Реферати українською » Геология » Знайти Карачаганак-2!


Реферат Знайти Карачаганак-2!

Страница 1 из 4 | Следующая страница

ЗнайтиКарачаганак-2!

>геологоразведивательнийсейсморазведка свердловина буріння

А.В.Феоктистов,

В.М.Лепилин,

В.А.Феоктистов


Чи можливо збільшення видобутку нафти і є по Саратовської області сумарно рівня 5млн.т.н.е/год? Це питання обговорюється фахівцями нафтогазовидобутку всі роки і безпосередньо пов'язані з результатами геологорозвідувальних робіт у регіоні. Сучасні тенденції розвитку ресурсної бази вуглеводневої сировини й шляху підвищення результативності геолого-розвідувальних робіт уВолго-Уральской іПрикаспийской нафтогазоносних провінціях (>НГП), загалом, й у Саратовської області, зокрема, обговорювалися на роботах [1-14]. Вочевидь, що уВолго-УральскойНГП можливо відкриття ще кілька десятків дрібних родовищ, які можуть опинитися кілька днів підтримати рівень видобутку Саратовської області, але з наростити більш ніж в 3 разу. Єдине сподівання наПрикаспийскуюНГП, де можливо відкриття 5 родовищ у п'ятому класікрупности від 1 до 3 млрд. т. у. т. і по 3 родовищ у п'ятому класікрупности до 5,5 млрд. т. (А.М.Репей,О.Г.Бражников, А.М.Голиченко [3],С.М.Карнаухов та інших. [5]). Де шукати як і шукати унікальної запасам родовищаПрикаспийской западини точно сказати неспроможна ніхто, але різних думок і рецептів напрацьовано вже багато [1-19, 23-28, 30, 41-63]. Найчастіше як аналога згадують для саратовського сегментаПрикаспийской западини об'єкт типуКарачаганак, з просторової його близькості іприуроченности до північному борту (мал.1).


Мал.1. Схема основних об'єктів ГРРПрикаспийской западини і її північного обрамлення

Якщо знайтиКарачаганак-2, то Саратовська губернія буде добувати 5млн.т.н.е. і ба більше. Щоб знайтиКарачаганак-2, треба відповідати втричі питання:1-как влаштованийКарачаганак (параметри об'єкта пошуку);2-где шукати аналог у Саратовській області;3-как шукати (методи і засоби пошуку). Відповіді всі запитання можна знайти, вивчивши історію відкриттяКарачаганака, і знаючи основні закономірності розвиткуПрикаспийскойНГП, як він вмістилища.

Під час пошуку відповідей у пресі будь-який дослідник стикається з впливом людського, вираженого в неоднозначності трактування регіональних еліт і локальних моделейПрикаспийской западини іКарачаганакского родовищаУВ, що випливає з робіт, які у списку літератури [1-65]. Це з підміною фактів їх суб'єктивним тлумаченням як окремими фахівцями, і галузевими організаціями, компетентними лише угеонауке чи групігеонаук. Надзвичайно висока спеціалізація в геофізики і геології став основним гальмом в об'єктивному пізнанні надр, а взаємна незатребуваність суміжних фахівців - є основним джерелом більшості помилок [40]. Успіх застосування сучасних технологій визначається інтеграцією всіх знань об'єкт пошуку, системним підходом і конструктивним співробітництвомгеодисциплин будь-якою з етапів ГРР [16, 17, 21, 22, 24-28, 30-40, 60, 64, 65].

Низка крупних відкриттів унікальних за запасами родовищУВПрикаспийской западини була пов'язана з технічним прогресом в розвідувальної геофізики і бурінні. Необхідність науково-технічного прогресу забезпечувалася будівництвом і буріннямАралсорской іБиикжальской щонайглибших свердловин за проектними глибинами 7 км [13, 14, 46].Виявленное розбіжність геолого-геофізичних прогнозних моделей з результатами буріння цих свердловин дало нового потужного імпульсу методичним і технічним розробкам у сфері геології і геофізики й призвело до наступним відкриттям. Головну роль грали самі параметричні свердловини, дозволяють мінімізувати неоднозначність рішення зворотних геофізичних завдань околицяхсолянокупольной тектоніки. Матеріалисверхглубокогопараметрического буріння привели геологів до принципово новим висновків. На великих глибинах гірські породи, які маютьфильтрационно-емкостними властивостями, необов'язково присвяченіантиклинальним структурам, зонамвиклинивания чистратиграфического незгоди, що входить у поняття пасткиУВ у комунікативній методиці пошуків нафти і є на малих та середніх глибинах (до 3,5 км). Наявність колектора глибше 4-5 км – явище випадкове; ймовірність його визначатися тільки на міждисциплінарному рівні вивчення динамічних систем, які з твердої, рідкої і газоподібної фаз речовини [16, 19, 42-44, 50, 52, 53].Продуктивниеподсолевие горизонти характеризуються жорсткимитермобарическими умовами: аномально високим пластовим тиском (>АВПД) - до 89МПа і температурою до 180 градусів Цельсія [42]. Тому методичні і технічні засоби пошуків покладів великих, малих та середніх глибинах би мало бути спеціалізованими в умовах об'єкта чимногоуровенними.

Наприкінці 1970-х років було відкрито Оренбурзьке і АстраханськеГКМ, Тенгіз іКарачаганак, низку інших родовищ, що спонукали казати проПрикаспийской западині як "про зоні гігантських вуглеводневих скупчень (мал.1), [6-19]. Відкриття родовищУВ вподсолевомкарбонатном комплексі були випадковими, а підготовленими скоординованими зусиллями трьох галузевих міністерств СРСР, з участю міністерств Казахстану, по комплексним програмам прискореногоопоискованияПрикаспийской западини, із залученням всіх галузевих інститутів всесоюзного значення, протягом трьох п'ятирічок (1976-1990). На етапі пошукуатоллоподобниеорганогенние будівлі невеличкий площі (240–400 км2), але значної висоти (понад тисячу м) Тенгіз іКарачаганак виявлено за матеріаламигравиразведки і сейсморозвідкиМОГТ-2Д [14-18]. Прогноз розвитку шельфових карбонатних порід, які включаютьрифогенние тіла, донедавна проводили з урахуванням моделікарбонатного кільцяПрикаспийской западини. Цілеспрямований пошук карбонатних масивів з урахуванням аналізу внутрішньої структуриподсолевого комплексу, з урахуваннямдопермского регіонального плану, став стратегієюгеолого-поискових робіт не на нафту та газу вПрикаспийской западині [12].

Нині більшість дослідників вважає, що північно-західна і південно-східна частиниПрикаспийской западини розвивалися по-різному сценарієм і, мають різні потенціали нафтогазоносності. Проблеми генези й історію розвиткуПрикаспийскойНГП намагалися вирішити з позиції класичної геології, з урахуваннямструктурно-формационного аналізу та тектоніки плит, пропонуючи різні варіанти будівлі танефтегазонакопления з цією найбільшої нафтогазоносної провінції [1-13, 16, 17,41, 42, 46-48]. Запропоновані моделі неоднозначні й іноді суперечливі. Вони пропонували ">рифовое напрям ГРР" як основне і комплексне методичне рішення, у вигляді розширеного набору геофізичних і геохімічних методів на пошуковому етапі спираючись на сейсморозвідку. Усаратовском сегменті бортовий зониПрикаспийской западини виділялиПитерско-Новоузенскую іУральскуюподсолевие карбонатні товщі девонського інижнекаменноугольного часу освіти як зонинефтегазонакопления (>ЗНГН).Карачаганакская зона розвитку карбонатних відкладень виступала як самостійної [12] чи роліКарачаганак-КобландинскойЗНГН, оскільки включала ще йкарбонатинижнепермского віку [11].

Розвідка й освоєння родовища Тенгіз здійснювалася під егідоюМиннефтепрома СРСР із постановкою на родовищі просторової сейсморозвідкиМОГТ-3Д площею 580 км2 силами геофізичного тресту ВАТ ">Саратовнефтегеофизика". Були спроектовані і реалізовані досвідченіскважинние моніторингові дослідження УСП ісейсмопросвечивания, зробленосейсмостратиграфический аналіз3Д-съемки, дано оцінку розвідувальних можливостей геофізичних методів, встановлено зв'язок аномально високих шарових тисків (>АВПД) із заснуванням карбонатнихсуперколлекторов рахунок розриву пластів ін'єкціями флюїду [11, 13, 17,18, 20, 43, 51].

На родовищіКарачаганаксейсморазведкаМОГТ-3Д проводиласяМингео СРСР силамиПГО ">Казгеофизика",НВНИИГГ і НВО ">Нефтегеофизика" [15-17]. Задля реалізації потенціалу родовищаКарачаганак технічні експерти компаній Аджіп, Брітіш Газ і ЛУКойл планували 1999 року провести велику за обсягом сейсмічну зйомку3Д площею 800 км2. Для сприяння інтерпретації матеріалів3Д експерти вивчали можливість розміщеннягеофонов в свердловинах [19]. Матеріали розвідкиКарачаганакарекордни поПрикаспию: пробурено 74 свердловини середньої глибиною 5173 м, 43 свердловини виявилися продуктивними, 13 свердловин передано у фонд експлуатаційних [14]. Напрацьовані матеріали були доступні для російської геолого-геофізичної громадськості до поділу єдиноїПрикаспийскойНГП на Російську іКазахскую частини, і шматочки ліцензійних ділянок з конфіденційної геолого-геофізичної інформацією у кожному їх [1-3, 7-13, 15-17, 29, 65]. Зіставлення даних буріння з більш як 20 свердловин глибиною 4,5-5,5 км і структурної сейсморозвідки (>Аванесов А.М., АлексєєвГ.Н. 1980, 1982, 1983 [29]) виявили дуже серйозні помилки сейсмічних побудов для поверхні солі від – 436 м. до +990 метрів і першаподсолевой кордону від – 339 м. до +>1068м. Наступний перегляд сейсмічного матеріалу, з урахуванням даних буріння, призвів до зменшення діапазону величин похибок і до зменшення їх дисперсії майже у чотири разу. Порівняльний аналіз збіжності даних сейсморозвідки і буріння й інших районівПрикаспийской западини показав, що східний і південно-західний бортуПрикаспийской западини сприятливіші щодо сейсморозвідки і характеризуються істотно меншими похибками сейсмічних побудов (особливоАстраханский звід). У межах площ, де безупинно ведеться глибоке буріння, відзначається скорочення похибок сейсморозвідки рахунок корекції геологічних інтерпретаційних регіональних еліт і локальних моделей. Цьому сприяє поступове впровадження сучасних технологій інтерпретації сейсморозвідки:сейсмостратиграфии [30],структурно-формационной інтерпретації (>СФИ, [31]) і сучасних галузевих стандартів [32-39].

ОсвоєнняКарачаганака призвело до відокремленню й відособленню девонського напрями пошуково-розвідувальних робіт не на нафту та газу північ відПрикаспийской западини [9, 14], та був іАстраханском зведенні [44, 48, 53]. Пошукбессернистих покладівУВ поруч із пошуком родовищкарачаганакского типу є головним стратегічним завданням ГРР у програмі РАТ "Газпром" [48]. У період із 1993 р по 2006р на оренбурзькому ділянці північного бортуПрикаспийской западини було пробурено 17 свердловин глибиною понад п'ять км на перевірку рифових об'єктівкарачаганакского типу [2, 48, 49, 58]. На ліцензійних ділянках РАТ "Газпром" і ТОВ ">Оренбурггазпром" широко використовувалися нові технологіії прямого прогнозуУВ: ">Анчар",сейсмолокация бічного огляду (>СЛБО),електроразведкаДНМЭ, майданнагравиметрия ігазогеохимическаясъемка. Про внесок кожної з цих методик нічого конкретного не повідомляється. Вказується, що цих методик використовували лише як доповнення до паспортами на об'єкти, підготовлені до пошуковому бурінню за даними сейсморозвідкиМОГТ. Судячи з дуже критичним відгуків щодо основного методу – сейсморозвідки - можна вважати, що прямий прогноз на промислові скупченняУВ доки працює, а, по матеріалам буріння ">рифовое напрям" не підтверджується [48, 49, 58, 60]. Результати ГРР вПрикаспийской западині узагальнені у роботі [48] і на думку групи фахівців "прогнози нарифовие об'єкти з усього периметруПрикаспийской западини зазнали повний крах". Об'єктикарачаганакского типу не знайдено у зв'язку з недостатньою ефективністю польових геофізичних методів длясолянокупольних і великих глибин. Передусім це стосується основному методу -сейсморазведке. Не підтверджуються бурінням як аномалії сейсмічної записи типу "риф", а й підготовленісейсморазведкой локальні структури. Аналітичні висновки фахівців свідчить про неадекватності моделі і геологічної будови бортовий зониПрикаспийской западини, внаслідокнедоучета якісних змін фільтраційних іемкостних властивостей гірських порід великих глибинах, які впливають картину розподілу покладів нафти і є. З. М.Карнаухов (ВАТ "Газпром", [49]) свідчить про помилки сейсморозвідки погипсометрииподсолевих горизонтів від 248 м (>скв.Каинсайская -1), 690 м (>скв.Буранная -1) до 2138 м (>скв.Южно-Линевская -1) та підтверджує, що хвильова картина була наЮжно-Линевском об'єкті сформована товщеюперемятих галогенних відкладеньиреньского віку, аЛиневская аномалія типу "риф" освіченатерригенно-карбонатно-галогенними породами такого самого віку. Товщинанижнепермских карбонатів в депресійноюфации становила 82 м, замість 1669 м очікуваних рифових вапняків. За результатами сейсморозвідки3Д дослідники дійшли висновку, що у вивченому ділянці відсутні великі перспективні структурні форми.СкважиниЮжно-Линевская-1 іКаинсайская-2 закладено над оптимальних умовах, але "й не виключається можливість наявності в внутрішньоїприбортовой зоніорганогенних будівелькарачаганакского типу" [49]. Для побудови адекватної моделі північної бортовий зони під ОдесоюОренбуржье необхідно мати хоча б тільки кондиційний профільнийсейсмогеологический розріз з повноцінними даними по свердловин [48]. Передбачається пробурити пошукову свердловину в зведенніЛиневской структури та ще одну свердловину дільниці різкого ухилу борту. Примітно, щодо буріння сейсмічні структури були додатково вивчені докладними дослідженнями методом низькочастотної розвідки ">Анчар" ігазогеохимической зйомки поКаинсайскому,Буранному іБарханному ділянкам. НаЮжно-Линевской структурі аномалії типу "риф" задовільно збігалися з контуром аномалії ">Анчар". Буріння розпочато після отримання позитивних висновків на проект фахівцівГАНГа і журналіста міжнародного експертаХ.Е.Соколина [49]. Негативні результати буріння за настільки потужної опрацюванні проектів пов'язані із людським чинником. Пошукові моделі створювалися представників різнихгеонаук, спираючись за власні дані, без складання узгодженої моделі умультидисциплинарном режимі. Рішення про бурінні свердловини приймалося за даними сейсморозвідки2Д до завершення робіт3Д. Зазвичай за подібного сценарію і виникає взаємна незатребуваність в суміжних фахівцях, що причиною помилок під час створення інтерпретаційних моделей у непростих багатоцільових проектах [40, 64, 65]. Непрофільні (для РАТ "Газпром") галузеві стандарти [31-39] у своїй можуть ігноруватися.

НаАстраханскомГКМ були успішно випробувані нові засобисверхглубиннойвисокоразрешающейелектроразведки зМГД-генератором [21].СейсморазведкаМОГТ-3Д комплексно згравиразведкой проводиться нині площею всього гірського відводуАГКМ (2099 км2) по спеціальної комплексну програму РАТ "Газпром" [1-3, 48, 53]). Основною метою розвідки є пошукбессернистого газу, поклади якого прогнозуються у відкладеннях девону.Параметрическим бурінням свердловиниДевонская-2 зтерригенних відкладень середнього девону отримано приплив сухого метанового газу без сірководню. А роботи з випробуванню свердловиниДевонская-2 проводила компанія ">Халибуртон", а й через найскладніших гірничо-геологічних умов такий відомої компанії зірвалася виконати їх якісно для карбонатних порід середньої та нижньої девону. Оцінки нафтогазоносності неможливо знайти визнані достовірними [48].Аномалия сейсмічної записи,трактуемая геофізики як об'єкт типу "риф", бурінням свердловиниПравобережная-1 не підтвердилася [48]. Встановлено принципово інший тип об'єкта:субвертикальная система тріщинуватих порід (>ЗТР-зона тектонічногоразуплотнения чи ">газовод" [52] чиЗПТ-зона підвищеноїтрещиноватости [53]), Запропонованоавтоколебательная модель формуванняместорождений-гигантовПрикаспийской западини [43, 44]. Відзначено, що ЗТР впевненокартируется3Д-сейсморазведкой в ">сверхтолстих" продуктивних карбонатних товщах [52]. Фахівці Statoil такі зони насейсмопрофилях називають "сейсмічними димоходами" і пов'язують його з шляхами міграції ">корових" вуглеводнів. Голландська компаніяdGB (deGroot-Bril EarthSciences) разом з Statoil розробила комерційні послуги під назвою TheChimneyCube. Вони передбачають використання нейромережі для автоматизації виділення "сейсмічних димоходів" до джерела з прогнозом заповнених і сухих структур.Нефтегазонакопление вкорово-трещинной середовищіподсолевого комплексу зумовлено й не так силами гравітації, і навіть води, скільки впровадженням у це середовище ітермогеодинамически активну зону ">корового хвилеводу" струменя вуглеводнів під значним тиском із освітою поклади масивного типу в карбонатних колекторах з поверхом нафтогазоносності до 1600 метрів ввисокоамплитудних пастки (Тенгіз,Карачаганак).Прорвавшиеся флюїди з зон ">корового хвилеводу" взаємодіють із вже утвореними флюїдами, у результаті формуються складніоднофазние ідвухфазниефлюидальние системи, чужі тому глибинному інтервалу, де вони виявлено [43, 44, 52]. Появаавтоколебательних моделей міграціїУВ в тріщинуватої середовищі верхньої кори пов'язані з прогалинами класичної теорії органічної нафти і латеральної міграції. Провідна роль вертикальної міграціїУВ по диз'юнктивним порушень істратиграфическим вікнам зверхнедевонско-турнейского комплексу увизейско-башкирские інижнепермские колектора родовищПрикаспийской западини відзначено роботі [45]. На унікальних родовищахПрикаспийскойНГП, як у опорних полігонах, розроблялисяаппаратурно-технические кошти, методи і програмні комплекси на інтеграцію геофізичних матеріалівграви-магнито-електро-сейсморазведки в наземному й свердловинному варіантах і буріння з уточнення геологічної будовисложнопостроенних об'єктів, визначення їхніх фізичних параметрів і пошукових ознак, прогнозу речовинного складу резервуара іфлюидонасищения [15-21], власне на міждисциплінарному рівні. Концентрація зусиль і коштів у локальних об'єктахПрикаспийской западини призвела до вдосконаленню техніки і технологій, приладів та систем розвідувальної геофізики, розробці нових наукових напрямів у нафтовій геології з урахуванням набутків у суміжних напрямах наук Землю.

Страница 1 из 4 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація