|
© Е.А. Тарасов, Вас.В. Ананьев, 2004 |
ЛОКАЛЬНЫЙ ПРОГНОЗ ДЛЯ “СТАРЫХ” НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ РЕГИОНОВ СТРАНЫ
Е.А. Тарасов (ТГРУ ОАО “Татнефть”), Вас.В. Ананьев (ВНИГРИ)
В условиях “старения” основных нефтегазодобывающих регионов страны, что сопровождается сокращением ресурсной базы, падением объемов добычи, трудностями в восполнении запасов, особенно остро стоит вопрос о совершенствовании регламента геологоразведочных работ для обеспечения достаточно высоких коэффициентов успешности поисково-разведочного бурения.
Эффективность поисково-разведочных работ напрямую зависит от результатов исследований, проведенных на стадиях выявления и подготовки объектов к поисковому бурению. Выявленные и подготовленные поисковые объекты обычно связаны с положительными структурами (поднятиями). В пределах структур оцениваются прогнозные локализованные (Д1л) и перспективные (С3) ресурсы. Сейсморазведка методом отраженных волн (МОВ) в исполнении метода общей глубинной точки (МОГТ) на сегодняшний день является основным способом выявления и подготовки поднятий под поисковое бурение.
При поисках достаточно крупных антиклинальных ловушек нефти и газа подготовка объектов к поисковому бурению успешно решалась за счет сгущения сейсморазведочных профилей, что способствовало уточнению размеров залежей и наиболее оптимальному расположению первых скважин. Но в современных условиях для давно открытых нефтегазоносных провинций (НГП) одной сейсморазведки для подготовки объектов к поисковому бурению явно недостаточно.
В настоящее время объем залежей, связанных со структурными ловушками, заметно сократился, а оставшиеся залежи, приуроченные к структурным ловушкам, характеризуются небольшими размерами, что вызывает определенные трудности при их картировании традиционной сейсморазведкой. Уже назрело то время, когда результаты сейсморазведочных работ не могут быть отправной точкой для заложения поисковой скважины.
Особо остро вопрос о повышении качества подготовки поисковых объектов стоит в регионах, где породы осадочного чехла характеризуются неблагоприятными условиями для проведения сейсморазведочных работ. К таким, в частности, относится Волго-Уральская НГП, в которой плохое качество сейсморазведки объясняется мощной толщей карбонатных пород, поглощающей сейсмические волны (А.Г. Шашель, С.П. Папухин, В.В. Чеканов и др., 2001), а в Восточной Сибири такое же влияние оказывает галогенная формация.
В некоторых регионах качество сейсморазведки вполне удовлетворительное. Например, в Западно-Сибирской НГП преимущественно терригенный тип разреза осадочного чехла позволяет проводить сейсморазведочные работы, обеспечивающие высокую эффективность прогноза структур. Однако в условиях высокого уровня изученности территории по названным причинам даже самая детальная и качественная сейсморазведка не сможет обеспечить прогноз нефтегазоносности с высокой степенью достоверности.
С целью определения местоположения залежи УВ и повышения достоверности прогноза нефтегазоносности в пределах поискового объекта уже долгое время используются так называемые “прямые” методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений.
“Прямые” методы нацелены на прогнозирование скоплений УВ непосредственно по “прямым” признакам нефтегазоносности. К ним относятся: наличие ореолов рассеивания УВ-газов, редкоземельных металлов; изменение спектральной яркости космоснимков; поглощение сейсмических волн; уменьшение удельной электрической проводимости разреза и др. [1].
Физический смысл большинства “прямых” методов заключается в способности залежи влиять на залегающие выше по разрезу породы. Главную роль в этом процессе играет восстановительная обстановка, создаваемая скоплением УВ, что сопровождается преобразованием железосодержащих минералов в вышележащих толщах за счет перехода трехвалентного железа в двухвалентное. В связи с этим возникают естественные физические и химические поля или происходят их необратимые изменения.
С помощью некоторых “прямых” методов залежь фиксируется непосредственно в геологическом разрезе. Так, большинство сейсмометрических “прямых” методов основано на эффекте, получившем название “яркое пятно”. Оно проявляется на временном разрезе в виде локальной зоны, обусловленной увеличением времени фиксации отражений, уменьшением амплитуды волн и энергии, измеряемой сейсмоприемниками (Вагинский В.А., Ефимов В.И., Головачев Э.М., 1999).
По результатам этих исследований выделяется так называемая аномалия типа залежь (АТЗ). Как правило, величина эффекта от залежи прямо пропорциональна глубине залегания продуктивных горизонтов и эффективной нефтенасыщенной толщине пород.
Несмотря на более чем 40-летнюю историю развития “прямых” методов, не сложилось четких критериев, определяющих стадийность их применения и назначение. Так, во “Временном положении об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ” “специальные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и прямым поискам” относятся к стадии выявления объектов поискового бурения, хотя типовой комплекс работ в следующую стадию подготовки объектов к поисковому бурению включает “высокоточную гравиразведку и детальную электроразведку", которые в различных авторских модификациях могут осуществлять “прямой” прогноз нефтегазоносности.
За время существования в практике геолого-разведочных работ “прямых” методов опытным путем сложились два основных направления их использования:
1. съемка, обычно высокой степени детальности, с целью определения направлений дальнейших геолого-разведочных работ;
2. проведение работ “прямыми” методами разведки в пределах выявленных сейсморазведкой МОВ или структурным бурением объектов с целью повышения достоверности наличия залежей УВ и подготовки объекта к поисковому бурению.
Возможен, конечно, и третий случай, когда работы “прямыми” методами могли бы проводиться на территории, не покрытой сейсморазведкой, с целью выявления и подготовки объектов к поисковому бурению. Но такой путь геолого-разведочных работ является рискованным, и в литературных источниках нет примеров, когда поисковые скважины могли бы быть заложены в пределах аномалий (объектов) по данным электро-, магнито-, гравиразведки, аэрокосмогеологических и других исследований без предварительного участия в геолого-разведочном процессе сейсморазведки или структурного бурения.
Геолого-разведочные работы для первого случая выполняются на региональном этапе, объектами исследований здесь обычно являются зоны нефтегазонакопления. В качестве методов изучения зон в основном служит мелкомасштабная геохимическая или геофизическая съемка в различных модификациях, чаще в летном варианте. Такие исследования не требуют значительных затрат и могут быть выполнены за короткий промежуток времени. В итоге выделяется перспективная зона на поиски залежей УВ. В этом случае результаты исследований с помощью “прямых” методов служат обоснованием для выбора первоочередного участка с целью проведения в его пределах наиболее дорогостоящей сейсморазведки.
Использование “прямых” методов во втором варианте носит у разных авторов условное название “локальный прогноз нефтегазоносности”, поскольку такие работы выполняются в пределах локального объекта и его периферии. Локальным прогнозом нефтегазоносности также называются исследования на основе интерпретации первичных геологических материалов с использованием литологического, тектонического, геодинамического, количественного и других видов анализа данных. Для количественных методов в качестве примера можно привести использование автоматических систем типа “Прогноз нефтегазоносности” (М.Д. Белонин), которые на основе многомерного анализа геологических параметров исследуемой территории могут производить разбраковку объектов на предмет их перспективности на обнаружение залежей УВ. Поиск зон улучшенных коллекторов также производят с помощью литологических методов с использованием методик В.С. Муромцева, Г.Ф. Рожкова, определения источников сноса и аккумуляции песчаного материала (Хафизов С.Ф., Шиманский В.В., 2002). Такие способы прогнозирования на основе обработки информации о структурном, литологическом, тектоническом строении участка получили условное название “подземная геология” [2].
При всем разнообразии определений понятия “локальный объект” для нас наиболее подходящей является формулировка А.А. Гусейнова и В.С. Славкина, которые пишут о “выявленных и подготовленных сейсморазведкой локальных объектах различных генетических и морфологических типов” [3].
В связи с этим локальным прогнозом нефтегазоносности предлагается считать результаты работ “прямыми” мобильными (полевыми или дистанционными) геологическими, геохимическими и геофизическими специальными методами, направленными на подготовку структуры III порядка к проведению на ней поисково-разведочных работ.
Итак, на сегодняшний день сложились два варианта осуществления локального прогноза нефтегазоносности:
1. камеральные исследования на основе научной интерпретации готовых геологических материалов (структурные и геологические карты, шлифы, данные минерального состава пород и др.) с целью выделения перспективных участков под поисковое бурение (“подземная геология”);
2. наземные или дистанционные мобильные исследования с помощью так называемых “прямых” методов поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений (Карус Е.В., 1986) в районе локальной структуры, выявленной сейсморазведочными работами.
Как упоминалось, “прямые” методы могут использоваться и в других целях, необязательно для повышения достоверности наличия залежи в пределах объекта, но такой вид использования “прямых” методов не имеет ничего общего с локальным прогнозом нефтегазоносности.
“Прямые" методы локального прогноза нефтегазоносности разделяются нами на три основные группы: геологические, геохимические и геофизические (рис. 1). В данной классификации приводятся методы как уже давно использующиеся в практике геолого-разведочных работ, так и появившиеся в последние годы. Все эти разработки получили широкое распространение, принесли обнадеживающие результаты и их применение актуально в современных экономических условиях.
Приведем несколько примеров использования “прямых” методов локального прогноза нефтегазоносности в целях повышения эффективности геолого-разведочных работ.
В Татарстане для подготовки объектов к поисковому и разведочному бурению широко используются методы нейрокомпьютерной обработки сейсмических данных (“Нейросейсм”) и комплекс геолого-геохимических методов (ГГХМ).
В основе метода “Нейросейсм” лежит технология распознавания образов на основе статистической обработки и интерпретации кинематических и динамических характеристик сейсмических записей.
ГГХМ представляет собой комплекс “легких” и дешевых методов: газовую, почвенно-солевую, магнитную, а также съемки pH (показатель концентрации водородных ионов), Eh (окислительно-восстановительный потенциал) и ЕП (естественный потенциал) среды. По количественным и качественным характеристикам естественных полей делаются выводы о перспективности объектов на нефть.
На Агбязовском участке (рис. 2), в пределах которого расположены три поднятия, были проведены работы методами “Нейросейсм” и ГГХМ. Результаты бурения трех поисковых и одной разведочной скважины показали эффективность примененного комплекса “прямых” методов локального прогноза нефтегазоносности. Скв. 874, пробуренная в пределах положительных аномалий по обоим методам, открыла залежь нефти в бобриковских отложениях нижнего карбона. Скв. 865, заложенная в своде поднятия, где не был получен положительный прогноз, залежь нефти не обнаружена. Скв. 881, расположенная вне зоны с положительным прогнозом на основе “Нейросейсм" на периферии газовой и геоэлектрической аномалий ГГХМ, также не дала притока нефти.
Разведочная скв. 207а расположена в непосредственной близости от скв. 207, из которой был получен приток нефти дебитом 12 т/сут, и в пределах положительных аномалий по данным “Нейросейсм” и ГГХМ. Нефти из скважины получено не было. Вероятно, в процессе бурения и испытания на приток скв. 207а были допущены технические ошибки (кольматация стенок скважины, неудачный выбор интервала перфорации и др.).
Использование метода “Нейросейсм” на Азатовском поднятии Аксубаево-Мокшинского месторождения - яркий пример подготовки поднятия к поисковому бурению (рис. 3). Методом локального прогноза нефтегазоносности было уточнено место расположения поисковой скважины, и тем была повышена вероятность обнаружения скопления нефти в пределах объекта. В результате скв. 1108 была открыта залежь нефти в башкирских отложениях.
На Вишнево-Полянском месторождении по данным “Нейросейсм” была заложена разведочная скв. 1175 (рис. 4), которая вскрыла нефть за пределами принятого ранее водонефтяного контакта.
Весьма сложно определить необходимые требования к “прямым” методам, которые могут использоваться для локального прогноза нефтегазоносности на объектах, выявленных по сейсморазведочным данным. “Прямые” методы в зависимости от их назначения могут применяться с различной степенью детализации. Разные авторские методики определяют оптимальное число точек измерения или съемочных профилей на 1 км или 1 км2 для конкретного региона или поставленной задачи. Вполне допустимо использование “прямых” методов, характеризующихся одинаковым исполнением и детальностью в отношении участка, покрытого сейсморазведкой с выделенными объектами или без таковых.
В первом случае “прямой” метод будет применяться в целях локального прогноза нефтегазоносности, а в другом случае - для иных целей. Это касается в первую очередь дистанционных геохимических методов с использованием газоанализаторов или магниторазведочных работ, которые достаточно дешевые для применения в районе локального объекта или на всей территории зоны нефтегазонакопления.
В сложившейся практике геолого-разведочных работ на нефть и газ, поисковые скважины, как правило, закладываются на объектах, подготовленных сейсморазведкой МОВ или структурным бурением. Сейсморазведка МОВ на сегодняшний день, несмотря на поток критики в ее адрес, остается основным методом, способным картировать структуры.
Сейсморазведка не теряет своей актуальности и при поисках ловушек неструктурного типа. Поднятия участвуют в формировании неструктурных (экранированных) ловушек. В пределах структуры возможна смена коллекторов на неколлекторы и, кроме того, поднятия могут выполнять роль упора для пород, обладающих высокими коллекторскими свойствами и вместе с покрышкой образующих неструктурную ловушку. Последнее наиболее характерно для клиноформ, образовавшихся в результате лавинной седиментации [4]. "Прямые” методы локального прогноза нефтегазоносности, которые проводятся в пределах или в непосредственной близости этих поднятий, призваны уточнить месторасположение залежи и оптимизировать заложение поисковой, а впоследствии и разведочных скважин для оконтуривания залежи.
При постановке работ “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности важно определить оптимальный размер площади исследований, поскольку от этого фактора напрямую зависят результаты работ. Зачастую после бурения по эксплуатационной сетке скважин форма поднятия оказывается иной, чем первоначально предполагалось по данным сейсморазведки. В ряде случаев наличие поднятия не подтверждается поисковым бурением, более того, прогнозируемое поднятие оказывается синклинальной складкой. Поэтому при планировании работ “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности необходимо учитывать возможное смещение залежи относительно прогнозируемого сейсморазведкой объекта. В качестве альтернативного решения этой задачи предлагается проводить измерения в пределах объекта и на примыкающей к нему территории, равной как минимум еще одной площади объекта.
Однако этот способ имеет существенный недостаток. При его реализации объем работ будет увеличен, что повлечет за собой удорожание метода. Исход представляется более неудовлетворительным, если прогноз нефтегазоносности будет отрицательным при условии, что такой же результат мог быть получен при реализации метода малыми объемами работ.
Основная причина возникновения необоснованных финансовых издержек при реализации этого способа кроется в том, что зачастую для проведения работ “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности выбирается лишь один объект. Рациональнее проводить работы на территории, в пределах которой находится несколько расположенных поблизости объектов. Реализация способа группирования объектов имеет ряд преимуществ. Во-первых, зоны по периферии объектов будут пересекаться, и это позволит сэкономить средства. Суммарное отношение площади исследований к площади прогнозируемых объектов будет явно меньше двух. Во-вторых, надежность результатов работ “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности повысится за счет увеличения выборки параметров, характеризующих территорию по перспективности на открытие залежей УВ. В-третьих, уменьшится возможность появления “висячих” объектов, не имеющих границ с какой-либо стороны. В-четвертых, появится возможность прогнозирования залежей, не контролируемых структурным планом, на периферии локальных поднятий.
Во “Временном положении об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ” типовой комплекс работ стадии подготовки объектов к поисковому бурению поисково-оценочного этапа включает:
1. высокоточную гравиразведку и детальную электроразведку;
2. детальную сейсморазведку;
3. бурение структурных скважин.
В связи с необходимостью определения места “прямых” методов локального прогноза нефтегазоносности в геолого-разведочном процессе предлагается включить их четвертым пунктом в типовой комплекс данной стадии под названием “локальный прогноз нефтегазоносности.
Основная причина такого решения заключается в том, что сгущение сейсмопрофилей в пределах поднятия не решает проблему прогноза нефтегазоносности. Проведение дополнительно высокоточной грави- и электроразведки (зондирование становлением в ближней зоне, в дальней зоне, вертикальное электрическое зондирование и др.) в стандартном исполнении обычно имеет своей целью выделение коллекторов и фиксацию разломов. “Прямые” задачи прогноза этими методами решаются попутно с невысокой детальностью и низкой достоверностью.
Локальный прогноз нефтегазоносности необходимо сделать обязательной процедурой в программе геолого-разведочных работ. При использовании рационального комплекса “прямых” методов локального прогноза нефтегазоносности станет возможным сэкономить значительные средства на поисковое бурение. Рекомендуется не признавать объект подготовленным, если в его пределах не будут проведены соответствующие исследования и его перспективность на открытие залежи не подтвердится “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности.
В последнее время поднимается вопрос о пересмотрении “Классификации ресурсов и запасов нефти и газа” [5]. Основная цель этих работ - привести отечественную классификацию в соответствие с международными требованиями, предъявляемыми к качеству ресурсов и запасов. Введение новой классификации неизбежно повлечет за собой внесение изменений в программу геолого-разведочных работ. В связи с этим локальный прогноз нефтегазоносности предлагаем выделять в отдельную стадию, а ресурсы, подготовленные “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности, относить к высшей категории.
В проекте новой “Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов” предлагается относить запасы, находящиеся в не изученной глубоким бурением части залежи, к оцененным в том случае, если эта часть залежи изучена достоверной сейсморазведкой и иными высокоточными методами. Мы предлагаем в качестве альтернативы этим работам применять “прямые” методы локального прогноза нефтегазоносности.
Таким образом, в современных экономических условиях и при высокой изученности недр локальный прогноз нефтегазоносности актуально производить специально разработанными для него “прямыми” методами. С помощью этих методов возможно в короткие сроки, не затрачивая больших средств, оценить перспективность локального объекта на открытие залежи УВ. Выделение локального прогноза нефтегазоносности в типовой комплекс работ или отдельную стадию позволит точно определить его место в программе геолого-разведочных работ на нефть и газ и условия применения.
Выводы
1. При отсутствии в ресурсной базе “старых” нефтегазодобывающих регионов крупных поднятий и все большем преобладании неструктурных объектов сейсморазведка МОВ не может обеспечивать прогноз нефтегазоносности с высокой степенью достоверности.
2. С целью повышения достоверности прогноза нефтегазоносности в пределах поискового объекта необходимо использовать “прямые” методы локального прогноза нефтегазоносности.
3. В существующей программе геолого-разведочных работ не определены стадийность их применения и назначение.
4. Предлагается проводить работы “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности в пределах объекта и на примыкающей к нему территории, равной как минимум еще одной площади объекта.
5. Рациональнее проводить работы “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности на территории, в пределах которой сгруппировано несколько объектов.
6. Локальный прогноз нефтегазоносности предлагается включить в типовой комплекс работ стадии подготовки объектов к поисковому бурению.
7. Рекомендуется не признавать объект подготовленным, если в его пределах не проведены работы “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности.
8. В соответствии с проектом новой “Классификации запасов и ресурсов нефти и горючих газов” предлагается ресурсы, оцениваемые в пределах подготовленных “прямыми” методами локального прогноза нефтегазоносности объектов, относить к высшей отдельной категории.
9. При разработке нового положения об этапах и стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ предлагается выделять локальный прогноз нефтегазоносности в отдельную стадию.
Литература
1. Ананьев Вас.В. Вопросы эффективности геолого-геофизических методов при проведени геолого-разведочных работ в пределах Муслюмовского месторождения / Вас.В. Ананьев, Р.М. Шайхутдинов, М.М. Тазиев. и др. // Георесурсы. - 2002. - № 3.
2. Верещако И.А. Резерв повышения эффективности нефтегазопоисковых работ // И.А. Верещако, В.В. Забалуев, В.В. Самсонов и др. // Геология нефти и газа. - 1984. - № 12.
3. Гусейнов А.А. Локальный прогноз нефтегазоносности / А.А. Гусейнов, В.С. Славкин // Геология нефти и газа. - 1992. - № 2.
4. Жарков А.М. Неантиклинальные ловушки углеводородов в нижнемеловой клиноформной толще Западной Сибири // Геология нефти и газа. - 2001. - № 1.
5. Новая классификация запасов и ресурсов нефти и горючих газов / Инт. с Г.А. Габриэлянцем // Нефтегазовая вертикаль. - 2003. - №16.
In the absence in the resource base of “old “ oil and gas producing regions of large uplifts and a steadily increasing domination of non-structural objects, reflection seismic survey could not provide oil and gas potential prognosis with a high degree of reliability. For its increase within exploration object it is necessary to use “direct” methods of local prognosis of oil and gas potential, however, the stages of their application and assignment were not established in the existing program of oil and gas exploration. Authors suggest to include oil and gas local prognosis in typical complex of works, at the stage of preparing objects for exploratory drilling and not consider objects as prepared when within its limits the works by “direct” methods of local prognosis were not conducted.
Рис. 1. КЛАССИФИКАЦИЯ “ПРЯМЫХ” МЕТОДОВ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
АКГИ - аэрокосмогеологические исследования
БГХТ - биогеохимическое тестирование
ГГХМ - комплекс геолого-геохимических методов
КАГСИ - комплекс атмогеохимических и спектральных исследований
КГЭХМ - комплекс геоэлектрохимических методов
ГОНГ - гравиметрическое обнаружение нефти и газа
ГРАД - прогнозирование нефти и газа по гравимагнитным данным
ВТГ - высокоточная гравиразведка
МНГП - методика нестабильности гравитационного поля
РЕГФОН - выделение полезного сигнала на фоне региональной составляющей
ЗВТ - зондирование вертикальными токами
ВРЭ - высокоразрешающая электроразведка
ВРС - высокоразрешающая сейсморазведка
МРНП - методика регулируемого направленного приема
МВПС - многоволновая поляризационная сейсморазведка
МВС - многоволновая сейсморазведка
“Нейросейсм” - нейрокомпьютерная обработка сейсмических данных
“Энергосейс” - энергетическая обработка сейсмических данных
СПАН - спектральный пространственный анализ
ВТММ - высокоточная магнитометрия
АНЧАР - акустическая разведка на нефть
ИКС - инфракрасная съемка
МНТС - метод наземной тепловой съемки
МВТП - метод вариации теплового потока
МРТ - метод равноглубинных температур
МРГТГ - метод равноглубинных геотермических градиентов
Рис. 2. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДОВ “НЕЙРОСЕЙСМ” И ГГХМ НА АГБЯЗОВСКОМ УЧАСТКЕ
1 - аномалия, выделенная методом “Нейросейсм”; 2- изолинии по кровле ОГ; элементы метода ГГХМ: 3 - электрическая (а) и геомагнитная (б) аномалии, 4 - ореол распространения тяжелых УВ; 5- скважины, пробуренные до проведения локального прогноза нефтегазоносности: а - с притоком нефти, б - без притока нефти; 6 - скважины, пробуренные после проведения локального прогноза нефтегазоносности: а - с притоком нефти, б - без притока нефти
Рис. 3. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА “НЕЙРОСЕЙСМ” НА АЗАТОВСКОМ ПОДНЯТИИ АКСУБАЕВО-МОКШИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Усл. обозначения см. на рис. 2
Рис. 4. РЕЗУЛЬТАТЫ ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА “НЕЙРОСЕЙСМ” НА ВИШНЕВО-ПОЛЯНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ
Усл. обозначения см. на рис. 2