Знайти Карачаганак-2!
геологорозвідувальний сейсморозвідкасвердловина буріння
А.В. Феоктистов,
В.М. Лепіліна,
В.А. Феоктистов
Чи можливе збільшення видобутку нафти ігазу по Саратовської області сумарно до рівня 5 млн.т.н.е/рік? Це питання обговорюєтьсяфахівцями нафтогазовидобування всі останні роки і безпосередньо пов'язаний з результатамигеологорозвідувальних робіт в регіоні. Сучасні тенденції розвитку ресурсноїбази вуглеводневої сировини і шляхи підвищення результативностігеолого-розвідувальних робіт у Волго-Уральської і Прикаспійської нафтогазоноснихпровінціях (НГП), в цілому, і в Саратовській області, зокрема, обговорювалися вроботах [1-14]. Очевидно, що в Волго-Уральської НГП можливе відкриття щедекількох десятків дрібних родовищ, які можуть деякий час підтриматирівень видобутку Саратовської області, але не наростити його більш ніж в 3 рази.Єдина надія на Прикаспійську НГП, де можливо відкриття 5родовищ в класі крупності від 1 до 3 млрд. т. у. т. і до 3 родовищв класі крупності до 5,5 млрд.т. (А.М. Репей, О.Г. Бражников, А.М. Голіченко [3],С.М. Карнаухов та ін [5]). Де шукати і як шукати унікальні по запасахродовища Прикаспійської западини точно сказати не може ніхто, але різнихдумок і рецептів напрацьовано вже досить багато [1-19, 23-28, 30, 41-63].Найбільш часто в якості аналога згадують для саратовського сегментаПрикаспійської западини об'єкт типу Карачаганак, виходячи з просторовою йогоблизькості і приуроченості до північного борту (рис.1).
Рис.1. Схема основних об'єктів ГРРПрикаспійської западини і її північного обрамлення
Якщо знайти Карачаганак-2, тоСаратовська губернія буде видобувати 5 млн.т.н.е. і навіть більше. Щоб знайтиКарачаганак-2, треба відповісти на три питання: 1-як влаштований Карачаганак(Параметри об'єкта пошуку); 2-де шукати аналог в Саратовській області; 3-якшукати (методи і засоби пошуку). Відповіді на всі питання можна знайти, вивчившиісторію відкриття Карачаганак, і знаючи основні закономірності розвиткуПрикаспійської НГП, як його вмістища.
При пошуку відповідей у ​​відкритій пресібудь-який дослідник стикається з впливом людського фактора, вираженогов неоднозначності трактування регіональних і локальних моделей Прикаспійськоїзападини і Карачаганакського родовища УВ, що випливає з робіт, наведениху списку літератури [1-65]. Це пов'язано з підміною фактів їх суб'єктивним тлумаченнямяк окремими фахівцями, так і галузевими організаціями, компетентними воднієї геонаук або групі геонаук. Надзвичайно висока спеціалізація вгеофізиці та геології стала основним гальмом в об'єктивному пізнанні надр, авзаємна незатребуваність суміжних фахівців - основним джереломбільшості помилок [40]. Успіх застосування сучасних технологій визначаєтьсяінтеграцією всіх знань про об'єкт пошуку, системним підходом і конструктивнимспівпрацею геодісціплін на будь-якому з етапів ГРР [16, 17, 21, 22, 24-28, 30-40,60, 64, 65].
Низка великих відкриттів унікальних позапасами родовищ УВ Прикаспійської западини була безпосередньо пов'язана зтехнічним прогресом в розвідувальній геофізиці та бурінні. Необхідністьнауково-технічного прогресу була зумовлена ​​будівництвом і буріннямАралсорской і Біікжальской надглибоких свердловин з проектними глибинами 7 км [13, 14, 46]. Виявлене розбіжність геолого-геофізичних прогнозних моделей з результатамибуріння цих свердловин дало новий імпульс методичним і технічним розробкамв галузі геології і геофізики і призвело до подальших відкриттів. Головну рольграли самі параметричні свердловини, що дозволяють мінімізуватинеоднозначність вирішення зворотних геофізичних задач в районах солянокупольнихтектоніки. Матеріали надглибокого параметричного буріння привели геологів допринципово нових висновків. На великих глибинах гірські породи, що володіютьфільтраційно-ємнісними властивостями, не обов'язково приурочені до антиклінальнимиструктурам, зонам виклинювання або стратиграфічного незгоди, що входить впоняття пастки УВ в методиці пошуків нафти і газу на малих і середніх глибинах(До 3,5 км). Наявність колектора глибше 4-5 км - явище випадкове; ймовірність його може бути визначена тільки на міждисциплінарному рівні вивченнядинамічних систем, що складаються з твердої, рідкої і газоподібної фаз речовини [16,19, 42-44, 50, 52, 53]. Продуктивні подсолевие горизонти характеризуютьсяжорсткими термобаричних умов: аномально високим пластовим тиском(АВПД) - до 89 МПа і температурою до 180 градусів Цельсія [42]. Тому методичніі технічні засоби пошуків покладів на великих, малих і середніх глибинах повиннібути спеціалізованими за умовами об'єкта або многоуровеннимі.
В кінці 70-х років були відкриті Оренбурзькеі Астраханське ГКР, Тенгіз і Карачаганак, ряд інших родовищ, які змусилиговорити про Прикаспійської западині як про зону гігантських вуглеводневих скупчень(Рис.1), [6-19]. Відкриття родовищ УВ в подсолевом карбонатному комплексібули не випадковими, а підготовленими скоординованими зусиллями трьохгалузевих міністерств СРСР, за участю міністерств Казахстану, по комплекснимпрограмам прискореного опоіскованія Прикаспійської западини, з підключенням всіхгалузевих інститутів всесоюзного значення, протягом трьох п'ятирічок(1976-1990). На етапі пошуку атоллоподобние органогенні споруди невеликоїплощі (240-400 км 2 ), але значної висоти (більше 1000 м) Тенгіз і Карачаганак були виявлені за матеріалами гравиразведки і сейсморозвідки МОГТ-2Д[14-18]. Прогноз розвитку шельфових карбонатних порід, що включають рифогеннимитіла, до недавнього часу проводили на основі моделі карбонатного кільцяПрикаспійської западини. Цілеспрямований пошук карбонатних масивів на основіаналізу внутрішньої структури подсолевого комплексу, з урахуванням допермскогорегіонального плану, став стратегією геолого-пошукових робіт на нафту і газ вПрикаспійської западині [12].
В даний час більшістьдослідників вважають, що північно-західна і південно-східна частини Прикаспійськоїзападини розвивалися по різному сценарієм і, відповідно, мають різніпотенціали нафтогазоносності. Проблеми генезису та історії розвиткуПрикаспійської НГП намагалися вирішити з позиції класичної геології, на основіструктурно-формаційного аналізу і тектоніки плит, пропонуючи різні варіантибудови і нефтегазонакопления для цієї найбільшої нафтогазоносної провінції[1-13, 16, 17,41, 42, 46-48]. Запропоновані моделі неоднозначні і часомсуперечливі. Вони пропонували "рифів напрямок ГРР" в якостіосновного і комплексне методичне рішення у вигляді розширеного наборугеофізичних і геохімічних методів на пошуковому етапі з опорою насейсморозвідку. У саратовському сегменті бортовий зони Прикаспійської западинивиділяли пітерського-Новоузенського і Уральську подсолевие карбонатні товщідевонського і ніжнекаменноугольного часу утворення як зонинефтегазонакопления (ЗНГН). Карачаганакського зона розвитку карбонатних відкладеньвиступала в якості самостійної [12] або в якості Карачаганак-КобландінскойЗНГН, оскільки включала ще й карбонати ніжнепермского віку [11].
Розвідка і освоєння родовищаТенгіз здійснювалася під егідою Міннефтепрома СРСР з постановкою народовищі просторової сейсморозвідки МОГТ-3Д на площі 580 км 2 силами геофізичного тресту ВАТ "Саратовнефтегеофізіка". Булиспроектовані та реалізовані досвідчені свердловинні моніторингові дослідження ВСПі сейсмопросвечіванія, зроблений сейсмостратіграфіческій аналіз 3Д-зйомки, данаоцінка розвідувальних можливостей геофізичних методів, встановлено зв'язок аномальновисоких пластових тисків (АВПД) з утворенням карбонатних суперколлекторовза рахунок розриву пластів ін'єкціями флюїда [11, 13, 17,18, 20, 43, 51].
На родовищі Карачаганак сейсморозвідкаМОГТ-3Д проводилася Мингео СРСР силами ПГО "Казгеофізіка", НВНІІГГ іНВО "Нефтегеофізіка" [15-17]. Для реалізації потенціалу родовищаКарачаганак технічні експерти компаній Аджіп, Брітіш Газ і Лукойлпланували у 1999 році провести велику за обсягом се...
