С.В. ПОТАПЬЕВ (ЦГЭ)
8-12 декабря в Москве в рамках НТС Миннефтепрома, ВДНХ СССР и Московского правления НТО нефтяной и газовой промышленности состоялся семинар (Материалы семинара готовятся к публикации в 1989 г. в обзорах ВНИИОЭНГа «Научно-производственные достижения нефтяной промышленности в новых условиях хозяйствования» и «Разведка и разработка морских месторождений нефти и газа».) по проблеме применения детальной сейсморазведки для доразведки нефтегазовых месторождений. Семинар был организован ЦГЭ и проходил под руководством Г.Н. Гогоненкова.
В его работе приняли участие более 180 специалистов из 49 производственных и научных организаций, представляющих практически все нефтедобывающие провинции страны.
Главное внимание было уделено обмену опытом применения детальной сейсморазведки на этапе проектирования и разработки месторождений и рассмотрению первых результатов выполнения принятой три года назад отраслевой «Программы по повышению эффективности разработки нефтяных и газонефтяных месторождений на 1986-1990 гг.».
Во вступительном слове В.В. Стасенков (MHП) охарактеризовал состояние дел в отрасли с подсчетом запасов УВ на месторождениях, отметил, что альтернативы для повышения продуктоотдачи месторождений, помимо применения детальной сейсморазведки до составления технологических схем разработки, пока нет. Поэтому НТС должен учесть опыт положительного применения сейсморазведки и обратить особое внимание на проверку рекомендаций бурением и на более тесный контакт геофизиков и разработчиков.
В обзорном докладе группы авторов (Г.Н. Гогоненков, С.Н. Птецов и др.) были освещены результаты детальной сейсморазведки, позволившие прирастить запасы нефти категорий C1 и С2, уточнить положение более 1000 проектируемых разведочных и эксплуатационных скважин.
С началом реализации указанной выше программы с применением новейшей техники и технологии, включая трехмерные сейсмические наблюдения, ВСП и ГИС, выяснились пределы разрешающей способности методов и точности определения прогнозируемых параметров залежей нефти и газа.
Проведение детализационных работ МОГТ по доразведке месторождений осуществляется с перевыполнением плановых объемов и в установленные сроки. По всем завершенным объектам получены новые геологические результаты. Особенно успешно эти работы идут в Западной Сибири, где в середине 1988 г. выполнены полевые сейсмические наблюдения на 24 месторождениях, переданы заключения разработчикам по 12 площадям, отработано 8502 км сейсмических профилей (планировалось 7900) и пробурено 118 оценочных скважин (план 106). На девяти месторождениях уточнены внешние контуры распространения потенциальных коллекторов, на четырех определены границы выклинивания коллекторов и их глинизации, на семи площадях закартировано неоднородное строение коллекторов. На Быстринском месторождении подтвержден прогноз распространения газовых шапок. Материалы детализационных сейсморазведочных работ используются в практике размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин и учитываются при обосновании технологических схем разработки месторождений.
Выполнено и обработано больше половины запланированного объема наблюдений также в Башкирии, Татарии, Куйбышевской и Пермской областях, на Мангышлаке.
Обсуждение проводилось последовательно по трем большим проблемам: результаты применения детальной сейсморазведки, совершенствование программно-методического обеспечения детальной сейсморазведки, применение детальной сейсморазведки на море.
Наиболее представительная серия сообщений касалась рассмотрения результатов по Западной Сибири: доклады Н.Е. Павлова, Ю.Б. Фаина, Б.М. Бикбулатова по всей нефтегазоносной провинции и по отдельным районам - Шаимскому (С.А. Хамлова), Среднеобскому (С.Н. Птецова, Г.В. Бусыгина, Н.М. Белкина и др.). По Среднему Приобью на примере Быстринского и Маслиховского месторождений демонстрировались результаты новых, более углубленных способов обработки и интерпретации материалов трехмерной сейсморазведки, ВСП и ГИС.
Отмечалось отставание сейсморазведочных детализационных работ на месторождениях, уже введенных в эксплуатацию (Талинское, Северо-Даниловское, Вахское), а там, где они выполнены с опережением, на многие годы затягивается проверка рекомендаций бурением (Ем-Еговское, Малобалыкское). Частично такое положение объясняется тем, что не налажен деловой контакт между геофизическими и нефтедобывающими предприятиями.
В терригенном, акустически слабо дифференцированном разрезе Западной Сибири недостаточна вертикальная разрешенность сейсмических данных, не позволяющая пока надежно прогнозировать коллекторские свойства продуктивных пластов эффективной толщиной менее 10 м. Затруднено составление объемных моделей месторождений.
В Томской области, по сообщению В.П. Бродского и Г.В. Пушкарского, перспективы детализационных работ связывают также с повышением разрешающей способности метода и более детальным расчленением континентальных и прибрежно-морских отложений васюганской свиты.
Ряд сообщений был сделан представителями организаций, проводящих детализацию сейсморазведочных работ в Волго-Уральской НГП. В выступлении группы авторов (С.Н. Калабин, Л.К. Орлов и др.) показано, что в Пермской области и Удмуртской АССР применение детализационной сейсморазведки на всех стадиях освоения месторождений открыло новое направление изучения нефтяных и газовых залежей. Сейсморазведка применяется в комплексе с автоматизированной интерпретацией материалов ГИС, позволяющей строить карты ФЕС коллекторов, с анализом результатов геофизического контроля за разработкой нефтяных месторождений, а также с другими геологическими, промысловыми и геофизическими данными.
В Башкирии (М.Б. Даниличева, В.А. Тихонова и др.) на семи месторождениях, где была применена детализационная сейсморазведка, получен прирост запасов нефти. После уточнения технологической схемы разработки Петропавловского месторождения коэффициент эффективности по продуктивности коллекторов в результате проходки 33 скважин составил 94 %. Разработана методика комплексной интерпретации геолого-геофизических данных для ловушек различного морфолого-генетического типа.
Эффективность детализационной сейсморазведки при доразведке тектонически экранированных залежей нефти показана в совместном выступлении геологов и геофизиков Оренбургской области (А.П. Моргунов, О.А. Хоментовская и др.). Приведен пример, когда на начальной стадии разведочных работ точность сейсмических построений составляла 128 м, после же постановки детализационной сейсморазведки она при определении гипсометрии афонинского горизонта достигла ±10 м, что сопоставимо с результатами глубокого бурения. Трассирование нарушений позволило доказать высокую перспективность опущенных тектонических блоков.
В Прикумской зоне поднятий на Ставрополье доразведано Озек-Суатское месторождение. Сообщение (А.И. Дегтярев, В.И. Акимов и др.) интересно тем, что иллюстрирует необходимость постановки детализационной сейсморазведки даже на хорошо изученном бурением (более 200 скважин) месторождении. В результате комплексной интерпретации полученных данных построена совершенно новая геологическая модель месторождения, подтвердившаяся первыми из числа рекомендованных пробуренными скважинами.
Вторая группа сообщений, как уже отмечалась, объединена тематикой совершенствования программно-методического обеспечения детальной сейсморазведки. В ряде докладов на примерах Западной Сибири (В.В. Кирсанов, С.С. Эльманович и др.) и Куйбышевского Поволжья (А.А. Пилов, В.И. Рихтер и др.) показаны новые разработки в области комплексирования данных сейсморазведки, ГИС и бурения. На примере комплексной интерпретации материалов по Средне- и Малобалыкскому месторождениям нефти, выполненной с позиций историко-геологического анализа и оценки динамических параметров сейсмического поля, показана структурная ситуация и осуществлен прогноз зон развития потенциальных коллекторов и ловушек УВ в наклонных горизонтах клиноформных комплексов неокома. Продемонстрирована методика стратиграфической привязки отражающих горизонтов, позволившая осуществить надежную корреляцию пластов-коллекторов в склоновой формации неокома.
Опробование методики автоматизированного анализа амплитуд с целью уточнения контуров нефтеносности на Родниковом месторождении позволило определить зоны повышенных эффективных толщин продуктивных горизонтов с точностью ±4,8 м при средней толщине 16 м.
В Куйбышевском Поволжье для повышения качества прогноза успешно применено двухмерное геосейсмическое моделирование. Предложено два способа уточнения границ нефтяной залежи, основанных на использовании структурного и амплитудного признаков. Применение первого из них позволило на Сологаевском месторождении вдвое увеличить площадь нефтеносности. Второй способ успешно опробован на Суравинском месторождении.
В Волго-Камском бассейне при разведке и подсчете запасов в антиклинальных залежах нефти данные сейсморазведки и ГИС успешно комплексируются с результатами гидродинамических исследований скважин (Ю.Г. Гаврин и др.; Э.П. Халабуда, Е.Б. Грунис и др.). Разработаны методики, позволяющие решать задачи типизации подготовленных сейсморазведкой структур по количеству и качеству коллекторов в разрезе на основе субфациального подхода. Удовлетворительные результаты опробования методики демонстрировались на примере сложнопостроенного Гежского месторождения, где прогноз числа выделенных продуктивных пачек подтвердился бурением на 85 %.
Другое направление такого комплексирования связано с определением объема малоразмерных залежей нефти. При этом используется одна скважина, пробуренная в своде поднятия, вместо трех-четырех, применяемых обычно при объемном методе подсчета запасов.
Задача оптимизации сетки добывающих скважин при помощи детализационной сейсморазведки решалась в Татарии (Э.П. Халабуда, Т.А. Мыслина и др.) путем применения высокоразрешающей модификации. В результате доразведки разбуриваемых площадей выявлено более 140 новых объектов, на 53 ранее утвержденные скважины отменены как бесперспективные.
Группой авторов (А.Г. Авербух, Г. В. Бусыгин и др.) для Шаимского нефтегазоносного района предложена оригинальная методика геологической интерпретации данных детализационных работ, основанная на тщательном изучении сейсмофаций и условной палеоглубины бассейна осадконакопления. Сделан вывод, что определяющим фактором в распространении продуктивного пласта является глубина палеобассейна.
В Белоруссии при использовании виброисточников удалось повысить разрешающую способность пространственной сейсморазведки и предложить оригинальный способ динамического сейсмического зондирования, позволяющий прогнозировать акустику ниже забоя скважины (А.Ф. Савченко, В.Н. Бескопыльный и др.). С помощью этой методики на Северо-Дубровской и Первомайской площадях обнаружены акустические аномальные зоны, связываемые с биогермами.
Третья группа сообщений посвящена применению детальной сейсмики для доразведки морских месторождений нефти и газа. Данные об эффективности таких работ на шельфе Баренцева моря приведены в коллективных докладах Ф.Л. Грузера, И.Н. Керусова и др. В них отмечалось, что основные залежи УВ приурочены здесь к континентальным прибрежно-морским отложениям пермо-триаса, характеризующимся сильной литолого-фациальной изменчивостью, что при подсчете запасов требует бурения большого числа разведочных скважин. Относительно низкие затраты при проведении морских сейсморазведочных работ в сравнении с высокой стоимостью морского бурения заставили значительно увеличить объемы детализационных исследований в процессе доразведки открытых месторождений. Новыми результатами детализационных работ следует считать районирование площадей на структурно-литологические зоны и определение первоочередности бурения разведочных скважин для оценки достоверности принятой геологической модели. В сообщении М.К. Сазыкина рассмотрены результаты применения сейсморазведки для объекта другого генезиса - газоконденсатного месторождения, приуроченного к визейско-нижнепермской рифовой постройке.
В сообщении В.Н. Королева, В.Н. Атеева и др. показана высокая эффективность комплексирования пространственной сейсморазведки с ГИС и бурением, позволившая значительно ускорить разведку различных типов залежей на шельфе Северо-Восточного Сахалина.
Вопросам методики сейсморазведки и ВСП на акватории Черного моря посвятили свои сообщения А.Ф. Каморный, М.Я. Каморная и С.М. Есипович. Они рассмотрели применение псевдоакустического каротажа для изучения пространственных границ залежей УВ в отложениях Майкопа и нижнего палеоцена и предложили оригинальную методику изучения околоскважинного пространства морских скважин методом непродольного ВСП и уровненных годографов. На примере трех разведочных площадей показана возможность надежного выделения неоднородностей в продуктивных пластах вблизи исследуемых скважин.
Проблема методики оценки запасов газового месторождения на шельфе Азовского моря рассмотрена Н.П. Шкирманом, Е.Е. Земцовым и др. Сейсмостратиграфический подход при интерпретации материалов детализационной сейсморазведки в сочетании со скважинными исследованиями и моделированием позволил уточнить строение выявленных ранее залежей УВ и получить дополнительные данные о ряде важных подсчетных параметров.
Суммарный анализ всех докладов показал, что задачи уточнения структурного плана и контура залежей в промышленном масштабе решаются успешно. Это позволило обосновать и дополнительно разместить большое число (свыше 1000) эксплуатационных скважин, исключив из проектов бурения скважины на бесперспективных участках. Задача изучения неоднородностей продуктивных пластов еще не вышла из стадии научных исследований, хотя по ряду площадей получены обнадеживающие результаты. Именно эта задача, завершающаяся построением объемной модели месторождения, будет наиболее актуальной в ближайшее время.
На семинаре определены недостатки современного состояния детализационной сейсморазведки: недостаточная вертикальная разрешенность сейсмических данных; отставание сейсморазведочных работ от темпов бурения, что приводит к запоздалому уточнению геологических моделей месторождений; проверка рекомендаций по материалам детализационной сейсморазведки порой неоправданно затягивается на длительные сроки; в недостаточном объеме применяются скважинные сейсмические методы, акустический и плотностной каротаж; недостаточна численность исполнителей по обработке и интерпретации материалов детализационной сейсморазведки в связи с возросшими объемами наблюдений; не разработана технология автоматизированной комплексной обработки на заключительном этапе геологической интерпретации, задерживается внедрение интерактивных систем; не налажен должный деловой контакт геофизических и нефтедобывающих предприятий.
В решении отмечено, что детализационные сейсморазведочные работы, проводимые на этапе доразведки месторождений, являются одной из главных задач, стоящих перед Главнефтегеофизикой. Даны рекомендации подразделениям отрасли, на которые в первую очередь следует обратить внимание для повышения практической отдачи от нового направления в нефтяной геологии.