CC BY
44
ное расстояние и высоту без применения специальной подъемной техники, а также использовать современные способы тушения пожаров навесными струями с
относительно безопасного для ствольщиков расстояния.
Библиографический список
1. Патент RU 2111782, МПК 6 А 62 С 31/02, 31/12. Пожарный ствол Осиповых / Г.И. Осипов, А.Г. Осипов, А.В. Осипова; Заявитель и патентообладатель они же. - № 97102129/12; заявл. 11. 02. 1997; опубл. 27.05.98. Бюл. № 15. С. 4.
2. Патент RU 79433 Ш, МПК А 62 С 31/02, 31/12. Универсальный пожарный ствол / А.Г. Осипов, Ю.Н. Горнов, П.В. Королев. Заявитель и патентообладатель ГОУ ИрГТУ. -2008130703/22; заявл. 24.07.2008; опубл. 10.01.2009. Бюл. № 1. С. 13.
УДК 550:553.981
МЕТОДЫ ОПТИМИЗАЦИИ ИНЖЕНЕРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ И ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИЗЫСКАНИЙ ПРИ ПОДГОТОВКЕ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ К ПОИСКОВОМУ И РАЗВЕДОЧНОМУ БУРЕНИЮ НА ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРНОГО КАСПИЯ
© В.А. Охотин1
Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Рассмотрены задачи и этапы инженерно-геологических и геофизических изысканий при подготовке к бурению нефтегазоперспективных структур в акватории Каспийского моря, охарактеризованы основные особенности инженерно-геологических условий Северного Каспия. Сделаны рекомендации по оптимизации изысканий и требований к производству работ, а также предложена методика прогноза нефтегазоносности перспективных объектов по данным комплексного анализа инженерно-геологических и геофизических изысканий. Ил. 4. Табл. 1. Библиогр. 7 назв.
Ключевые слова: инженерно-геологические изыскания; месторождения Северного Каспия; нефтегазонос-ность.
METHODS TO OPTIMIZE ENGINEERING-GEOLOGICAL AND GEOPHYSICAL INVESTIGATIONS WHILE PREPARING OIL AND GAS PROMISING OBJECTS FOR EXPLORATORY DRILLING ON EXAMPLE OF NORTH CASPIAN FIELDS V.A. Okhotin
Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, Russia, 664074.
The article examines the goals and stages of engineering and geological and geophysical investigations when prepare for drilling oil and gas promising structures in the water area of the Caspian Sea. It characterizes the main features of the engineering and geological conditions of the North Caspian Sea. Recommendations are made on the optimization of researches and requirements for work execution. A procedure for forecasting the oil and gas potential of promising objects by the data of integrated analysis of engineering-geological and geophysical investigations is offered. 4 figures. 1 table. 7 sources.
Key words: engineering and geological investigations; North Caspian deposits; oil and gas content.
При освоении нефтегазовых ресурсов в акватории Северного Каспия важную роль играют инженерно-геологические и геофизические изыскания, являющиеся составной частью нефтегазопоисковых работ и обеспечивающие безопасность эксплуатации используемых буровых установок.
Содержание и объемы изыскательских работ на объектах определяются в соответствии со строительными нормами и правилами Российской Федерации, с учетом существующих рекомендаций по производству работ применительно к типам буровых установок и гидротехнических сооружений, в том числе наиболее широко используемых в зарубежных странах рекомендаций по исследованию мест постановки СПБУ
(самоподъемная плавучая буровая установка) и рекомендаций Американского институт нефти по планированию, проектированию и строительству морских стационарных платформ (API RP 2A).
В составе изысканий выполняется типовой комплекс работ, обеспечивающий изучение глубин моря и поверхности дна, геологическое строение грунтовой толщи на участках планируемого размещения буровой установки либо сооружений, строение разреза и физико-механические свойства грунтов грунтового основания [1] (таблица).
При этом используется двухэтапная схема производства изысканий. На первом этапе в пределах намеченных к заложению поисково-оценочных сква-
1Охотин Вячеслав Анатольевич, аспирант кафедры нефтегазового дела, тел.: 89021767428, e-mail: nitoho@mail.ru Okhotin Vyacheslav, Postgraduate of the Department of Oil and Gas Engineering, tel.: 89021767428, e-mail: nitoho@mail.ru
Задачи инженерно-геологических и геофизических изысканий при подготовке к бурению _нефтегазоперспективных структур в акватории Каспийского моря_
Задачи изысканий Виды выполняемых работ
Изучение глубин моря, рельефа дна Промер, гидролокационное обследование дна
Выявление донных объектов, опасных либо неблагоприятных для СПБУ Гидролокационное обследование дна, гидромагнитная съемка (магнитометрия)
Изучение геологического строения грунтовой толщи, выявление и локализация «геологических опасностей» Двухчастотное сейсмоакустическое профилирование, сейсмо-разведочные работы высокого разрешения
Геотехническое изучение грунтового основания СПБУ и строительных свойств грунтов Бурение инженерно-геологических скважин, статическое зондирование, опробование донных грунтов, экспресс-испытания грунтов на борту судна, лабораторные исследования и испытания грунтов
жин, участков выполняются профильные инженерно-гидрографические и геофизические работы, результаты которых необходимы для выявления опасностей морского дна и грунтовой толщи и оценки безопасности производства последующих проектируемых работ в намеченных местах либо выбора новых безопасных мест.
На втором этапе в безопасном месте выполняется комплекс геотехнических работ, обеспечивающих получение данных по грунтовому основанию в номенклатуре и объемах, достаточных для разработки проектов постановки СПБУ и бурения геологоразведочных скважин.
Обобщение и анализ результатов выполненных изыскательских работ позволяют охарактеризовать основные особенности инженерно-геологических условий большой площади Северного Каспия, сделать рекомендации по оптимизации изысканий и требований к производству работ а также предложить методику прогноза нефтегазоносности перспективных объектов по данным комплексного анализа инженерно-геологических и геофизических изысканий [2,3].
Грунтовая толща на глубину до 100 м от дна сложена средне- позднеплейстоценовыми и голоценовы-ми отложениями (рис.1), представленными мелководно-морскими, глубоководно-морскими, прибрежно-морскими, аллювиально-морскими фациальными типами. Распространены лагунно-морские, озерные и аллювиальные отложения, сформировавшиеся в периоды снижения уровня моря. Смена ландшафтов на площади современной акватории отразилась на физико-механических свойствах грунтов, обусловив их инверсию по разрезу. Наиболее значительные вторичные преобразования грунтов связаны с периодами регрессий и существования пустынных и полупустынных условий [6].
В грунтовой толще широко распространены «геологические опасности» - компоненты геологической среды, опасные либо неблагоприятные для проводки скважин, постановки СПБУ и гидротехнических сооружений. К их числу относятся слабоконсолидированные глинистые и органо-минеральные грунты, образующиеся вблизи дна залежи (иногда значительной мощности), в палеопонижениях (рис.2) и погребенных речных врезах; скопления свободного («защемленного») газа, локализующиеся в разрезе на разных уровнях (рис.3). Эти компоненты отчетливо диагностируются и выде-
ляются на сейсмоакустических записях, а скопления газа - также на высокочастотных сейсморазведочных материалах (ВЧ МОГТ) - высокочастотная сейсморазведка. По результатам этих работ выделяются места, неблагоприятные и опасные для СПБУ, гидротехнических сооружений и подводных трубопроводов [5].
Совместно выполняемые промер, гидролокационное обследование дна и гидромагнитная съемка обеспечивают успешное выявление особенностей рельефа дна, неблагоприятных донных объектов, характерными среди которых на площади геологоразведочных работ являются рыбопромысловые средства - сети, фрагменты тралов.
Как рассмотрено выше, по совокупности аномальных эффектов на сейсмоакустических и сейсмических записях высокого разрешения в разрезе грунтового массива на всех объектах изысканий фиксируются скопления свободного (защемленного) газа. Они располагаются на разных гипсометрических уровнях, локализуясь в слоях-коллекторах между непроницаемыми или слабопроницаемыми глинистыми грунтами. Высотное положение и контуры таких скоплений в интервале до 100 м от дна наиболее часто фиксируются на сейсмоакустических записях с источником спаркер ввиду их более высокой «разрешенности» в интервале 1-2 м. На более низкочастотных записях ВЧ МОГТ выделяется обычно лишь часть верхних газоносных залежей, очевидно, в местах их наибольшей мощности.
В Северном районе, на площади которого располагаются месторождение «Ракушечное» и другие, признаки скоплений газа наблюдаются в пределах практически всех стратиграфических комплексов.
В данном районе скопления газа отмечаются у самой поверхности дна внутри палеоложбин, выполненных «мангышлакскими» отложениями. Газ данного стратиграфического уровня является автохтонным, генетически связанным с захороненным в этих па-леоформах органическим материалом и относится к типу озерно-болотного. Наиболее обширные площади его распространения наблюдаются в местах, где па-леоложбины перекрыты глинистыми грунтами (площадь месторождения «Ракушечное»). Судя по опробованию донных грунтов газовый компонент мангышлакских отложений представлен сероводородом.
Рис. 1. Схема строения грунтового массива исследованной площади Северного Каспия. Грунты: 1 - глина; 2 - глина, ритмично переслаивающаяся с песком пылеватым; 3 - суглинок (глина алевритовая, алеврит глинистый); 4 - супеси (алеврит); 5 - песок пылеватый и мелкий; 6 - раковинный грунт и включения
раковинных обломков в других видах грунтов; 7 - переслаивание пылевато-глинистых грунтов ( глины, сугленки, супеси) и песка пылеватого; 8 - грунты, выполняющие палеоврезы и палеоложбины (аллювиальные и лиманные); 9 - включения растительных остатков (детрита и остатков корней); 10 - абсолютный возраст раковинного материала по С14, лет. Фациально-генетические типы отложений: 11 - дельтовые и придельтовые с растительным детритом; 12 - мелководные и прибрежно- морские; 13 - перерывы бассейнового осадконакопления; регрессии: тд - мангышлакская, at - ательская, с^ - черноярская; 14 - интервалы, освещенные бурением. Границы, обозначенные пунктиром, по данным сейсмоакустики. Окрашены интервалы распространения грунтов коричневого и коричневато-серого цветов
В хвалынском комплексе скопления газа отмечаются весьма локально в базальном «раковинном» слое.
Более обширные по площади отложения газа находятся в нижней половине Верхнехазарского комплекса. Обычно они проявляются как верхняя часть более обширных многослойных аномалий, охватывающих интервал протяженностью до 70 мс, или около 55-58 м. «Верхнехазарская» часть таких аномалий
располагается в интервале 43-49 м от поверхности моря (рис. 4).
Наиболее широко распространены в районе скопления газа на глубинах 60-67 м в песчаном слое, залегающем в кровле нижнехазарского комплекса. Они проявляются по горизонту ОГ-5 и локализуются в местах его возвышения. Последнее наиболее отчетливо проявляется при отсутствии вышезалегающих аномалий.
Рис. 2. Речной врез на сейсмогеологический разрез по профилю северо-восточнее площадки №1-Х: 1 - слоистость, фиксируемая на сейсмоакустическом разрезе; 2 - акустически однородные грунты
Рис. 3. Многослойные сейсмоакустические аномалии, приуроченные к нижней половине верхнехазарского комплекса и верхней нижнехазарского комплекса площадки № 3-Р
В залегающей ниже нижнехазарской глинистой толще сейсмоакустические аномалии проявляются на разных уровнях до «130 мс» до глубин около 100 м от поверхности моря. Они фиксируются в виде коротких ярких отражающих площадок, ограниченных обычно по краям дугами дифракций. При этом также, как и выше по разрезу, над более крупными аномалиями отмечаются более мелкие, свидетельствующие о миграции газа вверх по разрезу.
Наибольшее количество сейсмоакустических аномалий зафиксировано на площадках «Р-1», «Р-2», «Ш-1», «Р-4», «Р-6», «Р-5».
На «Хвалынском» месторождении наиболее об-
ширные по площади скопления газа связаны с линзо-видным телом, обособляющимся в низах хвалынского комплекса. По сути данное линзовидное тело представляет собой крупную газоносную залежь, прослеживаемую на север до Сарматского месторождения и далее.
Наиболее высоко залегающие аномалии, прослеживающиеся вверх на глубины до 15 м от дна, фиксируют собой ореолы газа, поступающие из основной линзовидной залежи. Наиболее обширный по площади ореол, фиксируемый по уровням «56 мс», «60 мс», «65 мс», на удалении в среднем 15 м, 17.5 м и 20-22 м от дна, проявлен на площадке № 3.
Рис. 4. Распределение вероятных скоплений газа в верхней части разреза на структуре «Хазри», согласно материалам сейсмоакустического профилирования и сейсморазведки высокого разрешения (ВЧ МОГТ): 1-4 - скопления газа, согласно данным сейсмоакустического профилирования локализующиеся на глубине от дна, м: 1 - 34-37, 2 - 40-42, 3 - 45-48, 4 - 53-55; 5 - "газово-акустические" аномалии, зафиксированные на сейсмических записях ВЧ МОГТ. В числителе - номер аномалии, в знаменателе - интервал газонасыщения, м
Аномалии наиболее низких уровней выявлены в восточной части месторождения. Однако они, очевидно, распространены на всей его площади. Аномалии рассматриваемого типа приурочены к верхам Нижнехазарского комплекса, располагаясь на разных уровнях в интервале приблизительно около 60 мс. Самые верхние отмечаются в кровле комплекса на глубине 92-95 м от поверхности моря и приурочены к песчаному слою, перекрытому глинами верхнего хазара. Наиболее многочисленные аномалии фиксируются в интервале 136-148 мс на глубине 106-117 м от поверхности моря. На площадках №1 и 2 отмечены аналогичные аномалии на уровне около 170-176 мс на удалении около 133-140 м от поверхности моря. Следует указать, что указанные наиболее низкорасполо-
женные аномалии (136-176 мс) более отчетливо выделяются на записях ВЧ МОГТ.
Сарматское месторождение, судя по распространению сейсмоакустических аномалий типа АТЗ (аномалия типа залежь), по степени газонасыщения грунтовой толщи аналогично западной части Хвалынского месторождения. Кроме того, на его площади отмечены, как и в Северном районе, признаки газа вблизи дна в грунтах Мангышлакского комплекса. При этом обнаружено присутствие газа (сероводорода) в перекрывающих их песчано-раковинных грунтах.
Судя по региональному профилю, связывающему площадки Северного района и западную часть площади месторождения «Хвалынское», наиболее высокая степень насыщенности разреза газом наблюдается на юге территории, начиная от района Сарматского
месторождения. Это проявляется как в количестве уровней локализации, так и в площадных размерах газовых скоплений.
На всей рассматриваемой территории ниже газоносной части разреза располагается мощная толща уплотненных и, очевидно, газонепроницаемых отложений.
Рекомендации по оптимизации организации и методики изысканий, вытекающие из анализа результатов приведенных работ, заключаются в следующем:
1. Размеры участков изысканий должны назначаться исходя из степени инженерно-геологической изученности и сложности инженерно-геологических условий на примыкающих площадях. Максимальный (3 х 3 км) рекомендуемый в существующих нормативных документах размер площадки изысканий для СПБУ следует устанавливать на новых структурах. На структурах и месторождениях, на которых проведены изыскания, площадки могут быть уменьшены до 1 х 1 км.
2. Исходя из тех же принципов должна определяться по местам постановки СПБУ плотность сети опробования донных грунтов, бурения глубоких инженерно-геологических скважин, предназначенных для определения условий постановки направляющей колонны геологоразведочных скважин и соотношения между объемами инженерно-геологического бурения и статического зондирования. При наличии вблизи проектных мест ранее исследованных площадок целесообразно сокращение точек опробования донных грунтов, увеличение доли статического зондирования по сравнению с бурением, а для оценки условий постановки направляющей колонны следует выполнять сейсмоакустические профили-связки от близрасполо-женных ранее пройденных глубоких инженерно-геологических скважин [4, 7].
3. В соответствии с целевым назначением изысканий и геолого-геоморфологическими особенностями
района минимальные требования к средствам профильных исследований должны определяться следующим образом:
промер - двухчастотный эхолот с применением компенсатора качки, зонда-профилемера скорости звука и постановкой вблизи площадки уровнемера;
гидролокационное обследование дна - двухчастотный гидролокатор бокового обзора с высокочастотным диапазоном не менее 300 кГц;
гидромагнитная съемка - прецизиозный магнитометр типа морского металлоискателя С-882;
сейсмоакустическое профилирование - двухчастотный профилограф с преобладающими частотами генерируемых волн около 4000 и 600 Гц;
сейсморазведочные работы высокого разрешения - в частотном диапазоне 40-200 Гц с расстановкой приемных каналов через 6,25 м.
4. Для уверенного выделения «геологических опасностей» необходима совместная по единой технологической схеме обработка и интерпретация сей-смоакустических и сейсмических материалов.
Несомненно, данная методика прогноза требует своего методического сопровождения. Для развития данной методики предстоит решить ряд задач:
1. Обоснование выбора выдержанного флюидо-упорного комплекса, наличие газовых аномалий в котором будет связано с диффузией УВ из нижезале-гающих промышленных залежей.
2. Комплексирование данных анализа инженерно-геологических и геофизических изысканий с данными газового каротажа в процессе бурения глубоких скважин, площадной геохимической съемкой и электроразведочными работами ДНМЭ (дифференцированно-нормированный метод сейсморазведки).
3. Разработка методики регистрации УВ газов при бурении пилотных инженерно-геологических скважин на площадках постановки СПБУ и проектировании объектов обустройства [3, 2].
Библиографический список
1. Алиев М.Г., Гаджиев А.Н., Шлезингер А.Е. Строение осадочного чехла Среднекаспийского бассейна по данным сейсморазведки МОГт // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка. 1989. № 12. С.3-9.
2. Анисимов Л.А. и др. Анализ рисков при освоении месторождений Северного Каспия // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2005. №7. С.94-98.
3. Бочкарев В.А., Одолеев Г.О. Новые данные о нефтега-зоносности и задачи дальнейших исследований Среднего и Северного Каспия // Тезисы регионального совещания «Основные направления геологоразведочных работ в Поволж-ско-Прикаспийском регионе на 2002 год и последующие годы». Саратов: НВНИИГГ, 2001. С.26-27.
4. Глумов И.Ф., Маловицкий Я.П., Новиков А.А., Сенин Б.В. Региональная геология и нефтегазоносность Каспийского моря. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. 342 с.
5. Кабанов А.И., Ломако П.М., Наримова А.А. Закономерности размещения зон газонефтеносности нефтегазоносных бассейнов Каспия. М.: ВНИИЭгазпром, 1984. Вып. 2. 60 с.
6. Холодов В.Н., Хеиров М.Б., Халилов Н.Ю. История развития Среднего Каспия в олигоцен-четвертичное время и перспективы его нефтегазоносности // Литология и полезные ископаемые. 1992. № 2. С.14-27.
7. Чекабаев С.Е., Кононов Ю.С., Завгородний А.Л. и др. Геология, история развития и перспективы нефтегазоносно-сти запада Туранской плиты. М.: Недра, 1973.
