9. Методы поисково-разведочных работ на нефть и газ

В комплекс методов поисково-разведочных работ на нефть и газ в Припятском прогибе входят аэромагнитные, гравиметрические, электрометрические и сейсмические исследования, бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин.

На этапе региональных работ использовались аэромагнитные, гравиметрические и электрометрические исследования, но основным методом является сейсморазведка по региональным профилям в комплексе с бурением глубоких опорных и параметрических скважин. Региональные работы с начала восьмидесятых годов ведутся сейсморазведкой методом ГСЗ‑МОГТ с целью изучения строения осадочного чехла и всей консолидированной коры. Глубинность исследований достигает 60‑80 км. Отработаны три профиля ГСЗ‑МОГТ протяженностью более 700 км, ориентированные вкрест простирания Припятского прогиба с выходом на 30‑50 км за его пределы. Шаг наблюдений составляет 100‑150 м. Промежутки между профилями ГСЗ‑ОГТ заполняются сетью опорно-параметрических профилей с расстоянием между ними 8‑12 км. Шаг наблюдений вдоль профилей – не более 25‑30 м, иногда он сокращается до 12‑15 м. С помощью этих профилей изучается преимущественно осадочный чехол, проводится детализация строения отдельных нефтеперспективных зон, а также сейсмостратиграфический анализ и районирование. Сеть профилей располагается таким образом, чтобы они прошли через устья наибольшего количества глубоких скважин, в которых проведены сейсмические и акустические исследования, пересекли месторождения, литологические неоднородности, органогенные постройки, зоны выклинивания и эрозионных срезов и другие объекты, с которыми могут быть связаны ловушки.

Бурение параметрических скважин в комплексе с региональными сейсмическими работами позволяет изучать скоростные параметры разреза и привязывать опорные отражающие горизонты.

На региональном этапе решались задачи изучения тектонического строения прогиба, литологической и стратиграфической характеристики осадочного чехла, оценки перспектив нефтегазоносности девонских отложений, выделения перспективных районов и зон нефтегазонакопления, выявления нефтеперспективных локальных структур.

Выявление ловушек и их подготовка к глубокому поисковому бурению на поисковом этапе осуществлялась ранее в Припятском прогибе комплексом МРНП, МОВ и КМПВ, а сейчас осуществляется площадными сейсмическими работами МОГТ с обработкой получаемых материалов на ЭВМ. Расстояния между профилями составляют 0,5‑1,0 км. Используются 12 – и 24‑кратные системы наблюдений ОГТ, шаг наблюдений 50 м. Применяется группирование трех скважин на базе 50 м. При изучении сложнопостроенных зон и вещественного состава пород, а также малоамплитудных объектов, кратность накопления увеличивается, шаг наблюдений сокращается до 15‑30 м и используются группы небольших зарядов в количестве 8‑10 штук.

Переход к поискам малоразмерных сложнопостроенных объектов повысил роль детализационных сейсмических работ. Детализационные сейсмические работы выполняются с целью оптимизации местоположения точек заложения последующих скважин и определения целесообразности продолжения бурения на изучаемом объекте, если первые поисковые скважины не принесли положительных результатов и есть основания считать, что они пробурены не в оптимальных условиях. Наземные детализационные работы МОГТ проводятся по усложненным методикам. Как правило, в отличие от обычных работ используются более высокие кратности накоплений от 24 при обычном МОГТ до 60‑100 при работах в модификации “широкого” профиля. Шаг наблюдений сокращается в два раза. На этапе детализации в условиях сложноразблокированных участков в зонах крупноамплитудных региональных разломов применяется комплекс скважинных и наземных сейсмических методов, включающих ВСП, МОГ и МПГС.

В производство сейсморазведочных работ внедряются невзрывные источники, а при обработке материалов – новые програмные комплексы, позволяющие прогнозировать вещественный состав и нефтегазоносность картируемых толщ. При интерпретации материалов осуществляется комплексирование данных сейсморазведки, детальной гравиразведки и магниторазведки.

Для выявления и подготовки сейсморазведкой локальных ловушек в осадочном чехле Припятского прогиба используются отражающие границы по горизонтам: 1) IVа ланскому (поверхность подсолевого терригенного комплекса); 2) IV евлановскому (поверхность подсолевого карбонатного комплекса); 3) IIIа ливенскому (подошва межсолевого комплекса); 4) III петриковскому (кровля межсолевого комплекса); 5) IIа лебедянскому (внутрисолевой прослой галитовой подтолщи); 6) I стрешинскому (поверхность верхней соленосной толщи). В ряде районов прогиба картируется поверхность кристаллического фундамента V.

Достоверность и точность структурных построений по сейсмическим данным обеспечивает выделение ловушек амплитудой свыше 50 м. Точность определения пространственного положения разрывных нарушений находится в пределах 0,3‑0,5 км, что сопоставимо с шириной залежей нефти, тектонически экранируемых разломами.

Структуры, подготовка которых согласно с действующими инструкциями по сейсморазведке признана кондиционной, переходят в стадию поиска месторождений (залежей) поисковым бурением, в противном случае на них рекомендуется проводить дополнительный объем геолого-геофизических исследований.

На площадях, достаточно изученных геофизическими методами и бурением, подготовка отдельных объектов осуществляется комплексным анализом имеющегося материала силами научно-исследовательских и тематических групп без дополнительных площадных сейсмических работ или при минимальных объемах детализационных исследований.

Ранее при подготовке структур применялось структурное бурение с вскрытием поверхности верхней соленосной толщи в сводах соляных поднятий, однако в конце шестидесятых годов структурное бурение было исключено из комплекса геологоразведочных работ на нефть в Припятском прогибе, поскольку было установлено несовпадение структурных планов надсолевых отложений и кровле верхней соленосной толщи и нефтеперспективных межсолевого и подсолевого комплексов.

Открытие месторождений на подготовленных сейсморазведкой ловушках осуществляется бурением поисковых и иногда параметрических скважин, их разведка и подготовка к разработке – разведочным бурением.

По состоянию на 1 января 1991 г. в Припятском прогибе пробурено 1 248 поисковых, разведочных, опорных и параметрических скважин. Общий объем бурения составил 4 297 076 м, в том числе опорно-параметрического – 480 476 м, (143 скважины), поискового – 2 522 114 м (732 скважины) и разведочного 1 294 486 м (373 скважины). В результате их бурения по состоянию на 1 января 1991 г было открыто 52 месторождения нефти, включающих 126 залежей. После 1991 г количество пробуренных скважин существенно не увеличилось в связи с резким снижением объемов бурения.

Из числа открытых месторождений только два (Речицкое и Осташковичское) по объему промышленных запасов относятся к категории крупных (с запасами более 30 млн т), одно (Вишанское) – к средним, остальные 49 – к мелким и очень мелким (с запасами менее 10 млн т). Среди последних преобладают очень мелкие месторождения, извлекаемые запасы которых не превышают 1 млн т (31 месторождение).

Месторождения нефти в основном многопластовые и включают от одной до пяти залежей. В площадном отношении нефтеносный горизонт часто расчленен разрывными нарушениями на отдельные блоки, каждый из которых является самостоятельной ловушкой и содержит самостоятельную залежь. Контуры залежей подсолевого, межсолевого и верхнесоленосного нефтегазоносных комплексов в плане не совпадают и смещены относительно друг друга на 50% и более. Обычно межсолевые залежи смещены от подсолевых до 3 км в сторону от разломов, на изученных зонах нефтегазонакопления – к северу.

Комплекс нефтепоисковых работ с бурением поисковых скважин был начат в Припятском прогибе в 1952 г., когда еще не были решены основные задачи регионального этапа и не были выделены наиболее перспективные районы и зоны нефтегазонакопления. Поэтому поисковые работы проводились, как выяснилось позднее, в малоперспективных районах и к тому же на неподготовленных по нефтеносным комплексам структурах, в связи с чем они оказались безуспешными и открытие первого промышленного месторождения затянулось до 1964 г., когда было открыто Речицкое нефтяное месторождение. Первые поисковые скважины закладывались в сводовых частях поднятий (Ельское, Наровлянское, Копаткевичское и др), закартированных по кровле верхнесоленосных отложений, а они смещены по отношению к сводовым частям поднятий в нефтеперспективных межсолевых и подсолевых отложениях, которые в то время не картировались сейсморазведкой. В результате этого применявшееся размещение поисковых скважин оказывалось не эффективным. Структуры разбуривались 1‑2, редко 3 скважинами, располагавшимися на поперечных профилях.

Открытие в 1964 г Речицкого нефтяного месторождения привело к перемещению поисковых работ в северную, наиболее перспективную часть Припятского прогиба, что вызвало резкое повышение эффективности поисково-разведочных работ. Этому способствовало методическе и техническое перевооружение сейсморазведки, заключавшееся в повсеместном переходе от проведения работ комплексом МРНП, МОВ, КМПВ к широкому внедрению МОГТ и обработке на ЭВМ получаемых материалов, что позволило изучать строение перспективных межсолевого и подсолевого нефтеносных комплексов. Результатом этого явилось открытие в 1965‑1967 гг. наиболее крупных Осташковичского, Вишанского и Давыдовского месторождений, в 1972‑1977 гг. – Мармовичского, Южно-Осташковичского, Золотухинского, Восточно-Первомайского, Березинского, Южно-Сосновского и ряда более мелких нефтяных месторождений. В это время растет и достигает своего максимума эффективность геологоразведочных работ. В 1965 г. прирост запасов на метр проходки скважин составлял 33,3 т/м, в 1968 г он достиг максимума – 126,5 т/м, а себестоимость 1 т прироста запасов составляла 1,44 руб. В дальнейшем показатель прироста запасов нефти на один метр проходки стал неуклонно снижаться, а себестоимость единицы прироста возрастать.

Методика поисковых работ заключалась в размещении скважин на структурах по системе нескольких поперечных профилей. Профили освещали сводовые (головные), крыльевые и периклинальные части структур. На наиболее крупных структурах бурилось от трех до пяти скважин в сводовых и крыльевых частях и от двух до трех скважин в периклинальных частях. Расстояния между профилями изменялись от 1,8 до 5,5 км, а между скважинами в профилях – от 1,2 до 2,5 км. Количество профилей, расcтояния между ними и скважинами в профилях определялись размерами и формой структур, типом залежей базисных горизонтов, соотношением в плане их контуров и расположением ранее пробуренных скважин. Первые скважины на структурах обычно бурились как параметрические до окончания работ по подготовке структур к поисковому бурению в комплексе с сейсморазведочными работами.

В качестве примера можно привести методику разбуривания Речицкого месторождения (Балашов, Богино, 1966).

По результатам сейсмических работ КМПВ, МОВ и РНП структура по межсолевым и подсолевым отложениям представлялась в виде брахиантиклинальной складки субширотного простирания размером 16х3,5 км с погруженным по разлому южным крылом. На структуре были пробурены 1 параметрическая, 9 поисковых и 12 разведочных скважин. Поисковые скважины размещались на трех профилях, ориентированных вкрест простирания поднятия с тремя скважинами на каждом профиле:по две на северном, и по одной – на южном крыльях. Расстояния между профилями составляло 3,6‑4 км, между скважинами в профилях – 1,2‑1,7 км. В результате бурения поисковых скважин было уточнено строение Речицкого поднятия, усатновлена промышленная нефтеносность ланского (скв. 2), семилукско-воронежского (скв. 6, 7, 9) и задонского (скв. 8) горизонтов, дана предварительная оценка запасов. После успешного решения задач поискового этапа месторождение вступило в этап разведочных работ.

На первой, предварительной стадии разведки бурение скважин проводилось на трех разреженных профилях с расстояниями между профилями 3,25‑4,25 км. Одна группа скважин бурилась до кристаллического фундамента с целью промышленной оценки залежей в подсолевом терригенном комплексе и одновременно попутного изучения залежей подсолевых и межсолевых карбонатных отложений вторая ‑ на подсолевой карбонатный комплекс для подготовки в нем запасов нефти и попутной оценки нефтеносности межсолевых отложений; третья – на межсолевой комплекс для оценки его промышленной нефтеносности. По одной скважине было пробурено на периклиналях с целью уточнения контуров нефтеносности.

На второй стадии разведки были пробурены скважины на трех новых профилях, промежуточных по отношению к первым трем, в результате чего расстояния между профилями были доведены до 1,5‑2 км. Скважины на трех последних профилях были размещены в шахматном порядке по отношению к скважинам трех первых профилей с целью равномерного освещения бурением залежей нефти. По результатам поискового и разведочного бурения была выполнена оценка запасов и месторождение было подготовлено к промышленной разработке.

Поисково-разведочные работы на Речицком месторождении характеризуются высокой эффективностью: из 22 пробуренных скважин 16 оказались в контуре нефтеносности, в том числе 1 параметрическая, 6 (67%) поисковых и 9 (75%) разведочных. Высокоэффективными были поисково-разведочные работы также на Осташковичском и Вишанском месторождениях. На Осташковичском месторождении в контуре нефтеносности по межсолевым и подсолевым отложениям оказались 6 поисковых скважин из 10 (60%) и 6 разведочных скважин из 10 (60%), на Вишанском месторождении соответственно 3 из 6 (50%)поисковых и 5 из 10 (50%) разведочных. Следует отметить, что в среднем, как свидетельствует мировая практика, только 25% поисковых и разведочных скважин оказываются нефтегазоносными. Высокая эффективность поисково-разведочных работ на этих структурах объясняется крупными размерами поднятий и залежей и достаточно высокой достоверностью структурных построений, по которым закладывались скважины. Степень сходимости предварительных и окончательных структурных построений составляет 0,8 для Речицкого, 0,956 для Осташковичского и 0,92 для Вишанского поднятий.

Начиная с 1966 г. достоверность подготовки структур к поисковому бурению сейсморазведкой по подсолевым и межсолевым отложениям снижалась в связи с уменьшением размеров и амплитуд структур и их более сложным мелкоблоковым строением, поэтому структурные построения часто не подтверждались бурением и поисковые и разведочные скважины выполняли задачи структурных, что приводило к снижению эффективности геологоразведочных работ. Заметно достоверность сейсморазведки начала повышаться с 1975 г. в связи с широким внедрением МОГТ и обработки получаемых материалов на ЭВМ.

При размещении поисковых и разведочных скважин на все уменьшающихся по размерам структурах применялся принцип размещения скважин по профилям или по кресту. Расстояния между профилями и скважинами определялись исходя из размеров и конфигурации ловушек, при этом иногда они оказывались неоправданно большими, что приводило к пропуску месторождений (Южно-Сосновское месторождение). Бурение предусмотренных в проекте скважин, как правило, осуществлялось практически одновременно без ожидания результатов по ранее введенным в бурение скважинам.

В условиях современного этапа, который начался с середины семидесятых годов, с высокой степенью изученности Припятской нефтегазоносной области и высокой (более 47%) степенью освоения начальных потенциальных ресурсов, с небольшими размерами ловушек (средняя площадь ловушки 4,75 кв. км) и небольшими размерами и запасами ожидаемых залежей (в среднем 0,41‑0,42 млн т), усложняются условия и методика поисков и подготовки ловушек и поисков в них залежей углеводородов. Ловушки в подсолевых и межсолевых отложениях представляют собой мелкие, ограниченные нередко малоамплитудными (первые десятки метров) разломами блоки в поднятых и опущенных крыльях сбросов большой амплитуды или на склонах ступеней, с сложным, мозаичным рапространением коллекторов.Достоверность подготовки и последующей детализации таких объектов сейсморазведкой невелика, что ведет к бурению на них значительного числа непродуктивных скважин, которые наряду с поисковыми и разведочными решают структурные задачи по уточнению геологического строения.

В таких условиях в каждом блоке закладывается одна поисковая скважина в той части подготовленной ловушки, которая по совокупности всех данных имеет наиболее благоприятные условия для формирования и сохранения залежи нефти в базисном горизонте, при этом по возможности вскрываются и остальные перспективные горизонты. На тектонически, литологически и стратиграфически экранированных ловушках скважину смещают от линии экранирования на 200‑250 м, чтобы избежать попадания ее в зону возможной кольматации пород-коллекторов или резкого сокращения их толщины. В первой скважине для детализации строения ловушки проводятся скважинные сейсмические исследования (ВСП, МОГ, МПГС) и отрабатываются дополнительные сейсмические профили МОГТ. При отрицательных результатах бурения с учетом полученных при бурении и детализационных исследованиях данных решается вопрос о заложении второй, а при необходимости и третьей скважины. Если отрицательные результаты получены и в третьей скважине, структура выводится из поискового бурения.

Дело в том, что для определения рационального числа поисковых скважин, необходимых для открытия месторождения нефти в Припятском прогибе, был проведен анализ данных по количеству скважин, затраченных на открытие залежи базисного горизонта, и было установлено, что для установления продуктивности достаточно в основном не более трех поисковых скважин, что и является рациональным количеством (Микуцкий и др., 1997).

При получении первого промышленного притока нефти в поисковой скважине поисковый этап считается завершенным, осуществляется предварительная оценка запасов ловушки по категории С₁+С₂, сравнение их с минимально рентабельными и обосновывается целесообразность ввода ее в разведочное бурение.

Размеры залежи определяются с учетом коэффициента заполнения ловушки, а положения ВНК для подсолевых залежей, залегающих на глубине более 3000 м прогнозируется на основании установленной зависимости между отметками ВНК и свода ловушки по формуле Н_ВНК = 1,026 Н_СВ – 72 (Шахновский и др, 1982). Разведочные скважины закладываются по системе одиночных точек, при которой главными критериями, определяющими положение скважин и их количество, являются морфология ловушки, ее размеры, тип залежей, число продуктивных горизонтов и их соотношения в разрезе, при этом обязательно соблюдается принцип зависимого заложения скважин.

При разведке тектонически экранированных залежей первая разведочная скважина закладывается в направлении периклинали ловушки по ее простиранию на отметке, соответствующей возможной высоте залежи. Если она окажется в пределах залежи, то бурение второй разведочной скважины следует проводить на противоположной периклинали. Третья разведочная скважина бурится вкрест простирания ловушки от поисковой в направлении контура нефтеносности и она, учитывая небольшую ширину залежи, подсечет ВНК или окажется за контуром нефтеносности. Такое размещение скважин соответствует треугольной системе. В тех случаях, когда скважина пересекает плоскость сброса и оказывается за контуром нефтеносности, рекомендуется бурить второй ствол из пробуренной скважины, направленный в сторону залежи. После бурения 2‑3 разведочных скважин и получение из них притока дальнейшее изучение залежи целесообразно осуществлять за счет опережающего эксплуатационного бурения.

Поисково-разведочные работы на нефть сопровождаются оперативным анализом результатов бурения, аналитических определений и геофизической информации, который осуществляется тематическими и научными подразделениями. При этом обобщаются материалы как по локальным объектам, так и по группам структур и тектоническим зонам. Результатам таких обобщений являются рекомендации по проведению дополнительных детализационных сейсмических работ или по заложению скважин и по результатм таких обобщений было открыто значительное количество залежей нефти (Борисовская, Западно-Сосновская, Левашевская, Южно-Оземлинская, Южно-Сосновская, Славаньская, Восточно-Угольская, Чкаловская площади).

Одной из главных задач оперативного анализа является локальный прогноз нефтегазоносности – компетентоное на определенную дату заключение о перспективах нефтегазоносности участка нефтегазоносносо бассейна (отдельной структуры, блока, неантиклинальной ловушки, группы смежных структур или блоков) на основе комплексного анализа всего имеющегося геолого-геофизического материала. Задачами локального прогноза в зависимости от стадии работ являются: 1) оценка кондиционности подготовки объекта; 2) выделение и оценка надежности ловушки по ее элементам (прогноз коллектора, прогноз качества покрышки с учетом трехслойного строения резервуара, прогноз латерального экрана); 3) оценка типа флюида в ловушке, 4) оценка ожидаемых запасов УВ; 5) разработка рекомендаций по очередности ввода локальных объектов в бурение, разработка рекомендаций по продолжению начатых работ с учетом результатов по ним на дату оценки.

При этом широко используются методы анализа латеральных экранов для ловушек в основном по разломам, наиболее надежными из которых являются соленосные отложения, методы прогнозирования коллекторов и флюидоупоров, в том числе с применением методов прогнозирования геологического разреза (ПГР), основанных на различных преобразованиях сейсмической записи (Микуцкий, Слободянюк, Клушин, 1997).

В качестве прямых геофизических методов в комплексе поисково-разведочных работ в Припятском прогибе используются сейсморазведка, гравиразведка и магниторазведка. Геохимическими методами было выявлено 80 нефтеперспективных аномалий, 28 из них было изучено бурением и на 15 (53%) получены положительные результаты. Комплексом прямых геофизических и геохимических методов было подготовлено к бурению пять аномалий типа залежь (АТЗ), три из них было проверено бурением и получены отрицательные результаты.