CC BY
19УДК 550.83(571.1)
РАЗВЕДКА И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ НА ОСНОВЕ ГЕОСОЛИТОННЫХ МОДЕЛЕЙ И ТЕХНОЛОГИЙ
EXPLORATION AND PRODUCTION OF OIL AND GAS BASED ON THE GEOSOLITON MODELS AND TECHNOLOGIES
Р. М. Бембель, М. Р. Бембель, Д. М. Сахипов, И. А. Щетинин
R. M. Bembel, M. R. Bembel, D. M. Sahipov, I. A. Schetinin
Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень
Ключевые слова: оптимальная система разработки; геосолитонная дегазация; высокоразрешающая сейсморазведка; высокодебитная добыча; возобновляемые запасы Key words: optimal development of the system; geosoliton degassing; high-resolution seismic; high-output
production; renewable supplies
Актуальность работы обусловлена падением цен на нефть на мировом рынке и тем, что по мере разработки месторождений в Западной Сибири произошло значительное падение добычи, возникла необходимость повышения геолого-экономической эффективности дальнейшей разработки этих месторождений на базе новейших геологических моделей и технологий. Новые возможности значительного усовершенствования технологии освоения сложнопостроенных месторождений открывает технология совместного использования метода высокоразрешающей объемной сейсморазведки (ВОС) с использованием самых современных технологий горизонтального и наклонного бурения скважин, гидроразрыва пластов (ГРП) и форсированного отбора жидкости (ФОЖ).
Рассмотрим возможности новейших геосолитонных технологий на примере Самотлорского и других нефтегазовых месторождений Западной Сибири. Сейсмо-разведочными работами 1958 года был выявлен нефтегазоперспективный Нижневартовский свод как структура первого порядка. С 1961 по 1964 год с помощью редкой сети сейсморазведочных профилей на Нижневартовском своде впервые была выявлена большая по площади Самотлорская антиклинальная структура. В 1965 году, после бурения скважин на этой структуре, было открыто Самотлорское нефтегазовое месторождение. Благоприятные сейсмогеологические условия на территории Западной Сибири прежде всего обеспечивают надежное картирование основного отражающего сейсмического горизонта Б, который стратиграфически привязан к баженовской свите верхнеюрских отложений [1, 2, 3, 4]. Все продуктивные отложения в районе нефтеносных структур имеют ярко выраженный унаследованный морфологический характер, благодаря чему местоположение всех локальных антиклиналей по всем продуктивным горизонтам всегда контролируется структурной картой по отражающему горизонту Б. Эта важная морфологическая закономерность в традиционных методах разведки и освоения месторождений Западной Сибири почти не учитывалась и мало использовалась. И только в последнее время была разработана геологическая концепция, объясняющая тектоническую природу механизмов удивительно точного повторения местоположений всех антиклинальных сводов мезозойских отложений, с которыми, как оказалось, и связаны практически все локальные зоны высокодебитных притоков нефти и газа как на Самотлоре, так и во всей Западной Сибири [2, 3, 4]. Эта тектоническая закономерность получила название концепция геосолитонной дегазации Земли. Для оптимизации системы разработки на месторождениях необходимо в максимальной степени использовать это свойство геологического разреза Западной Сибири.
Анализ результатов разработки на месторождениях позволяет сделать вывод о существовании многих сотен малоразмерных антиклинальных структур, с боль-
шинством из которых связаны высокодебитные притоки нефти и газа практически по всем продуктивным отложениям. Несомненно, что постановка высокодетальных сейсморазведочных работ с целью выявления и надежного картирования этих нефтегазоперспективных высокодебитных зон способна обеспечить в будущем устойчивое продолжение разработки многих месторождений Западной Сибири.
Геосолитонная концепция, используемая при интерпретации детальных высокоразрешающих сейсморазведочных работ, может существенно увеличить число продуктивных пластов и интервалов не только внутри юрских и меловых отложений, но и внутри отложений фундамента, и в палеогеновой системе верхних горизонтов разреза. Опорный отражающий горизонт Г, сейсмостратиграфически связанный с морскими глинами на границе сеноманских и палеогеновых отложений, может быть использован более широко с целью оценки локальных очагов высоко-дебитных притоков газа. Этот геологический интервал, очевидно, является самой надежной покрышкой на всей центральной и северной части Западной Сибири, способной сохранить газообразные и жидкие фракции углеводородов. Существенное расширение глубинного диапазона нефтегазоносности обосновывается в рамках геосолитонной концепции формированием залежей за счет механизма геосо-литонного структурообразования и заполнения участков пород коллекторов потоком глубинных флюидов, способных оттеснять пластовые воды в сторону погружения пластов.
Главная морфологическая особенность большинства месторождений в Западной Сибири заключается в чрезвычайно высокой локальности высокодебитных участков на месторождении и в мозаичном характере их пространственного и площадного распределения. Такая особенность является не случайной и обусловлена физико-геологической природой и механизмом образования месторождений нефти и газа. Генетический механизм подобных локальных очагов высокодебит-ных участков может явиться методологической основой не только поиска и разведки, но и оптимальной системой разработки залежей нефти и газа на каждом месторождении Западной Сибири. Первые исследования по изучению пространственной геометрии мозаичных очагов высокодебитных скважин, выявлению их геологических и геофизических признаков, а также генетической природы этих геологических объектов, были начаты в Западной Сибири более 30 лет назад в связи с проблемой малоразмерных, но высокодебитных залежей внутри баженовской свиты в Среднем Приобье. По результатам этих исследований было установлено, что локальные вторичные изменения первично глинистых отложений баженовской свиты связаны с локальным геотектоническим и гидротермальным метаморфизмом, благодаря которому образуется совершенно новый тип горных пород баже-нитов, обладающих коллекторскими свойствами. Оказалось, что поперечные размеры таких локальных высокодебитных очагов часто не превышают нескольких сотен метров и отделены друг от друга на месторождении гидродинамически непроницаемыми породами, сохранившими первичное строение глинистых непроницаемых осадков. Естественно, что разработка подобных мозаичных полей неф-тегазоносности возможна лишь при точном попадании эксплуатационных скважин непосредственно в эти малоразмерные объекты. Возникла проблема надежного и детального картирования этих локальных очагов до бурения с помощью геофизических методов разведки. На основании анализа многочисленных сейсморазведоч-ных материалов высокого качества, что свойственно районам Западной Сибири, было установлено, что почти все локальные очаги совпадают с чрезвычайно узкими столбообразными аномалиями на сейсмических разрезах, имеющими форму субвертикальных зон деструкции горных пород и поля отраженных волн на сейс-моразрезах. Эти открытые столбообразные геолого-геофизические объекты были названы субвертикальными зонами деструкции (СЗД), а позднее за ними утвердилось название геосолитонных трубок (ГТ) дегазации Земли. Практически всегда на
сейсмических разрезах в Западной Сибири четко прослеживается образование положительных структурных элементов, имеющих геосолитонное происхождение, то есть связанных с глубинной импульсно-вихревой дегазацией Земли по ГТ. На Приобском месторождении специальными исследованиями было выявлено около 2000 ГТ, поперечный размер которых изменяется в диапазоне от первых десятков метров до первых километров [2] .
Геофизика — это глаза и образы нефтяной геологии. Несовершенство «глаза» и ошибочность «образа» геолого-промысловых моделей явились первопричиной негативных результатов во всем комплексе работ от поисков и разведки до подсчета запасов, нерентабельных систем разработки и разрушений месторождений нефти и газа. Многие десятки лет геофизики Западной Сибири по заданию геологов и разработчиков искали гигантские месторождения типа Самотлора. Именно эта гигантомания предопределила масштаб сетки геофизических наблюдений и разведочного бурения, что в итоге привело к тому, что огромное количество реальных нефтегазовых малоразмерных по площади, но богатых по запасам и деби-там месторождений были либо пропущены на «изученных» территориях, либо участвовали в искаженном виде в разрабатываемых системах месторождений. Следует отметить, что само гигантское Самотлорское месторождение, где пробурено около 20 000 скважин, из которых высокодебитными и высокорентабельными оказались всего несколько сотен (около 1 %), тоже «рассыпалось» на множество отдельных слабо связанных гидродинамически залежей, объединение которых в одно целое является мифическим, основанным лишь на априорных желаниях, но не на фактах.
Для реанимации как Самотлорского гиганта, так и многих других месторождений, на которых нерентабельная разработка привела к значительному обводнению добывающих скважин, необходима повторная геофизическая разведка, использующая геосолитонную концепцию и соответствующую ей технологию работ. Переориентация целевых геологических моделей на существенно малоразмерные по площади залежи углеводородов вносит принципиальные изменения во все технологические элементы взаимосвязанных звеньев целостной цепи поисков, разведки, освоения и высокорентабельной добычи нефти и газа. При этом потребуется многократное сокращение объемов разведочного и эксплуатационного бурения наряду со значительным увеличением объемов ВОС. Именно в этом заключается одна из главных особенностей новой стратегии нефтегазовой отрасли в Западной Сибири.
Высокоразрешающее объемное сейсмовидение, освобожденное от догм устаревших геологических представлений, позволит увидеть принципиально новые геологические объекты. Традиционная нефтяная геология о существовании таких объектов, как ГТ и малоразмерные залежи, или вообще не подозревала, или считала их «помехами», или имела о них приближенное и искаженное представление. К таким нестандартным объектам следует относить узкие, прерывистые, часто труб-кообразные, субвертикальные геологические тела, уходящие глубоко в породы фундамента, земной коры и даже мантии Земли. Поперечный диаметр таких «трубок», особенно на больших глубинах, близок к пределу латеральной разрешающей способности сейсморазведки. Вот почему они долгое время остаются «невидимыми» на стандартных сейсмических разрезах, получаемых традиционно с помощью сильно сглаживающих процедур обработки, якобы с целью «улучшения корреляции сейсмических отражающих горизонтов».
Анализ временных сейсмических разрезов, промыслово-геологических данных по результатам испытания скважин и разработки месторождений позволил сделать ряд выводов о выявленных закономерных связях между местоположениями ГТ и очагами высокодебитной нефтегазоносности на месторождениях.
Сформулируем кратко эти закономерности.
1. Большинство газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтяных месторождений в Западной Сибири приурочено к локальным очагам повышенной гео-солитонной активности дегазации Земли.
2. На сейсмических разрезах высокого качества удается проследить глубинные корни ГТ, уходящие в доюрский и палеозойский фундамент. На основании геохимических данных, показавших высокую концентрацию таких глубинных газов, как гелий, водород и метан, можно допустить, что корни геосолитонной дегазации уходят в мантию Земли. Наиболее крупное сгущение каналов геосолитонной дегазации надежно фиксируется стандартными технологиями сейсморазведки, но очевидно, что большое количество более тонких каналов дегазации остается за пределами разрешающей способности, но может быть обнаружено по наличию локальных очагов геосолитонного диапиризма в форме малоразмерных антиклинальных структур.
3. Отмечена закономерная корреляционная связь очагов геосолитонной дегазации с антиклинальными структурными элементами первого, второго, третьего и четвертого порядков. Все это указывает на существование универсального механизма структурообразования независимо от масштабов структур. Этот геосоли-тонный механизм состоит из совокупности сейсмотектонических и физико-химических взаимосвязанных процессов, усиливающих друг друга. Совокупность процессов вертикального структурообразования можно представить как серию горных ударов и локальных землетрясений, порождающих трещинообразование, разуплотнение горных пород, ползучесть геологического материала по системам трещин и диапиризм разуплотненных пород по направлению геосолитонной дегазации. Формирование положительных структур всегда сопровождается перераспределением подвижных флюидов, заполняющих образующиеся трещины. Все это и приводит к образованию локальных залежей углеводородов.
4. Известный антиклинальный метод поиска месторождений углеводородов, абсолютно господствующий в нефтегазовой геологии более 100 лет, научно объясняется на основе геосолитонной концепции дегазации Земли. Более того, анализ многих «неструктурных типов» залежей, о которых много говорили в конце 20 века, показал, что подавляющее большинство тоже связано с геосолитонным механизмом дегазации, который в данном случае (для «неструктурного типа») реализуется в форме малоразмерных по площади и малоамплитудных антиклинальных форм, для выявления которых требуется применять высокоразрешающую объемную сейсморазведку. В отложениях фундамента и в хрупких породах осадочных комплексов геосолитонный механизм создает трещинный и трещинно-кавернозный тип коллекторов, в которых формируются месторождения, образующие локальные и гидродинамически изолированные друг от друга залежи.
5. Вертикальная проницаемость по ГТ определяет сохранность залежей углеводородов и их фракционный состав в различных геологических интервалах разреза. В ряде случаев в Западной Сибири выделяются месторождения, на которых в сводовой части наиболее активных высокоамплитудных структур отсутствуют залежи углеводородов, тогда как на этом же месторождении на соседних, менее выразительных структурных элементах, получены высокие притоки нефти и газа. На основании анализа сейсмических материалов можно легко указать геосолитон-ные объекты с ожидаемой высокой продуктивностью нефти и газа и бесперспективные, разрушенные, структуры.
6. При редкой сети сейсморазведочных профилей (2Б-сейсморазведка) основная часть высокопродуктивных локальных очагов пропускается, что наносит значительный ущерб при последующей разработке месторождений. Подготовка запасов на Самотлорском месторождении была выполнена по чрезвычайно редкой сети сейсмических профилей в 1963-1965 гг. В модели Самотлорского месторождения, принятой при разработке, не были учтены местоположения локальных геосо-литонных месторождений, что в конечном итоге привело к низким показателям по добыче 1990-х годов.
7. Высокая геолого-экономическая эффективность применения гидроразрыва пластов, бурения горизонтальных скважин, форсированного отбора жидкости и технологий, рассчитанных на добычу сланцевых нефти и газа, в большинстве слу-
чаев связана с локальными очагами повышенной плотности субвертикальных каналов глубинной геосолитонной дегазации углеводородов.
8. В условиях падения цен на нефть и газ геосолитонные модели залежей и соответствующие им технологии разведки и разработки играют первостепенную роль в нефтегазовой отрасли, так как многократно снижают себестоимость разведки и разработки продукции с одновременным значительным увеличением не только объемов добычи, но и коэффициента нефтеотдачи, восполняемых за счет геосо-литонной дегазации глубоких геологических интервалов земной коры по системам геосолитонных каналов.
В 21 веке в Западной Сибири четко проявляются новые элементы существенных изменений в разведке и разработке, отличающиеся от традиционных значительным увеличением объемов геофизических наземных исследований. Главной причиной таких изменений является накопленный опыт разведки и особенно разработки месторождений нефти и газа, который указывает на крупные ошибки традиционной стратегии поисков, разведки и разработки. Цена этих ошибок выражается сегодня в низкой экономической и геологической эффективности разработки на большинстве месторождений Западной Сибири, включая Самотлорское нефтегазовое месторождение.
Упрощенные априорные представления о модели месторождения и геологических процессах его формирования оказались чрезвычайно неадекватными реальному, более сложному, геологическому строению и характеру геологических процессов. Эти упрощенные грубые модели повлекли за собой упрощенную и во многом ошибочную методику полевых геофизических работ и системы разработки месторождений. В целом все это привело к систематической передаче в разработку существенно недоразведанных месторождений с чрезвычайно искаженными, ошибочными геолого-геофизическими моделями. Как следствие этих модельных ошибок явилась вся система подсчета запасов и система технологической разработки месторождений. Эти ошибочные системы продолжают использоваться до сегодняшнего дня и наносят большой экономический ущерб.
Общее положение нефтегазовой отрасли Западной Сибири осложнено еще большим усердием по совершенствованию методов воздействия на «монолитный» нефтяной пласт, ошибочная модель которого была принята за основу. Поэтому финансовая и техническая мощь нефтяной отрасли в основном направлена по ложному пути. Только теперь начинает возникать понимание, что определяющую роль в нефтегазовой отрасли играют более точные геолого-геофизические модели разрабатываемой залежи и соответствующие им системы разработки, а не инвестиции в технологии, в основе которых лежат ложные представления о моделях месторождений и физико-химических процессах в них.
Список литературы
1. Бембель Р. М. Высокоразрешающая объемная сейсморазведка. - Новосибирск: Наука, Сиб. отделение. -1991. - 152 с.
2. Бембель Р. М., Мегеря В. М., Бембель С. Р. Геосолитоны: функциональная система Земли, концепция разведки и разработки месторождений углеводородов. - Тюмень: Вектор Бук, 2003. - 344 с.
3. Бембель Р. М., Огнев И. А. Как Земля с Вселенной говорит... Эфир-геосолитонная концепция (монография). Тюмень: ТГНГУ, 2013. - 507 с.
4. Мегеря В. М. Поиск и разведка залежей углеводородов, контролируемых геосолитонной дегазацией Земли. Монография. - М.: Локус Станди, 2009. - 256 с.
Сведения об авторах
Бембель Роберт Михайлович, д. г.-м. н., профессор, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, e-mail:rmbembel@rambler.ru
Бембель Михаил Робертович, зав. лабораторий ТО СургутНИПИнефть, e-mail: MR@Surgutneftegas. ru
Information about the authors Bembel R. M., Doctor of Science in Geology and Mineralogy, professor of Industrial University of Tyumen, e-mail: rmbembel@rambler.ru.
Bembel M. R. , head of laboratory at Tyumen Branch of SurgutNIPIneft, e-mail: MR@Surgut nef-tegas.ru
Сахипов Дамир Мидхатович, ген. директор НПФ «Джамир», ст. преподаватель Нижневартовского филиала Тюменского индустриального университета, e-mail: jahmir@bk. ru
Щетинин Иван Александрович, аспирант, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень, e-mail: Ivan.Schetinin@ emerson. com
Sahipov D. M., General Director of NPF «Da-mir», senior lecturer of Nizhnevartovsk affiliate of Industrial University of Tyumen, e-mail: jah-mir@bk.ru
Schetinin I. A. postgraduate, Industrial University of Tyumen, e-mail: Ivan.Shchetinin@ emer-son.com
