Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ результатов ГРР на глубокие горизонты в России и в мире 12
Глава 2 Особенности формирования, размещения и физических свойств залежей газа на больших глубинах 39
Глава 3. Разработка новых геологических моделей поисковых объектов и направления совершенствования геофизических методов 61
Глава 4. Обоснование прогнозно-поисковых критериев 103
Глава 5. Обоснование перспективных направлений поисков газа в глубоких горизонтах 116
Заключение 128
- Анализ результатов ГРР на глубокие горизонты в России и в мире
- Особенности формирования, размещения и физических свойств залежей газа на больших глубинах
- Разработка новых геологических моделей поисковых объектов и направления совершенствования геофизических методов
- Обоснование прогнозно-поисковых критериев
Введение к работе
Актуальность темы
Исследования охватывают районы дислокации крупнейших действующих газодобывающих предприятий России, для которых восполнение ресурсной базы является важнейшей задачей. Для многих из них, расположенных не только на европейской территории, но и в Западной Сибири, основные перспективы связываются с новыми малоизученными глубокими горизонтами. Недавние открытия в Азербайджане, Мексиканском заливе, в бразильском секторе Атлантического океана повысили интерес инвесторов к глубоким горизонтам, в том числе в России, где за многие годы накоплен большой объем геолого-геофизических материалов. Однако эти данные разрознены, комплексно давно не обобщались. Основным методом выявления поисковых объектов и их подготовки к глубокому бурению является сейсморазведка, использующая стандартные параметры полевых и камеральных работ и традиционные модели поисковых объектов, несмотря на их очевидную неэффективность, в целом, для условий больших глубин. Накопленный фактический материал по сверхглубокому бурению, глубинным геофизическим исследованиям даёт основание говорить о кардинальных изменениях условий нефтегазоносности глубоких горизонтов, по сравнению с освоенными глубинами. Применяемые на практике методические приёмы и технологии ГРР недостаточно эффективны, так как создавались для работы на малых глубинах. В данном контексте тема диссертационной работы является актуальной, поскольку она нацелена, во-первых, на повышение надежности прогноза залежей и, следовательно, оптимизацию критериев выбора площадей для постановки геолого-геофизических работ, во-вторых, на создание новых моделей глубокопогруженных поисковых объектов как геологической основы для дальнейшего совершенствования технологий сейсморазведки.
Диссертационная работа выполнена по заявленной специальности, по направлению определенному п. 16 «Использование геолого-геофизических данных для построения геологических, гидродинамических и геодинамических моделей месторождений».
Цель работы
Усовершенствование критериев прогноза глубокопогруженных месторождений природного газа по комплексу геолого-геофизических данных и создание новых моделей поисковых объектов, учитывающих особенности геологического строения и флюидодинамики глубоких горизонтов, и обеспечивающих повышение эффективности геолого-геофизических работ.
Основные задачи исследования
-
Обобщить и проанализировать результаты геологоразведочных работ (ГРР) на глубокие горизонты с целью выяснения тектонодинамических закономерностей пространственного размещения залежей, в том числе по фазовому состоянию, и исследования недостатков применяемых геофизических методов их выявления.
-
Выявить особенности тектонофизических свойств геологической среды, влияющие на формирование залежей газа на больших глубинах.
-
Создать новые модели поисковых объектов, адекватные особенностям физических свойств геологической среды на больших глубинах, для обоснования технологических требований к комплексу геолого-геофизических методов их выявления.
-
Разработать рациональный комплекс критериев и методических приемов прогноза и поисков на основе выявленных особенностей формирования глубокопогруженных месторождений и разработанных геолого-геофизических моделей.
-
Обосновать перспективные направления геолого - геофизических работ на газ в глубоких горизонтах с использованием разработанных методических приемов локального прогноза и поисковых моделей.
Научная новизна
Обоснован прогноз на преимущественную газоносность малоизученных глубоких горизонтов в районах размещения основных российских газодобывающих центров, что позволяет повысить оценки перспектив восполнения их сырьевой базы.
Предложена новая прогнозная модель, учитывающая как особенности геологического строения (региональное уплотнение горных пород, блоковое строение, локальное развитие очагов вторичного разуплотнения), так и особенности флюидодинамики глубоких недр (затрудненность региональных латеральных потоков и развитие вертикальных каналов разгрузки подземных флюидов). С учетом этих особенностей автором уточнена модель формирования месторождений газа на больших глубинах, которая позволяет повысить достоверность прогнозирования участков локализации углеводородов по площади и разрезу осадочных бассейнов при выборе наиболее перспективных площадей проведения поисковых работ методами разведочной геофизики. В отличие от других известных моделей, где в перечне основных факторов фигурирует дальняя латеральная миграция углеводородов, в предлагаемой модели ключевая роль отводится субвертикальной миграции глубинных газов и наличию в разрезе регионального газоупора (покрышки). Показано, что в платформенных областях (где расположены основные газодобывающие центры РФ) на больших глубинах региональными покрышками для газа служат, в основном,
соляные формации. Поиски ловушек геофизическими методами автором предлагается сконцентрировать в зонах контакта субвертикальных флюидоподводящих каналов и региональной покрышки.
Разработаны новые модели поисковых объектов (ловушек для газа), отличительной особенностью которых является доминирование субвертикальных границ, «невидимых» для современной сейсморазведки. На основе этих моделей даны рекомендации по возможным направлениям совершенствования методов обработки и интерпретации сейсмических данных.
Основные защищаемые положения
1. Особенности формирования месторождений газа в глубоких горизонтах
платформенных областей определяются следующими факторами:
~ превалирование вертикальной миграции углеводородных газов;
~ аккумуляция промышленных скоплений газа в зонах выхода субвертикальных флюидопроводящих каналов под региональной, преимущественно сульфатно-галогенной покрышкой;
~ блоковое строение резервуара и тектонически дислоцированное состояние газовмещающей геосреды.
-
Разработанные прогнозно-поисковые модели блокового типа на больших глубинах определяют направления совершенствования сейсморазведки и других геофизических технологий (параметры полевых наблюдений, обработки и интерпретации данных) для их выявления и подготовки к глубокому бурению.
-
Критерии локального геолого-геофизического прогноза и методические приемы поисков глубокопогруженных месторождений газа обеспечивают учет выявленных особенностей их формирования и условий нахождения в глубоких недрах при проведении геофизических работ.
Практическая значимость, достоверность и реализация результатов работы
Практическая значимость результатов исследований заключается в создании методико-технологических решений для унификации процедур формирования цифровых информационных ресурсов, их аналитической обработки и многоцелевого использования.
Достоверность полученных результатов подтверждается практикой геолого-геофизических работ. В процессе работы над диссертацией автор участвовал в составлении двух проектов сверхглубокого бурения на девонские отложения Астраханского свода, в которых учтены предложения по технологиям сейсморазведки, разработанные соискателем на основе личного опыта работ в составе ведущих геофизических компаний
Петроальянс и PGS. Выполненная автором в 1999-2000 г.г. совместно с А.Н. Иноземцевым (Paradigm Geophysical) повторная обработка и геологическая интерпретация сейсмических данных по опорному сейсмическому профилю «01.01.98», проложенному через сверхглубокие «девонские» скважины, с учетом данных по другим профилям, позволила впервые выделить в подсолевом разрезе Астраханского свода блоки и субвертикальные газопроницаемые каналы. Один из таких каналов был выделен в правобережной части Астраханского свода и в 2001 г. подтвержден бурением сверхглубокой параметрической скважины Правобережная-1 (автор был в составе исполнителей проекта). В зоне стыковки вертикального канала с соленосной кунгурской покрышкой открыто крупное Западно-Астраханское газоконденсатное месторождение, связанное с ловушкой блокового типа, что существенно расширяет перспективы открытия аналогичных месторождений по всему периметру Астраханского свода. Коллектив ведущих исполнителей данного проекта в 2010 г. был удостоен премии ОАО «Газпром» в области науки и техники. Результаты исследований автора отражены в ряде крупных научных отчётов ООО «Газпром ВНИИГАЗ», посвященных промышленному освоению газового потенциала глубоких горизонтов, регионального геологического моделирования Ямал-Гыдан-Карского ареала, а также в комплексных программах ОАО «Газпром» по проведению глубокого поискового бурения в Прикаспийской впадине и в северных районах Западной Сибири. Автором сформулированы рекомендации по комплексированию геофизических методов и описаны физические аномалии (сейсмоакустические и электромагнитные) блоковых и межблоковых глубокозалегающих структур, которые могут выступать в роли поискового признака.
Разработанные геолого-геофизические модели поисковых объектов блокового типа могут быть полезны при планировании ГРР, при разработке новых геофизических технологий, геофизической аппаратуре, а также для выбора параметров полевых наблюдений при проведении сейсморазведочных работ МОВ ОГТ.
Использованный материал, методы исследований и личный вклад
В основу диссертации положены геолого-геофизические материалы, собранные соискателем в период обучения в аспирантуре РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (1996-1999 г.г.), производственной работы в полевых сейсморазведочных партиях в Саудовской Аравии, Казахстане и Западной Сибири (2000-2003 г.г.), в немецкой газовой компании E-ON Ruhrgas Разведка и Добыча (2003-2008 г.г.) и в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (1996-1999 г.г. и с 2008 г.-н.в.). В корпоративном кернохранилище ОАО «Газпром» (п. Развилка) и территориальном кернохранилище ГУ «Ресурсы Ямала» (г. Лабытнанги) автором проведено визуальное исследование кернового
материала по глубоким и сверхглубоким скважинам, пробуренным в Прикаспийской впадине (Д1, Д2, Д3), на территории Ямало-Ненецкого автономного округа (СГ-6, СГ-7) и других регионах. Уникальные материалы получены в Персидском заливе, где соискатель выполнял сейсмоакустические изыскания по выявлению придонных вертикальных каналов разгрузки природного газа. Ценный материал собран в трех научных геолого-геофизических экспедициях: исследование клиноформных отложений и их связей с антиклинальными ловушками нефти в районе г. Ниигата (Япония), исследования природных газовых гидратов в донных отложениях подводного газо-грязевого вулкана Маленький на оз. Байкал, исследование достоверности дистанционной интерпретации тектонических нарушений в докембрийских отложениях прибрежной зоны оз. Байкал. Собран и обобщен большой фактический материал (включая первичные геофизические и буровые данные) по глубоким горизонтам полуостровов Ямал, Гыдан и прилегающих акваторий Обской губы и Карского моря, который использован для создания региональной цифровой трехмерной геологической модели осадочного чехла и переходного комплекса (диссертант был инициатором и одним из ответственных исполнителей данной НИР).
При работе над диссертацией автор использовал опубликованные материалы по теме исследования на русском и английском языках, в том числе труды ООО «Газпром ВНИИГАЗ», МГУ им. М.В.Ломоносова, РГУНГ им. И.М. Губкина, ФГУП ВНИГНИ, ФГУП ГНЦ РФ «ВНИИгеосистем», ОАО «ЦГЭ», ОАО «СибНАЦ», ООО «Тюменьниигипрогаз» и др., отраженные в списке литературы.
Для решения поставленных задач, в качестве инструментальных средств использовались: системный анализ, метод аналогий, полевые геологические наблюдения (отбор образцов горных пород на обнажениях, шлама 120-ти изыскательских скважин, природных газовых гидратов и флюидов; дешифрирование космических снимков), сейсморазведка методом отраженных волн (МОВ ОГТ) 2D и 3D (включая обработку и интерпретацию данных с использованием программного обеспечения ProMAX или аналогичного), геологическое моделирование выполнялось в программном комплексе Petrel. Для исследования свойств верхней части разреза использовался метод микросейсмокаротожа (uphole), в совокупности с анализом технических буровых данных (скорость проходки, нагрузка на крюке, обороты), выполненный автором в 120-ти инженерно-геологических скважинах. В качестве вспомогательной информационной базы использовались результаты методов ГИС, ВСП, петрофизических исследований, пассивной сейсмометрии, электромагнитных и гравиметрических съемок.
Апробация работы
Результаты проведенных исследований докладывались на заседаниях секции «Геология» Ученого Совета ООО «Газпром ВНИИГАЗ», на XVI Губкинских чтениях (Москва, 2009), на научно-практической конференции «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири, посвященной 40-летнему юбилею ООО «ТюменНИИ гипрогаз» (г. Тюмень, 25-28 апреля 2006 г., на VIII Международной научно-практической конференции «Геомодель»-2009» (г. Геленджик, 17-22 сентября 2009 г.), на расширенном научном семинаре «Проблемы и перспективы изучения и освоения углеводородного потенциала глубокопогруженных горизонтов осадочных бассейнов мира» (ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 25 марта 2010 г.), на Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина (Москва, 18-22 октября 2010 г.), на 1-й Всероссийской конференции по глубинному генезису нефти (Москва, ЦГЭ, 22-25 октября 2012 г.), на III-й Молодежной тектонофизической школе-семинаре (Москва, ИФЗ РАН, 14-18 октября 2013 г.), а также на научных семинарах ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по темам: «Проблемы и перспективы изучения и освоения углеводородного потенциала глубокопогруженных горизонтов осадочных бассейнов мира» (2010 г.), «Влияние разрывных нарушений и разломно-трещинных зон на формирование, размещение и освоение месторождений углеводородов» (2011 г.), «Миграция и аккумуляция углеводородов в осадочных бассейнах и породах различного типа» (2011 г.), «Генезис, размещение, условия формирования, ресурсы нефти в преимущественно газоносных областях и комплексах пород» (2012 г.), изложены в 12-ти научно-производственных отчетах различных организаций, в том числе зарубежных компаний PGS и E.ON-Ruhrgas.
Публикации
По теме диссертации опубликовано 15 работ, в том числе 3 работы в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ, и 2 научно-технических обзора (монографии).
Структура и объем работы
Анализ результатов ГРР на глубокие горизонты в России и в мире
Термины «глубокие горизонты» и «глубокие скважины» в нефтегазовой геологии и разведочной геофизике используются давно и употребляются часто, но при этом до сих пор понимаются неоднозначно. На заре становления нефтяной промышленности глубокими называли скважины, пробуренные стационарными буровыми установками, в отличие от скважин, пробуренных с помощью передвижных станков. Позднее к глубоким стали относить скважины, глубина которых превышала среднее значение по региону. Такое понимание нередко можно встретить и в наши дни. Иногда используют другие критерии. Например, в Татарстане часто глубокими называют скважины, вскрывшие кристаллический фундамент, хотя глубина скважины может не превышать 4 км. В Западной Сибири к глубоким нередко относят скважины, вскрывшие палеозойские отложения (переходный комплекс и фундамент), независимо от глубины залегания.
В диссертации используется официально принятая в России, США и ряде других стран градация: к глубоким относят скважины, забой которых по вертикали глубже 4500 м, сверхглубокие - глубже 6000 м. Глубокие горизонты - это перспективные на нефть и газ отложения, залегающие глубже 4500 м. Используемыми в диссертации синонимами являются большие глубины, глубокопогруженные горизонты, глубокие недра [129, 123].
Первая в мире глубокая скважина пробурена в США в 1938 г. компанией Континентл Ойл в Калифорнии на глубину 4573 м. Из интервала 3893-4016 м получен приток нефти дебитом 232 т/сутки. В дальнейшем США постоянно сохраняли мировое лидерство как по общим объемам глубокого и сверхглубокого бурения на нефть и газ, так и по максимальной вертикальной глубине скважин. Скважина Берта Роджерс-1, пробуренная в 1973 г. в штате Оклахома до глубины 9590 м, до сих пор остается самой глубокой поисковой скважиной в мире [19].
С 1938 по 1975 гг. в США на глубинах свыше 4570 м (15000 футов) было открыто более 250 промышленных скоплений углеводородов, из которых газовых и газоконденсатных - 73%, нефтяных - 27%. По стратиграфическим комплексам они распределялись следующим образом: кайнозой - 130, мезозой - 40, палеозой 80. При этом в кайнозойских отложениях преобладала нефть, а в палеозойских газ [19, 123].
Подавляющее число глубокопогруженных залежей открыто в молодой Примексиканской впадине, испытавшей значительное погружение в кайнозое. В ней обнаружено 160 промышленных скоплений УВ, в том числе 100 газовых и газоконденсатных и 60 нефтяных. В качестве типичных можно назвать месторождения Лейк Вашингтон, Лейк Бэрр и Фалз Ривер в штате Луизиана. На первом из них из скважины 1L глубиной 6879 м в интервале 6536-6543 м получены притоки нефти и газа дебитами, соответственно, 26,7 т/сут. и 6,9 тыс. м /сут., на втором - скважина 44 глубиной 6142 м дала 47,7 т/сут. нефти и 7,1 тыс. м /сут. газа. На месторождении Фалз Ривер запасы газа в песчаниках верхнего мела на глубине 6035 м оценены не менее чем 14,2 млрд м [123, 250, 258].
В глубокопогруженных отложениях палеозойского возраста древних платформ также были разведаны месторождения углеводородов. В Пермском бассейне открыто крупное газовое месторождение Гомез с запасами 283 млрд. мЗ. Основной продуктивный горизонт на глубине 6400 м приурочен к ордовикским кавернозно-трещиноватым доломитам формации Элленбергер (рисунок 1). С 1963 по 1993 гг. из месторождения было добыто 119 млрд м газа [123, 250].
К концу 1980-х годов объёмы глубокого и сверхглубокого бурения в США стали снижаться. К 1990 г. число скважин глубиной 4500 м и более сократилось до 400-450 единиц в год, из числа которых более 200 скважин бурилось с исследовательскими целями при поддержке государства [240].
Согласно отчету Комитета по газовому потенциалу (PGC), в 2003 г. в США газ добывался из 2575 глубоких скважин, пробуренных на 183 залежах (таблица 1). Наибольшее их количество расположено в Луизиане и техасском Галф Косте (как на суше, так и в море), в бассейнах Анадарко и Пермском, а также в бассейнах Скалистых гор [123, 245, 258].
В 2002 г. доля глубоких скважин в США составляла 0,5% от общего числа скважин, но они обеспечивали 6% суммарной добычи газа. Департамент энергетики правительства США (DOE) финансирует Программу глубокого бурения с целью развития высоких буровых технологий и экономически выгодной эксплуатации глубокозалегающих резервуаров [123, 254].
В последнее десятилетие работы на глубокие горизонты в США заметно активизировались. Наиболее весомые результаты получены в акватории Мексиканского залива, где на больших глубинах открыт ряд крупных месторождений нефти и газа. В 2010 г. в процессе бурения сверхглубокой скважины на лицензионном участке Макондо (проектная глубина 10680 м) с плавучей буровой установки Deepwater Horizon (рисунок 2) произошло неуправляемое мощное фонтанирование нефтью [244, 262]. Ранее с той же платформы было открыто крупное глубокозалегающее нефтяное месторождение Тибр [243].
Особенности формирования, размещения и физических свойств залежей газа на больших глубинах
Нефть и природный горючий газ состоят, в основном, из углеводородов. В настоящее время абсолютное большинство отечественных и зарубежных исследователей признают, что место «рождения» углеводородов и место их аккумуляции пространственно разделены. Исключение могут составлять месторождения «нетрадиционного» газа - сланцевого, угольного и др. [197], но в рамки данной работы они не рассматриваются, поскольку на больших глубинах (4.5-7 км) их добыча будет заведомо убыточной ближайшие 100 лет.
Процесс формирования месторождений нефти и газа можно разделить на несколько главных составляющих: генерация углеводородов; образование из первично дисперсно-рассеянных УВ начальных гомогенных скоплений нефти; перемещение (миграция) последних в толще горных пород; заполнение ловушек, находящихся на путях миграции, и консервация сформированных залежей и месторождений. Каждая из этих составляющих является отдельной большой и сложной научной проблемой.
Относительно генерации УВ до сих пор существуют различные точки зрения. Условно их можно объединить в две группы концепций - биогенную [255] и абиогенную [241]. В историческом плане первые попытки объяснения природы нефти связывались с неорганическим синтезом. В 1877г. великий русский учёный Д.И. Менделеев обосновал возможность генезиса нефти в глубоких недрах из карбидов металлов. Однако эти исследования носили чисто научный характер и никак не затрагивали практические вопросы поисков нефти. В советские годы, большой вклад в развитие прикладного развития теории неорганического происхождения нефти и газа сделал Н.А. Кудрявцев [140] , а в наше время - А.И. Тимурзиев [213].
Биогенная («органическая») гипотеза происхождения нефти зародилась в США, где она остается главенствующей до настоящего времени [255]. Вместе с американскими нефтяными компаниями «органическая» теория распространилась по всему миру, в том числе получила широкое признание в нашей стране. В отличие от США, в СССР происходили острые дискуссии между «органиками» и «неорганиками», которые к концу прошлого столетия, казалось бы, завершились безоговорочной победой «органиков» [40, 59]. Однако новые данные изучения состава планет Солнечной системы вновь заставляют обратиться к неорганической гипотезе, но уже на новом фактическом материале. Наиболее сенсационные данные получены на Титане (спутник Сатурна) с помощью посаженного на него космического аппарата «Гюйгенс» (Huygens, NASA) [253]. Метан в значительном количестве обнаружен в составе его атмосферы (как, впрочем, и на самом Сатурне). Но главное - Титан изобилует озёрами и реками, заполненными жидким метаном и этаном (рисунок 19). km 25 km 25 km 25 km
Озера жидких углеводородов (показаны черным) на Титане (вероятно метановые или этановые). Хорошо видна динамика высыхания в зависимости от сезона (NASA 2012 -http://photoiournal.ipl.nasa.gov/catalog/PIA16167) Эти углеводороды ведут себя так же, как вода на Земле (испарение, облака, дожди, реки, озера и моря). При температуре -180 С, замеренной на поверхности Титана, говорить о биогенном генезисе углеводородов не приходится [252].
Возвращаясь к нашей планете Земля, логично было бы признать право на жизнь за обеими концепциями. Важно отметить, что в последние годы наметилось сближение позиций «органиков» и «неоргаников» по важным вопросам, имеющим прикладное значение, например, по вопросу фазового состояния УВ на больших глубинах древних и молодых платформ. Прогнозируется преимущественно газовая фаза углеводородных скоплений [123]. Статистические данные глубокого и сверхглубокого бурения (гл.1) не противоречат такому выводу [213].
Проблема генезиса углеводорода, несомненно, важна для понимания общей картины происхождения нефти и газа. Однако для целей локального прогноза местоположения залежей УВ в глубокопогруженных горизонтах и раскрытия темы диссертационной работы (создание прогнозно-поисковых моделей для совершенствования методов разведочной геофизики) «способ производства» углеводородов в природной лаборатории сколько-нибудь существенного значения не имеет. Важен сам факт наличия нефти и газа на технически доступных глубинах, притом в нефтегазоносных бассейнах мира (где бурили сверхглубокие скважины). Для решения поставленных задач и достижения цели работы необходимо исследовать механизмы формирования залежей и месторождений промышленного значения в глубокопогруженных горизонтах, геологическое строение которых кардинально отличается от верхнего этажа нефтегазоносности.
Планета Земля имеет средний радиус 6370 км. Внешняя твердая оболочка «литосфера» на 95 % состоит из магматических пород, среди которых на континентах преобладают граниты и гранитоиды, а в океанах - базальты. Осадочный слой литосферы тонкой пленкой обволакивает земной шар и заключает в себе все полезные ископаемые, используемые человеком. Толщина осадочного слоя варьирует от нескольких десятков и сотен метров на древних щитах до 15 км и более в глубоких депрессиях. Последние представляют основной интерес для поисков нефти и газа на больших глубинах.
За более чем столетний период добычи нефти и газа в мире промышленно освоенными можно назвать глубины до 3 - 3,5 км. Это верхний этаж нефтегазоносности недр. Здесь сконцентрировано более 90% разведанных запасов углеводородного сырья. Отличительной чертой верхнего этажа (в первую очередь, его самой верхней части - до 1,5-2,5 км) является ярко выраженное горизонтально-слоистое строение, наличие в разрезе выдержанных на большой площади проницаемых пластов и разделяющих их субгоризонтальных флюидобарьеры, которые вместе образуют нефтегазоносные комплексы. В проницаемых пластах (толщах) формируются региональные потоки подземных вод, характерные для гидрогеологического режима артезианского бассейна (рисунок 20) [102, 260 с.43]. Вниз по разрезу под воздействием возрастающего горного давления, усиливающихся тектонических напряжений массив горных пород постепенно уплотняется.
Уплотнение пород в разных частях массива происходит с разной степенью интенсивности, причём дифференциация усиливается с глубиной погружения. Таким образом, уже в интервале верхнего этажа начинают образовываться гидродинамически обособленные блоки, которые при дальнейшем погружении станут характерной особенностью строения глубоких горизонтов.
В процессе погружения увеличивается степень неоднородности природного резервуара, разрастаются зоны плотных пород (неколлекторы), в результате чего гидродинамическая связь по латерали ухудшается, преобладающим становится режим затруднённого водообмена, резко снижается водообильность коллекторских пластов.
В глубоких горизонтах (глубже 4,5 км) бывшие природные резервуары на большей части площади распространения становятся плотными породами (неколлекторами), в которых, согласно выводам В.И. Дюнина, региональные потоки подземных вод в принципе существовать не могут [83].
В уплотняющейся толще пород на больших глубинах усиливаются встречные процессы разуплотнения, развивается вторичное пустотное пространство (трещины, каверны), которое может быть вместилищем нефти и газа .
Разработка новых геологических моделей поисковых объектов и направления совершенствования геофизических методов
Геофизические методы и аппаратура разрабатываются под определенную поисковую геологическую модель ловушки для нефти и газа. За более чем 100 летнюю историю поисков нефти и газа было создано всего несколько базовых поисковых моделей, основной из которых, несомненно, является антиклинальная в её различных модификациях. На заре становления нефтяной геологии в конце XIX и начале XX века поиск и картирование антиклинальных складок осуществлялись методом классической геологической съемки - с помощью геологического молотка и геологического компаса с инклинометром. Первая геологическая карта Кубани, в связи с поисками нефти (1:42000), была составлена в 1906-1913 г.г. [133]. При благоприятных условиях использовался старейший дистанционный метод - аэросъемка. Технология ударного бурения позволяла бурить лишь неглубокие скважины (300 -800 метров), и, соответственно, этими глубинами ограничивались поисковые модели (рисунок 28а). Небольшая глубина, согласное залегание пластов и субсимметричность антиклинальных ловушек упрощали поиски и позволяло интерполировать по площади и экстраполировать на необходимую глубину данные геологического картирования. Для привязки продуктивного горизонта по глубине достаточно было одной-двух поисково-разведочных скважин. Ударный метод бурения обеспечивал практически 100% вынос керна, и в использовании дополнительных скважинных исследованиях не было нужды.
С увеличением глубины поиска стало увеличиваться число случаев несогласного залегания продуктивных горизонтов (рисунок 28Ь). Картирование выходящих на поверхность пластов и бурение единичных скважин приводило к построению ошибочной геологической модели месторождения (рисунок 28с). Поисковая модель - суб-симметричные простые антиклинальные залежи, а - первая поисковая модель, популярная в 1900-1940 г.г. Ь, с -при увеличении глубины поискового интервала возросло количество случаев несогласного залегания и построения ошибочной геологической модели месторождения, по результатам геологической съемки и бурения единичных поисково-разведочных скважин (по автору) [129].
Рисунок 29 Поисковая модель - суб-симметричные простые антиклинальные залежи, несогласно перекрытые вышележащими отложениями, а -наиболее популярная поисковая модель в 1940-1960хг.г. b - отсутствие информации о геометрии нижнего этажа и бурение единичный скважины не позволяло построить геологическую модель, с -простейший крест сейсмических профилей МОВ и одна скважина позволяли построить корректную модель симметричной антиклинальной залежи (по автору) [129].
Очевидно, что проблемы были связаны с использованием упрощенной поисковой модели, не учитывающей геологические осложнения, ставшие носить системный характер. Увеличение глубины поиска и количества геологических ошибок, вызванных несогласным залеганием целевых объектов, побудило искать замену полевой геологической съемке, ставшей практически бесполезной для прикладной нефтегазовой геологии. С 1930-х годов для поисков антиклинальных ловушек стали широко использовать геофизические методы, прежде всего, сейсмические и электромагнитные, а в скважинах - каротаж. В СССР в конце 1920-х годов братья Конрад и Марсель Шлюмберже впервые в индустриальных масштабах применили на практике свое изобретение - электрический скважинный каротаж, что спасло их компанию от разорения [257].
Была модифицирована априорная поисковая модель (рисунок 29а). Использование геофизических методов, прежде всего сейсморазведки МОВ, позволило «заглянуть» под границу несогласия без сеточного бурения и избежать типичной ошибки первых лет разведки (рисунок 29Ь). Простейший крест профилей и единичная скважина были достаточными для надежного построения модели простой (симметричной, без дизъюнктивных дислокаций) антиклинальной ловушки (рисунок 29с). На Кубани сейсмические и электрические (ВЭЗ) методы использовались с 1934 года и позволяли выявлять погребенные структуры на глубинах до 3000 м, а отдельных случаях до 4500 м [133].
Сегодня даже на поисковом этапе «крестовая» методика не используется нигде в мире. Что послужило причиной использования сетей 2D и модификация МОВ в МОВ ОГТ?
На рисунке рисунке 30 показан следующий этап развития поисковой модели -тектонически осложненная и (или) несимметричная антиклиналь (рисунок 30а). Простой крест сейсмических профилей МОВ должен быть очень удачным образом ориентирован, чтобы «подсечь» тектонические нарушения. Очевидно, что вероятность этого крайне низка. Определить же несимметричность антиклинальной складки, выклинивание пластов, замещение коллектора и мощности горизонтов по кресту из двух профилей практически невозможно. Именно поэтому «крестовая» съемка практически полностью исчерпала себя к началу 1960-х годов. Полученная геологическая модель объекта, построенная на основе единичной скважины и простого креста МОВ, будет ошибочной (рисунок 30 Ь). Корректную модель залежи можно построить, только используя регулярную сеть профилей 2D МОВ ОГТ (рисунок 30с). Изменение поисковой модели привела к появлению и быстрому распространению многоканальных (24-48) аналоговых, а затем цифровых сейсмостанций. Это, в свою очередь, потребовало разработки математических алгоритмов и программных комплексов для обработки массива данных [129].
Увеличить вертикальное разрешение удалось только благодаря увеличению кратности накопления ОГТ до 96-180 (для 2D), а горизонтальное - применению уплотненных сетей 2D или переход на 3D ОГТ (как экономически и технологически более целесообразная, чем плотная сеть 2D). Значительный прогресс в обработке данных (включая математическое, программное и компьютерное обеспечение) и отставание в области интерпретации позволили решать обратную задачу лишь в отношении сравнительно простых неглубокозалегающих массивных лито логических объектов (рисунок 31с).
Сложные лито логические поисковые объекты (клиноформенные, русловые, дельтовые и др.), залегающие на глубинах 3-5 км, потребовали кардинального увеличения вертикального и горизонтального разрешения, а также переход на «сквозную» трехмерную интерпретацию и геологическое моделирование. Отрисовать вручную на бумаге, в виде классических подсчетных планов, модель, показанную на рисунке 32 а, крайне сложно.
С 2000 г. повсеместное распространение получили телеметрические сейсмостанции (практически неограниченной канальности, и, соответственно, дающие возможность получать данные кратностью суммирования до 1000 и более) и программные комплексы для трехмерной интерпретации и геологического моделирования [129].
Обоснование прогнозно-поисковых критериев
В доиндустриальную эпоху нефть добывали из нефтяных колодцев, вырытых в местах её истечения на дневную поверхность. Первые скважины для добычи нефти также бурили неподалёку. В Азербайджане, например, нефтедобыча долгое время концентрировалась вокруг грязевых вулканов [3]. Пока нефть добывалась примитивным способом из нефтяных колодцев и неглубоких скважин, геологи не были востребованы промышленниками.
С началом производства двигателей внутреннего сгорания резко увеличился спрос на производимые из нефти горюче-смазочные материалы, и ареал поисков нефти значительно расширился. Потребовались геологи, специализирующиеся на поисках и разведке нефтяных месторождений. В конце XIX столетия родилась известная «антиклинальная теория», сущность которой оставалась неизменной на протяжении всего следующего столетия и которой продолжают руководствоваться сегодня при поисках нефти и газа (см.3.1).
Выявление антиклинальных складок - главное предназначение сейсморазведки на поисковом этапе. Фонд выявленных и подготовленных антиклинальных структур (поисковых объектов) - это обязательный и очень важный документ любой нефтегазовой компании, осуществляющей поисково-разведочные работы. Прямые методы поисков углеводородов пока не получили широкого распространения из-за низкой эффективности.
По сути, на поисковом этапе ГРР ставится задача найти «сосуд», который возможно будет заполнен нефтью или газом, но может оказаться и «пустым». Точность прогноза продуктивности подготовленной к бурению структуры, а в разрезе - целевого пласта, на стадии планирования и проектирования поисково-разведочных работ зависит от профессионализма геологов и степени геологической изученности недр. Для новых малоизученных глубоких горизонтов достоверность геологических прогнозов остаётся крайне низкой. По оценке B.C. Попова и А.А. Кременецкого, «ни одна из сверхглубоких скважин не подтвердила полностью геологического разреза, который предполагался до начала бурения, во многих случаях расхождения оказались кардинальными» [178, стр. 64]. Для иллюстрации этих слов приводятся наглядные данные по Криворожской и Саатлинской скважинам, результаты бурения которых, оказались прямо противоположными предварительной геологической модели (рисунок 83).
Криворожская скважина: 1-метаморфизованные осадочные породы; 2-метаморфизованные магматические породы основного состава; 3- метаморфизованные гранитные породы; 4-железистые кварциты; 5-пласты и линзы железных руд.
Саатлинская скважина. Возрастные группы пород: KZ - кайназой и MZ - мезозой, PZ - палеозой, РЄ?-предполагаемый докембрий, К-меловая система, J-юрская система; 1- осадочные породы, 2-вулканические породы основного и среднего составов, 3-то же среднего и кислого состава, 4-сланцы, 5-кристаллические породы базальтового слоя. км
На больших глубинах, как и на традиционных, основным видом поискового объекта остается антиклинальная складка, а основным методом её выявления и подготовки к поисковому бурению - сейсморазведка (МОВ ОГТ 2D или 3D). Очевидно, такое положение сохранится и в обозримом будущем. В нефтегазоносных районах, на лицензионных участках и на месторождениях сейсмические исследования проводятся многократно с применением всё более совершенной аппаратурной базы и более современных методик. Выявляются даже мельчайшие антиклинальные структуры, которые учитываются в фонде выявленных и подготовленных поисковых объектов, многие из них в дальнейшем разбуриваются, независимо от прогнозов и рекомендаций тех или иных ученых. Об этом свидетельствует опыт работ в старых нефтегазоносных районах
Краснодарского и Ставропольского краёв, в Дагестане и Калмыкии, на территории Саратовской, Волгоградской и Оренбургской областей, в Республике Коми. Западная Сибирь сегодня не является исключением.
Таким образом, «антиклинальный критерий» не дает гарантии, что будет открыто месторождение. По результатам бурения далеко не каждая разбуренная структура оказывается продуктивной. Более того, «пустых» структур, как правило, бывает намного больше, чем открытых месторождений. При работах на больших глубинах, где затраты на строительство скважин растут в геометрической прогрессии, «пустые» скважины резко снижают экономические показатели поисково-разведочных работ. Естественно, при проектировании работ «пустые» скважины никто не планирует. По каждой проектной поисковой и тем более разведочной скважине всегда обосновывается прирост запасов, притом в количестве, как минимум, гарантирующем окупаемость инвестиционного проекта. «Пустые» скважины - это следствие низкой достоверности прогнозирования месторождений и неточностей геологических моделей поисковых объектов.На продуктивных структурах месторождения далеко не всегда открываются первой скважиной. Например, на огромной площади Астраханского месторождения открывательницей была только четвертая пробуренная скважина [49, 50].
На основе усовершенствованной модели формирования глубокопогруженных месторождений (см. гл. 2) соискателем разработаны критерии локального прогноза, позволяющие на стадии планирования поисково-разведочных работ в регионе повысить точность прогнозов на открытие залежей (месторождений) промышленного значения. Прежде, чем перейти к описанию этих критериев, следует раскрыть содержание понятия «промышленная (коммерческая) залежь».
Для решения вопроса о целесообразности поиска залежей необходимо провести исследование факторов, обуславливающих инвестиционную привлекательность вовлечения в разработку ресурсов УВ на больших глубинах [123].
Затраты на разведку и освоение месторождений растут с ростом глубины скважины. Поэтому при принятии решения о постановке глубокого бурения на том ли ином поисковом объекте следует по каждому из них проводить геолого-экономический анализ с рассмотрением всех возможных вариантов и альтернатив для предсказания и расчета экономических результатов поиска и разведки УВ. Очевидно, что на больших глубинах коммерческий интерес могут представлять только достаточно крупные и высокодебитные залежи нефти и газа, характеризующиеся большой плотностью запасов углеводородов. Стоимость строительства одной сверхглубокой скважины в России сегодня варьирует от 1 до 2-х млрд руб. (для разных районов сухопутной части РФ), для шельфа - еще дороже. Добытая товарная продукция должна окупить все инвестиционные затраты на поиски, разведку и разработку, принести прибыль в размере и в сроки, определяемые нормативными документами недропользователя. Недропользователь не может себе позволить участвовать в заведомо убыточном проекте, поскольку это приведёт к банкротству. В этой связи необходимо формализовать понятие «залежь коммерческого значения» (сокращённо, «коммерческая залежь») и определить минимально допустимые параметры ловушек (поисковых объектов), способных её вмещать.
Для нахождения предельно допустимых геолого-экономических показателей месторождения (залежи), ниже которых промышленное освоение будет нерентабельным, можно в первом приближении выполнить относительно несложные расчеты. Суммируются затраты на весь цикл освоения месторождения или залежи. Для каждого региона они известны - это стоимость строительства поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, затраты на обустройство промысла и т.д. Все понесённые затраты должны окупиться продажей добытой продукции. Отпускные цены на газ, конденсат, нефть для каждого добывающего предприятия являются фиксированными в краткосрочном периоде. Установлены корпоративные сроки окупаемости инвестиций, нормы доходности. С учетом упомянутых показателей определяется потребное количество добываемой продукции за весь период действия лицензии и по годам разработки при разных сочетаниях показателей «средний дебит скважины» и «требуемое число скважин».
