К оглавлению журнала

 

УДК 553.982:550.812.1.003.131(574.1)

© Г. А. Бакаев, 1990

Резервы повышения геолого-экономической эффективности поисков нефти и газа в Прикаспийской впадине

Г.А. БАКАЕВ (Госгеолконтроль СССР)

Основные перспективы поиска нефти и газа в Прикаспии связываются с подсолевым комплексом пород нижней перми, карбона и девона. Региональной покрышкой служат ангидрито-соленосные отложения кунгурского яруса. Глубина кровли подсолевых отложений в прибортовой части впадины колеблется от 2 до 6,6 км.

Характерными особенностями месторождений подсолевого комплекса являются: значительность запасов нефти и газоконденсата; большая высота залежей (до 1500 м); массивность их в карбонатных коллекторах; высокое содержание конденсата, сероводорода и углекислого газа в УВ-газе; глубокое залегание продуктивных горизонтов; наличие АВПД и высоких температур. Все это требует определенной методики при разведке, а также создает большие трудности в проводке и испытании скважин.

В рассматриваемом регионе в общем объеме ГРР на нефть и газ более 90 % глубокого параметрического, поискового и разведочного бурения осуществляют три объединения Мингео: Уральскнефтегазгеология, Актюбнефтегазгеология и Гурьевнефтегазгеология, 11 НГРЭ которых за 1986– 1988 гг. пробурили 1040 тыс. м глубоких скважин. Однако, кроме открытия 10 мелких месторождений УВ, существенных положительных результатов не получено. Следовательно, при высоких перспективах региона в нефтегазоносном отношении задела на дальнейшее наращивание крупных запасов УВ пока нет, что свидетельствует о недостаточной геологической эффективности работ, вызванной рядом причин.

1. Низкая изученность бурением перспективных земель (в Уральской области 650, Актюбинской 600, Гурьевской около 350 км2/скв.). Не уделяется должного внимания региональным работам, особенно параметрическому бурению, что сдерживает выяснение основных закономерностей геологического строения и нефтегазоносности слабо изученных районов, а также получение физических параметров разреза для обоснованной геологической интерпретации геофизических данных.

Программа бурения параметрических скважин глубиной от 5 до 7 км в комплексе с сейсморазведкой не выполняется. Например, в Уральской области из 11 скважин (55 тыс. м), предусмотренных на XII пятилетку, за три года закончены строительством только четыре (19,5 тыс. м) и три скважины (15,7 тыс. м) в 1989 г. находились в строительстве, что составляет 63 % от программы. Не выполнены и годовые планы бурения параметрических скважин (объединение Уральскнефтегазгеология 71, Актюбнефтегазгеология 74,3 %).

Нарушалась стадийность исследований: региональное изучение территории параметрическим бурением началось, когда уже был выполнен значительный объем поисковых работ.

Отмечаются низкое качество проводки параметрических скважин и недостаточный объем параметрического бурения. Так, за 1986–1988 гг. из 19 пробуренных скважин 14 по различным причинам не выполнили геологического задания. В частности, девять скважин из-за отсутствия достоверных знаний о глубинном строении территории на проектных отметках не вскрыли ожидаемых подсолевых горизонтов и были остановлены в соленосных кунгурских отложениях. Например, на Чиликской площади (Уральскнефтегазгеология) ошибка в прогнозе кровли подсолевых образований составила более 2 тыс. м (по проекту она предусматривалась на глубине 4400, фактически ожидается на 6800–7000 м).

На ряде структур допускалось значительное сближение мест заложения параметрических скважин, что приводило к их дублированию. В частности, на площади Кобланды (Актюбнефтегазгеология) в 1982–1983 гг. была пробурена параметрическая скв. 1 на глубину 5250 м с забоем в кунгурских соленосных отложениях. Однако в 1984 г. в 3 км северо-западнее на этом же поднятии закладывается параметрическая скв. 2 на глубину 5523 м и также не выходит из кунгурских отложений, повторив результаты бурения скв. 1, что привело к неэффективным затратам 2,8 млн. руб.

Под видом параметрических бурились скважины с чисто поисковыми задачами. Так, скв. П-15 Кзылкульская (Уральскнефтегазгеология) пробурена в соответствии с проектом на глубину 3561 м на верхнепермские надсолевые отложения, продукции не получено.

Из 14 скважин, не выполнивших геологического задания, три не соответствуют категории параметрических из-за неудовлетворительной освещенности керном вскрытого разреза. Например, в скв. П-40 Сухореченской (Уральскнефтегазгеология) охарактеризованность вскрытого подсолевого разреза составила всего 0,8, по всей скважине 1,1 %.

В некоторых скважинах не проводились ВСП, СК.

Низкой результативности параметрического бурения способствовало также и не всегда высокое качество проектов. Так, проводка скв. П-2 Чиликской осуществлялась по проекту на поисковое бурение независимых четырех скважин. Не предусматривалось изучение микрофауны, редких рассеянных элементов в подземных водах, отбор керна проектировался в объеме 8,8 % всей глубины скважины. Такой проект ориентировал работы на затратный показатель бурения независимых поисковых скважин.

Проект на скв. П-14 Кзылкульскую был составлен после бурения трех поисковых скважин на соседних площадях, не вскрывших кровлю подсолевых отложений. Скв. П-14 при глубине 5500 м, как и ее предшественницы, не вышла из кунгурской соли. Неудачное место ее заложения следовало предотвратить в период проектирования.

2. Во всех трех объединениях имеет место необоснованный рост объема глубокого бурения, не согласованный с количеством подготовленных поисковых объектов. В Уральскнефтегазгеологии с 1986 по 1988 г. он увеличился на 167 %, Актюбнефтегазгеологии на 150 %, однако эффективное размещение скважин не обеспечивалось достаточным фондом подготовленных структур, особенно по основным продуктивным подсолевым отложениям. По состоянию на 1.01.1989 г. в трех объединениях при годовом вводе в глубокое бурение 32–34 структур при 31, числящейся в фонде, только 15 были подготовлены по подсолевым отложениям, остальные – по надсолевым с небольшими ожидаемыми запасами УВ. Отсутствие необходимого фонда подготовленных объектов приводит к тому, что в поисковое бурение вводятся структуры не первой очередности и недостаточной надежности, а в ряде случаев и на стадии выявления. Так, в этой стадии введены в глубокое бурение в Уральской области Бурлинская группа поднятий, в Актюбинской Аккудукская группа (всего 21 объект), в Гурьевской Уртатау-Сарыбулак, Денгизская, Суишбек и др. В большинстве случаев эти объекты не подтверждены, но вызвали значительные неэффективные затраты.

3. Низкая надежность подготавливаемых структур и неоправданно большое количество поисковых скважин на мелких объектах. Не подтвердились прогнозы сейсморазведки о наличии подсолевых структур в Уральской области (Ащисайская и Восточно-Ветелкинская) и надсолевых (Жанаталап). По Ащисайской структуре после бурения поисковой скв. 1 и переинтерпретации сейсмических данных установлено, что подсолевые отложения залегают на отметках 6400–6600, а не 4440 м, как ожидалось по данным сейсморазведки. Восточно-Ветелкинская структура по кровле подсолевых отложений отсутствует.

В Актюбинской области расхождение сейсмических построений по подсолевым горизонтам с данными бурения составило от 100 до 1000 м (скв. 1 Аккемир, 3 Жанатан, 80 Кожасай, 5 Алибекмола и др.). Подобные примеры есть и в Гурьевской области.

Расхождение сейсмических построений с данными бурения вызвано, прежде всего, слабой изученностью объектов. В глубокое бурение вводились структуры, некондиционно подготовленные, с низким коэффициентом вероятности существования. Например, в Уральской области группа поднятий на Бурлинской площади была введена в бурение с коэффициентом вероятности существования 0,1, Чаганской 0,2, Чувашинской 0,1. Из пяти разбуренных структур только на одной, Чувашинской, была получена продукция. На таких объектах плотность сети профилей редкая: Чаганская 1,2 км/км2, Долинная – 0,8; так же она редка и в фонде подготовленных структур: Каратальская, Павловская, Восточно-Павловская – 0,3 км/км2 и т. д.

Отмечается неудовлетворительная изученность скоростных параметров разреза ВСП и СК, необходимых для надежного построения структурных карт, особенно в Гурьевской и Актюбинской областях. Так, в последней средняя плотность сейсмокаротажной изученности подсолевой перспективной территории составляет 1300 км2/скв. В последние годы увеличен охват пробуренных скважин ВСП с пяти (22 % всех скважин 1986 г.) до 14 (41 % в 1988 г.), но этого крайне недостаточно. Например, в соседней Оренбургской области объединение Оренбурггеология ВСП проводит в 90 % скважин, законченных бурением, за три года подтверждаемость поднятий по девону составила 67 %. Следовательно, необходимо резкое увеличение охвата скважин ВСП и СК.

При остром дефиците резервного фонда подготовленных структур обработка геофизических материалов из-за недостатка ЭВМ производится с задержкой более года. Так, в Гурьевской области остаток необработанных сейсмопрофилей в 1987 г. составил 2850, в Уральской (на 1.05.1989 г.) 1300 км. Актюбинская ГФЭ до 40 % полевого материала обрабатывала в сторонних организациях, причем часто один объект – в 2–3 организациях на разных вычислительных комплексах, что неизбежно затрудняло интерпретацию и сдерживало своевременную выдачу рекомендаций и выпуск окончательных отчетов.

Детализационные сейсморазведочные работы проводятся в малых объемах, они заметно отстают от уровня других регионов страны.

4. Не соблюдается порядок заложения каждой последующей скважины в зависимости от результатов предшествующей, что приводит к значительным неэффективным затратам средств. Так, в Актюбинской области на структуре Аккемир (7,8x2,8 км, амплитуда 200 м) на подсолевые отложения карбона проектом 1986 г. предусматривалось бурение пяти скважин глубиной 5500 м каждая: первая – в своде поднятия и по полученным результатам – последующие. Однако одновременно были пробурены три независимые одна от другой скважины. При этом данные сейсморазведки не подтвердились, кровля подсолевых отложений оказалась на 300 м ниже предполагаемой, скважины не вскрыли перспективных отложений, затраты на бурение двух скважин оказались неэффективными. Подобная методика применялась при разбуривании и других площадей (Жанатан, Синельниковская). В Гурьевской области на Равнинной структуре с 1981 по 1988 г. было пробурено 12 поисковых скважин (43,6 тыс. м) стоимостью 21,7 млн. руб., из них 10 ликвидированы по геологическим причинам, одна – по техническим и только одна поисковая скв. 8 дала небольшой приток нефти (2,8 м3/сут). Одна из причин низкой эффективности работы на этом объекте так же была вызвана бурением независимых скважин. Например, не дожидаясь результатов бурения скв. 1 и 2, были заложены еще семь скважин (3–9). Кроме того, эта структура была введена в глубокое бурение на стадии выявления и поэтому из-за незнания ее геологического строения поисковые скважины скорее выполняли роль картировочных.

Заложение независимых скважин на одной относительно небольшой структуре вызвано большим желанием скорее открыть новые месторождения. Однако при этом, например, в Актюбинской области многие скважины после завершения бурением длительное время (от нескольких месяцев до 10 лет) простаивали в ожидании испытания, после чего по ряду из них продукции не получено. В частности, скв. 4 Синельниковская простояла в ожидании около трех лет и в 1987 г. после испытания была ликвидирована, скв. 50 Каратюбе простояла с 1979 г. почти 10 лет, испытание началось лишь в первой половине 1989 г. Скв. 3 и 5 Восточный Тортколь находились в ожидании соответственно с 1981 и 1982 гг.

5. В должной мере не всегда обеспечиваются полнота и качество информации для получения достоверных подсчетных параметров, что вызвано недостаточной освещенностью керном вскрываемых продуктивных горизонтов, сокращением комплекса ГИС, невысоким качеством опробования скважин. Так, в ряде поисковых и разведочных скважин перспективные объекты, испытанные через эксплуатационную колонну, не охарактеризованы керновым материалом. Это относится ко всем трем объединениям. В частности, в Уральской области в шести скважинах, законченных строительством, было испытано 36 объектов, из них 12 (33 %) пройдены без отбора керна, по пяти вынос керна составил менее 10 %, что не позволяет привязать его к разрезу. Особенно неудовлетворительный вынос керна по подсолевым отложениям в скв. 2 Бурлинская, 1 Восточно-Ветелкинская. В Гурьевской области из семи объектов (54 м) поисковой скв. 9 Уртатау-Сарыбулак, испытанных в колонне, отбор керна произведен из двух (8 м). По скв. 1 Карашказган все три объекта, испытанные в колонне, керном вообще не охарактеризовывались. На Равнинной площади в пяти скважинах из 42 объектов (409 м), испытанных в колонне, керном охарактеризованы только 11 (64,1 м).

Слабая освещенность каменным материалом перспективных и продуктивных горизонтов обусловлена систематическим сокращением проходки с отбором керна до 50 % против проектных заданий и ГТН и отсутствием эффективных мероприятий по повышению его выноса.

Не всегда была обеспечена полнота изучения вскрываемого разреза, так как не были проведены отдельные виды исследований из обязательного комплекса ГИС. Например, объединение Актюбнефтегазгеология в 1988 г. из-за неподготовленности стволов скважин не провело отдельные виды исследований (АК, МБК, ГК, НГК) в призабойных частях пяти скважин (7 Алибекмола, 6 Башенколь, 8 Восточный Тортколь, 5 Шубаржилан, 14 Локтыбай). В целом по объединению в 1988 г. своевременно не выполнены 106 отдельных видов промежуточных геофизических исследований: из-за отмены НГРЭ – 33, по вине геофизических отрядов – 26, из-за отказа аппаратуры – 47. Правда, в дальнейшем все невыполненные работы были сделаны при последующих исследованиях, но уже была нарушена временная последовательность и допустимая интервальность комплекса.

Из-за отсутствия необходимого количества аппаратуры в условиях сложнопостроенных карбонатных коллекторов не были использованы высокоинформативные методы исследований: ИННК, ЯМК, ГДК.

Опробование объектов в открытых стволах скважин при помощи испытателя пластов на трубах (ИПТ) проводится в единичных случаях и часто некачественно, без получения однозначных результатов. Например, в Актюбинской НГРЭ из проверенной нами документации по 18 скважинам при помощи ИПТ опробовано лишь восемь объектов в пяти скважинах, из них из двух получен неоднозначный результат. При опробовании в скв. 2 Синельниковской трех объектов не были установлены образцовые манометры, что не позволило получить гидродинамическую характеристику пластов.

В целом в объединении Актюбнефтегазгеология за 1986–1988 гг. проведено опробование в открытом стволе с помощью ИПТ в 34 скважинах всего 54 объектов, или 1,6 объектов на скважину. За это же время через эксплуатационные колонны 35 скважин испытано 278 объектов, или 8 на скважину. В объединении Уральскнефтегазгеология за эти же три года опробовано в открытом стволе всего четыре скважины (27 объектов), через эксплуатационную колонну 28 скважин испытано 202 объекта.

Надежную оценку характера нефтенасыщенности коллекторов дает совокупность прямых методов (ИПТ, керна, шлама) и вспомогательных (ГИС, газокаротаж). Однако такая комплексность часто не соблюдалась, что приводило к выделению объектов, не подтверждаемых затем при испытании в колонне, и вызывало неэффективные затраты, в том числе и на спуск эксплуатационных колонн в скважины. Так, за 1986–1988 гг. только в объединении Актюбнефтегазгеология на 10 площадях был произведен спуск эксплуатационных колонн в 13 таких скважинах суммарным объемом 51,4 тыс. м, в которых испытано 54 объекта, продукции не получено. Например, в скв. 2 Жанатан по данным ГИС были выделены шесть объектов, в открытом стволе они не опробовались, при испытании через эксплуатационную колонну продукции не получено. Подобные недостатки отмечаются и в объединении Гурьевнефтегазгеология (скв. 7 и 8 Равнинные и др.).

6. В ходе геологоразведочных работ выявлены и другие недостатки, снижающие геолого-экономическую эффективность. В частности, из-за неудовлетворительного качества цементирования обсадных колонн была невозможна передача продуктивных поисковых и разведочных скважин для их эксплуатации. Низкая технологическая дисциплина при производстве буровых работ вела к авариям, на ликвидацию которых затрачивались значительные средства. При проводке скважин не всегда уделялось должное внимание предотвращению осложнений, постоянно повторяющихся и хорошо известных, что так же отрицательно влияет на эффективность работ.

Из вышесказанного следует, что в трех объединениях имеются значительные резервы повышения геолого-экономической эффективности поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Их реализация вполне возможна, для чего необходимо:

  1. при проведении параметрического бурения поручать соответствующим НИИ не только составление проектов, но и осуществление действенного контроля за проводкой скважин. При этом ответственность за качество работ не должна сниматься и с исполняющей организации;
  2. ликвидировать диспропорцию между ростом объема глубокого поискового бурения и количеством подготавливаемых структур. Увеличить количество скважин по определению скоростных параметров разреза и объем детализационной сейсморазведки, устранить задержку обработки сейсморазведочной информации;
  3. не допускать случаев бурения нескольких независимых поисковых скважин на одной небольшой структуре. После бурения первой скважины и установления расхождения с сейсморазведкой следует проводить переинтерпретацию геофизических материалов;
  4. для увеличения выноса керна использовать более совершенные колонковые снаряды, ликвидировать простои скважин в ожидании испытания;
  5. увеличить количество опробований объектов в процессе бурения при помощи ИПТ, способствующих ускорению оценки нефтегазоносности разреза и достоверности выделяемых объектов для испытания через колонну;
  6. повысить требовательность к соблюдению проектной интервальности в проведении ГИС и качественной подготовке стволов скважин для этих работ, к качеству цементажа обсадных колонн.

Abstract

Results of oil and gas exploration in the Precaspian depression in Kazakhstan are discussed. The insufficient economic-geological effectiveness of the geological organizations' work is noted, although this region is evaluated to be highly promising. Possibilities are indicated for improving exploration efficiency and recommendations are made to realize them.