасов.

При исследовании скважин Прикаспия впервые в СССР успешно применен индикаторный метод по радону (ИМР) для выделения коллекторов и уточнения их типа. Наибольший объем работ ИМР выполнен на Тенгизском месторождении (15 скважин). Кроме того, были исследованы четыре скважины Карачаганакского и одна - Астраханского месторождений. По данным ИМР определялся коэффициент динамической пористости Кп.д, который соответствует объему пор, заполненному меченой жидкостью. Методика определения Кп.д, разработанная в МИНГе, позволила провести оценку фазоемкостных свойств сложно построенных продуктивных коллекторов ряда месторождений. По данным ИМР был обоснован нижний предел величины граничной пористости Кп.гр коллекторов, равный 3 % для нефти на Тенгизском, 3,6 % для газа и 5,3 % для нефти на Карачаганакском и 3,5 % для газа на Астраханском месторождениях. Эти величины Кп.гр хорошо согласуются с данными других методов обоснования нижнего предела коллектора.

На ряде скважин были выполнены исследования методом волнового диэлектрического каротажа (ВДК), результаты которого использовались для оценки объемной водонасыщенности карбонатных пород. Однако окончательного вывода об эффективности ВДК при изучении коллекторов Прикаспийской впадины из-за малого объема работ и отсутствия серийной скважинной аппаратуры пока сделать нельзя.

На двух скважинах Карачаганакского месторождения был успешно опробован гидродинамический каротаж (ГДК). Дальнейшее применение этого метода сдерживается из-за отсутствия серийной термобаростойкой аппаратуры.

Для всестороннего изучения геологического разреза месторождений Прикаспийской впадины на каждом из них были пробурены одна-две базовые скважины с полным отбором керна и проведением максимально возможного комплекса ГИС.

Материалы ГИС по всем месторождениям широко использовались при подсчете запасов УВ. С их помощью определялись: литологический состав пород, коэффициент общей, межзерновой и каверновой пористости, коэффициенты нефте- и газонасыщенности, эффективная толщина коллекторов, положение межфлюидных разделов (ВНК, ГВК, ГНК) [3-5].

Достаточно высокий вынос керна из подсолевых карбонатных отложений позволил выполнить широкий комплекс петрофизических исследований для обоснования методик количественной интерпретации данных ГИС по всем месторождениям.

Выделение коллекторов и определение их эффективных толщин - наиболее важная и сложная задача для подсолевых отложений Прикаспийской впадины. Применяемые типы буровых растворов (см. таблицу) снижают эффективность ГИС. Практически на всех месторождениях выделение коллекторов в продуктивной части разреза осуществлялось по косвенным количественным критериям, которые обосновывались результатами испытаний и исследованиями керна. В качестве количественного критерия использовалась величина общей пористости Кпр начиная с которой при испытании получают промышленный приток пластовых флюидов.

Традиционный метод выделения карбонатных коллекторов по граничным значениям пористости, установленным по испытанным интервалам, оказался малоэффективным, поскольку вызов притока осуществлялся после СКО испытуемого интервала, в результате которой подключаются к работе пористые пласты за интервалом перфорации. Это, прежде всего, относится к породам с низкими коллекторскими свойствами, близкими к граничным. В условиях неоднородных карбонатных пород такой подход не позволяет обосновать действительный нижний предел коллектора.

Подсолевые продуктивные карбонатные отложения характеризуются низкой остаточной водонасыщенностью (<10 % для Астраханского, <5 % для Карачаганакского, <8 % для Тенгизского, <15 % для Жанажольского и Урихтауского, <10 % для Западно-Тепловского). В этих условиях обеспечивается высокая эффективность данных ГИС при оценке характера насыщения коллекторов. Для коллекторов порового типа характер их насыщенности оценивается по критическим значениями Кв, Рн и , которые обосновываются по данным испытаний и результатам исследования керна. При оперативной интерпретации данных ГИС эффективность заключений в среднем составляет 0,8, т. е. достаточно высока. Ошибки в основном связаны с отсутствием в продуктивной части разреза коллекторов порового типа. Кроме того, задача оценки характера насыщения по данным ГИС пока не решается при бурении скважин на ИБР (Тенгизское месторождение).

Недостаточная эффективность ГИС имеет место при определении ГНК. Влияние газа на результаты повторных замеров НГК в колонне, а также НК, ГГКП, АК практически не отмечается. Это связано с тем, что в условиях больших глубин и высокого содержания конденсата в газе величины плотности и водородосодержания для нефти и газоконденсатной смеси мало различаются.

По данным ГИС успешно определялись коэффициенты общей Кп, межзерновой  и каверновой  пористости карбонатных пород методом комплексной интерпретации данных НГК, ГГКП, АК. Методика интерпретации в каждом случае обосновывалась петрофизическими исследованиями керна.

Оценка величины трещинной пористости для трещинного коллектора Тенгизского месторождения осуществлялась по результатам исследования шлифов. Для определения этого параметра по данным ГИС обоснованные методики пока отсутствуют.

При утверждении запасов УВ по всем месторождениям Прикаспийской впадины величина Кп принята по данным ГИС, что свидетельствует о высокой эффективности геофизических исследований.

Коэффициенты нефте- и газонасыщенности на всех месторождениях, кроме Тенгизского, определялись методом сопротивлений с использованием петрофизических связей  и

На Тенгизском месторождении, в связи с отсутствием в комплексе ГИС методов сопротивления, определение коэффициента нефтегазонасыщенности осуществлялось по величине общей пористости Кп пород с использованием зависимости , обоснованной исследованиями образцов керна.

Контроль достоверности определенных по данным ГИС значений Кп и Кг проводился по результатам исследований керна, поднятого при бурении на безводном буровом растворе. При утверждении запасов были приняты величины Кн и Кг по данным ГИС. Лишь по Карачаганакскому месторождению из-за недостаточной изученности связи  в области низких (<10 %) значений остаточной водонасыщенности коллекторов значения Кнг были приняты по результатам капилляриметрических исследований керна.

Для повышения эффективности ГИС при изучении подсолевых отложений Прикаспийской впадины необходимо скорейшее решение следующих задач:

внедрение аппаратуры многозондового бокового каротажа;

создание и внедрение комплексной многопараметровой термобаростойкой аппаратуры основных методов ГИС;

широкое применение ИМР;

внедрение технологии и техники геофизических исследований в процессе испытания скважин в открытом стволе и в колонне, в том числе в агрессивных средах;

более активное внедрение цифровой регистрации, автоматизированной обработки и интерпретации геолого-геофизической информации;

внедрение комплексов наземных технических средств и программного обеспечения для геофизических, геохимических и геолого-технологических исследований поисковых и разведочных скважин в процессе бурения.

Необходимо разработать и обосновать методики и технологии ГИС для низкопористых пластов с ухудшенными ФЕС и сложной вторичной структурой пустотного пространства, а также методики учета битуминозности пластов при полиминеральном составе карбонатных пород.

Это позволит расширить круг геолого-промысловых задач, повысить достоверность и качество их решения службой ГИС при поисках, разведке и разработке месторождений нефти и газа в глубокозалегающих подсолевых отложениях Прикаспийской впадины.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Вылевский Г.А., Троянский В.Т., Чуприна В.Ф. Совершенствование геологической интерпретации данных сейсморазведки по Карачаганакскому газоконденсатному месторождению на основе двумерного математического моделирования // Геология нефти и газа.- 1986.- № 4.- С. 17-23.

2. Габриэлянц Г.А., Литвиненко А.П., Проскурин В.И. Значение детализационной сейсморазведки МОГТ при оценке запасов Астраханского месторождения // Геология нефти и газа.- 1987.-№ 9.-С. 1-5.

3. Изучение фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов радоновым индикаторным методом//М.С. Макаров, Д.Б. Пинкензон, В. П. Филиппов и др.//В кн.: Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах.- М.- 1987.-С. 137-141.

4. Использование данных ГИС для обоснования подсчетных параметров газовых и газоконденсатных месторождений Прикаспийской впадины / Г.X. Шерман, А.К. Демидов, Я.Г. Бурштынович и др. // Геология нефти и газа.- 1984.- № 12.- С. 37-43.

5. Методика определения подсчетных параметров месторождения Тенгиз по промыслово-геофизическим данным с применением ЭВМ / Г.А. Шнурман, А.Ф. Боярчук, В.С. Афанасьев и др. // В кн.: Совершенствование методов изучения и подсчета запасов нефти в карбонатных и эффузивных породах.- М.- 1987,- С. 94-102.

Таблица Геолого-технические условия основных месторождений Прикаспийской впадины, приуроченных к подсолевым отложениям

Показатели	Месторождения
	Тенгизское	Астраханское	Карачаганакское	Жанажольское
Глубина кровли продуктивной толщи, м	3800	4000	3600	3400
Пластовая температура, °С	90-120	100-110	80-90	70
Пластовое давление, МПа	80-86	60	58,0	43
Коэффициент аномалийности	2,0	1,54	1,4	1,3
Минерализация пластовой воды, г/л	250-280*	110	150	90
Высота залежи	1200	200	1360	500
Состав УВ	Нефть	Газ	Нефть и газ	Нефть и газ
Тип промывочной жидкости (ПЖ)	Известково-битумный раствор	Глинистый раствор	Гидрогелевый	Гидрогелевый
Плотность ПЖ, г/л	1,8-2,2	1,4-1,6	1,3-1,5	1,3-1,4
Агрессивные компоненты	H2S	H2S, CO2	H2S	H2S
УЭС ПЖ при 20°С, Ом-м		0,05	0,025	0,04
Глубина ГВК, ВНК, м	Не вскрыт	4050-4120	5130-5160	4050-4100

* По соседним площадям

Рис.1. Горизонтальный срез на t₀=2,76 с:

Т - Тенгизский, К - Королевский, П₁ - контур массивов по горизонту П₁, R - контур биогермного СФК массивов по контакту с фланговым, запирающим СФК.

Рис. 2. Временной разрез по профилю 068554 через Королевский массив:

П₁ - поверхность подсолевых отложений, П₃ - поверхность отложений терригенного девона, R - зона флангового, запирающего СФК