Геологоразведка от А до Я

Повышение экономической эффективности сейсморазведочных работ на нефть и газ

Призрак бродит по Сибири –

призрак высокоточной сейсморазведки 


Авторы: В.А. Детков, ООО "Эвенкиягеофизика",  С.М. Зарипов, ПАО "ГЕОТЕК Сейсморавзедка"

 В статье изложены результаты сейсморазведочных работ за  последние 25 лет в контексте успешности применения метода поисков и разведки углеводородов в условиях ВосточнойСибири.  Проведён анализ технологии сейсморазведки и  намечен вектор её модернизации, обусловленный усложнением геологических задач. Основная задача статьи - способствовать обсуждению проблемы и предложить для дискуссии пути выхода из сложившейся ситуации  с помощью разработки и совершенствования  высокоточной системы  обнаружения залежей и прогноза фильтрационно-ёмкостных свойств пород. В качестве звена  технологии для возбуждения упругих волн рекомендуется невзрывной, импульсный универсальный источник серии «Енисей».

Ключевые слова: Восточная Сибирь, нефть, высокоточная система, модернизация, сейсморазведка, невзрывной источник, «Енисей»


По данным исследований, проведенных Ю.П. Бевзенко в 1991 г., из 219 объектов, выявленных в период с 1976 по 1990 г. сейсморазведкой в различных регионах Западной Сибири, 158, или

72,1 %, имели площадь менее 10 км2 и 131, или 59,8 %, амплитуду менее 15 м.

Приведенные материалы красноречиво свидетельствуют о том, что Западная Сибирь находится в стадии глубокого освоения и ее оставшиеся неосвоенными ресурсы сосредоточены в объектах, имеющих малые площадные размеры и амплитуды.

Объективно существует общая тенденция к снижению коэффициента успешности поисковых работ, который в целом по России в настоящее время находится на уровне 0,25-0,30. Одним из существенных факторов, определяющих снижение коэффициента успешности поисковых работ, считается неподтверждаемость объектов, выявленных сейсморазведкой. Основная причина – низкая точность сейсморазведки. Создавшаяся ситуация заставляет решать проблему экономически целесообразного изменения методики сейсморазведочных работ для повышения их точности и соответственно снижения риска бурения неудачных скважин. Попытки изменения методики сейсморазведки с целью повышения ее точности ведутся постоянно, и их следствием является постепенное увеличение кратности ОГТ, достигающей 100 и более в современных производственных проектах, и радикальное уплотнение точек наблюдений путем использования технологии трехмерных многократных наблюдений. Применение упомянутых методик привело к значительному удорожанию сейсморазведочных работ, однако, при этом не было достигнуто пропорционального повышения точности.

Федеральному агентству по недропользованию (Роснедра) в очередной раз не удалось выдать лицензии на разведку нефтегазовых участков в Иркутской области. Из семи участков, выставленных на аукцион, претендент нашелся только на один: Восточносибирская управляющая компания получила лицензию на разведку углеводородов на Ромашихинском участке. Небольшие неосвоенные месторождения Восточной Сибири нефтяникам пока неинтересны, считают эксперты (из газет).

Доступная информация свидетельствует о проблемах в процессе освоения нефтегазовых месторождений Восточной Сибири:

- нет открытий гигантов и крупных месторождений. Доказанные извлекаемые запасы известных 3-5 месторождений измеряются в пределах 400 млн.т.;

- реальный объем поступлений нефти с Восточной Сибири в трубу «Сила Сибири» на декабрь 2016 года – 30 млн. т. (Якутия -10, Иркутск -20). Прогноз на 2017 год еще + 5 млн. т. от Красноярского края (Куюмба, ЮТЗ). Итого 35 при плане 70 млн. т. в год. Добираем нефть в объеме 35 млн. т. из Западной Сибири (Ванкор) и Сахалина. 7-

10лет сроки выработки действующих месторождений.

Финиш Восточной Сибири к 2025 году;

- текущая экономика добычи показывается как минимально положительная, но с учетом затрат прошлых лет и постоянно увеличиваемым объемом инвестиций в поддержку достигнутого уровня добычи можно предположить и отрицательный итог.

- бурится громадное количество эксплуатационных скважин, существенно снижена стоимость за штуку 100-150 млн.руб., что является большим плюсом. Куст скважин стоит от 1 млрд. рублей.

ОАО «Сургутнефтегаз» традиционный лидер. На Талаканском месторождении пробурено 650 добычных скважин, Ярактинское - Иркутская НК – 450. Средний дебит одной скважины 60-90 тонн нефти в сутки, есть и «сухие», при этом суммарный рост добычи в год в начале освоения достаточно резкий, после 8-10 млн. т. незначительный, по сути, потолок. Подобная ситуация прогнозируется и при освоении газовых месторождений.

Причин много. Принципиально: здесь надо или признать, что действующие геологические прогнозы о миллиардных и триллионных запасах нефти и газа соответственно завышены, и (или) разбираться с технологическим процессом поиска и разведки самих месторождений и прогноза разреза на предмет конкретного скопления углеводородов.

По первому, крайне сложно и бесперспективно дискутировать с авторитетами и ведущими Институтами. В части технологии ответ очевиден: она просто отсутствует.

Методика и технология существующих сейсморазведочных работ в Восточном регионе более 25 лет в основном копирует приемы от Западной Сибири (эффективность которой см. выше обсуждается) и не учитывает известные физические и геологические особенности строения разреза Сибирской платформы. Как результат, на этапе освоения планируется традиционная сетка скважинных кустов, сейсмические данные при этом служат необходимым приложением при сдаче запасов в ГКЗ. Декларируемые геофизиками и геологами возможности по оптимальному заложению разведочных скважин нужно рассматривать как слабое утешение для высшего руководства компаний. И это при суммарных годовых затратах на ГГР ведущих заказчиков в пределах не менее 30 млрд. рублей в год.

Обобщенная модель месторождений Восточной Сибири требует от основного метода сейсморазведка достоверных данных или признаков наличия либо отсутствия продукта:

1. Структурные признаки - их роль незначительна. Наличие в своде залежей статистически минимально. Продуктивные пласты, как правило, узкой полосой облегают выступы фундамента и залегают как невыдержанные в пространстве зоны повышенной пористости и проницаемости;

2. Отражательные свойства - практически отсутствуют. Средние мощности пластов коллектора 10-20 метров (реже 30-40, чаще 5-10) и их упругие свойства не дают видимых отражений в стандартной среднечастотной технологии работ;

3. Динамические атрибуты в виде амплитудных, фазовых и спектральных аномалий обладают низкой достоверностью по причине многочисленных технологических искажений сигнала на этапах его возбуждения, регистрации и обработки. Реальная точность цифровой записи 1-2 мс, взрывного возбуждения 3-5 мс, позиционирования датчиков в пространстве 3-5 мс (5-10 метров по горизонтали). Это запредельно много. В пересчете на мощности пластов песчаника (или трещиноватых карбонатных толщ) мы теряем 10-20 метровые зоны разреза. А это 70% территории.

4. Данные и признаки других геофизических методов (электроразведка и т.д.) обычно носят интегральный характер и при низкой точности сейсморазведки не способствуют уверенному выделению нефтегазовых аномалий.

Диагноз: изучение нефтяных аномалий таким сейсмическим инструментом нереально, дорого и невозможно. Комплексирование с другими геофизическими методами также неэффективно, когда основной метод сейсморазведка не решает задачи по выделению и картированию залежей.

Кризис очевиден. Нужна дискуссия, концептуально-научное и детально-профессиональное обсуждение проблемы как поиска месторождения в целом, так и возможности достоверного прогноза литолого-фациальных свойств пласта. (Что делается в России, мире, почему где-то до 100 тысяч активных каналов используются при регистрации, вопросы увеличения плотности наблюдений, сокращение шага ПВ-ПП, роль и место многоволновой сейсморазведки, плотность съёмки 3D, рационального геофизического комплекса и т. д.). В печати об этом пока не много статей. Последнее - это Череповский А.В. «Наземная сейсморазведка нового технологического уровня» (2016) [2], раннее – Гамбурцев Г.А. «Основы сейсморазведки» (1959). [3]

На выходе научно обоснованный план - проект действий, на пример:

«Разработка и опробование высокоточной интеллектуальной системы достоверного обнаружения сложно построенных залежей углеводородов в условиях Восточной Сибири и Арктического шельфа с целью повышения инвестиционной привлекательности территории».

Задача государственная, потребуется кооперация средств бюджета, ОАО «Росгеология» и инвестиций от ведущих нефтегазовых компаний.

Предлагаем в проекте поднять планку точности сейсморазведочных работ на всех этапах исследований «поле - геодезия - обработка – интерпретация» на порядок, т.е., грубо в 10 раз, сохранив при этом, по возможности, текущие бюджеты ГРР.

Основная проблема - технологические недостатки полевых работ. Если переход на дискрет записи сигналов с 2 на 250 мкс технически не вызывает сложностей, то возбуждение упругих волн, широкополосное качественное измерение данных и их привязка в пространстве потребуют модернизации существующих устройств, разработки и внедрения специальных интеллектуальных систем и изделий.

Определенные мировые и отечественные заделы и наработки здесь имеются. В частности, в ПАО «ГЕОТЕК Сейсморазвека» на наш взгляд достойно решена проблема высокоточного возбуждения упругих волн. Это не традиционный взрыв тротила в скважине на МОВ в прошлом веке, а невзрывная отечественная импульсная технология электромагнитного принципа действия, разработанная в Красноярском крае специально для Восточной Сибири. Компания за последние 10 лет инвестировала в это направление (производство и маркетинг источников) порядка миллиарда рублей. Технология существенно модернизирована, повышена надежность изделий, разработана и внедрена в производство сейсморазведочных работ высокопроизводительная универсальная линейка невзрывных импульсных источников «Енисей». Источники стабильно и с высокой производительностью работают как зимой по снегу и льду (санные СЭМ-100, колёсные КЭМ-4, водные ВЭМ-50). Ведутся на этапе макетирования разработки для транзитных и шельфовых зон Арктики и подводного возбуждения ПодЭМ-50. Процесс возбуждения контролируется адаптивной системой управления, позволяющей в режиме реального времени следить за параметрами сигнала, в том числе за соотношением сигнал/помеха.

Отличительные особенности конструкций, заложенные в самой идее и принципе действия источника, позволяют работать с синхронностью 250мкс, при этом форма сигнала практически не меняется при 100 и более накоплениях с одного пункта возбуждения. Это как раз то, что нужно для будущей технологии.

В последние полевые сезоны удалось существенно поднять пиковые усилия единичного источника до 200 тонн (СЭМ-200Z), тем самым сократить количество источников в группе до 2-4. Удалось так же снизить количество накоплений до 3-6 ударов (при благоприятных условиях до 1 удара) на пикете и поднять производительность до уровня вибрационного способа возбуждения.

Параллельно и активно развивается технология вибрационного возбуждения - Жуков А.П. Есть плюсы и минусы этой технологии, но это однозначно функционально лучше неуправляемого в широком смысле взрывного способа формирования сейсмических волн (рис.2 и 12)

Компания «ГЕОТЕК Сейсморазведка» готова принять активное участие в реализации проекта высокоточной сейсморазведки и предлагает организовать в Красноярске центр по разработке и внедрению указанного направления.

Опробование технических решений можно организовать на полигоне в г. Минусинске. Разработанную систему опробовать на стандартном лицензионном участке, например, компаний «Газпром нефть» или «Росгеология», активно внедряющих прогрессивные технологии на ГРР.

Список литературы:

1. А.М. Брехунцов, Ю.П. Бевзенко «Об экономике и технологии поисков нефтяных и газовых месторождений в Западной Сибири» - 2000г.

2. Череповский А.В. «Наземная сейсморазведка нового технологического уровня» - 2016г.

3. Гамбурцев Г.А. «Основы сесморазведки» - 1959г.

4. Детков В.А. Баландин П.В. «Система адаптивного управления», «Приборы и системы разведочной геофизики» - 2015 г. № 2.

5. Жуков А.П., Шнеерсон М.Б. «Адаптивные и нелинейные методы вибрационной сейсморазведки» - 2000г.

Возврат к списку