Инновационные технологии сейсморазведки для возрождения старых нефтедобывающих районов России

Нефть и газ являются основным энергоресурсом человечества в настоящее время и на перспективу более сотни лет. Россия была и остаётся (на эту перспективу) страной с богатейшими запасами данных энергоресурсов. Поэтому освоение нефтяных и газовых месторождений является одной из приоритетных отраслей российской экономики, во многом определяет её рост, а также существенно пополняет бюджет для успешной реализации социальных, оборонных и других государственных программ.

Рост производства нефтегазовых энергоресурсов всегда был актуален в нашей стране, но он сдерживался естественными процессами выработки (старения) нефтегазовых месторождений и необходимостью освоения новых регионов. Это «движение» наглядно отражается в истории нефтедобычи России, которая начиналась с освоения Северокавказского региона в первые десятилетия (20-30 г.г) прошлого века. Далее в 40-50 г.г. массово осваиваются месторождения в Волго-Уральской и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях, а в 60-70 г.г. – в Западной Сибири и на о. Сахалин. В настоящее время работы по добыче нефти и газа разворачиваются в Восточной Сибири, на Дальнем Востоке и шельфе арктических морей. Следует отметить, что на новых месторождениях, часто находящихся в малонаселённых и/или труднодоступных местах, заново создавались производственная и жилая инфраструктура, транспортные системы, формировались профессиональные коллективы специалистов и т. д. За счёт массового освоения месторождений в старых и новых регионах в 1950 – 1980 г.г. произошёл бурный рост добычи нефти в СССР, когда производство нефти увеличилось с 18 до 547 млн. т./год, т. е. более, чем в 30 раз. В период перестройки, распада СССР, приватизации и т.п. добыча нефти в России резко сократилась. Но за последние 20 лет, благодаря, в основном, более полному извлечению нефти на разрабатываемых месторождениях, добыча стала расти и увеличилась в 1,8 раза от минимальной в конце 90-х годов. Однако в течение последние 7 лет рост добычи составил только ~5%. В этой связи напрашивается вывод, что недра в старых нефтедобывающих районах России уже исчерпаны. Однако, по нашему мнению, исчерпаны не недра, а технологии их освоения. И это наглядно показала современная обстановка с добычей нефти в США!

Известно, что в США к 10-м годам нынешнего века добыча нефти упала (с 1971 г.) почти в 2 раза. Но, благодаря внедрению «сланцевой» технологии, там за последние 10 лет почти в два раза увеличили добычу нефти и газа, полностью обеспечив себя этими энергоресурсами и став даже их экспортёрами. В настоящее время США добывают 66% нефти из «сланцевых» месторождений. Используя сланцевые технологии, эта страна стала одним из ведущих лидеров (наряду с Саудовской Аравией и Россией) среди производителей нефти и газа. Пример США показал, что после почти 40-летнего падения можно не только возродить нефтедобычу, но и стать её мировым лидером. Ярким образцом этого процесса является штат Техас - старейший нефтедобывающий район («колыбель» промышленного нефтепроизводства), где за три года добычу нефти увеличили более чем в два раза. За счёт этого в штате Техас только в 2017 году дополнительно создано более 27 тысяч рабочих мест. Можно также отметить и такие страны как Китай и Канада, которые в 2016 году вошли в пятёрку стран – лидеров по добыче нефти, благодаря широкому и активному использованию технологий освоения «сланцевых» месторождений.

Поэтому, наряду с освоением регионов Восточной Сибири и Дальнего Востока, разработку сланцевых месторождений можно считать ближайшей перспективой увеличения добычи нефти в России. В таком случае должны быть определены районы наиболее эффективной добычи сланцевой нефти и следует оптимизировать сланцевые технологии, т.к. их массовое (в мировом масштабе) применение показало ряд негативных экономических и экологических эффектов. В связи с этим предварительно отметим особенности сланцевых месторождений и технологий добычи.

Сланцевые месторождения представляют собой толщу осадочных горных пород типа глинистых сланцев, которые залегают на больших площадях (до сотен тысяч кв. км, максимально 1,2 млн. кв. км – бажениты в Зап. Сибири) и разных глубинах. Органическое вещество, имеющее максимально высокую концентрацию в глинах, в течение геологического времени (миллионы лет) и в результате термодинамических процессов преобразовалось в кероген, нефть и газ. Из-за очень низкой проницаемости пор в глинистых сланцах основное количество нефти остаётся в месте образования и только незначительная её часть мигрирует в латеральном и вертикальном направлениях по магистральным открытым мегатрещинам, существующим в зонах интенсивной открытой трещиноватости геологической среды [3]. Это движение происходит за счёт квазипериодического «увеличения – уменьшения» объёма открытых трещин. (Эффект «геодинамического насоса» возникает, главным образом, при ежесуточном уплотнении и разуплотнении геологической среды под влиянием лунно-солнечных твердотельных приливов-отливов [9].) Нефть, выходя по этим каналам из сланцевых толщ и проникая в другие, как правило, вышележащие пласты пород с относительно высокой пористостью, продвигается (фильтруется) по этим пористо-проницаемым пластам. При наличии вышележащего экрана нефть накапливается здесь в разнообразных ловушках, из которых её добывают по традиционным технологиям. Однако, основные ресурсы сланцевой нефти остаются в «нефтематеринской толще» и, практически, недоступны для традиционных технологий добычи.

Сланцевые технологии добычи создают искусственную трещиноватость в нефтенасыщенных породах, что позволяет получать притоки нефти из сланцевой толщи в скважину. Для рентабельности притока создают массивную открытую трещиноватость, в связи с чем скважины с горизонтальными стволами бурят по плотной равномерной сетке, а длина стволов может достигать 3 и более км. В стволах выполняют многочисленные гидроразрывы пласта (многостадийный гидроразрыв – МГРП), до сотни разрывов, когда их создают, например, через каждые 30 м (100 ft) в стволе с указанной длиной. Однако по результатам статистики на месторождениях США и Канады 30-45% портов ГРП дают менее 1%, а 30% - более 90% общей добычи нефти. При этом средний дебит добывающих скважин снижается до 70% (от первоначального) через 1,5-2 года эксплуатации, что требует постоянного дополнительного бурения для поддержания темпа добычи. Поэтому реализация подобной технологии освоения сланцевых месторождений кратно увеличивает капитальные затраты, связанные с бурением скважин и их подготовкой к эксплуатации. Даже исключая все сопутствующие работы (сейсморазведку, ГИС и др.), себестоимость добычи сланцевой нефти становится существенно выше традиционной, а продажа такой нефти зачастую нерентабельна при низких мировых ценах.

Кроме того, применение данной технологии создаёт новые экологические проблемы в районах добычи: 1 - загрязнение грунтовых вод ( в т. ч. питьевых), что обусловлено естественным развитием искусственно созданной открытой трещиноватости вверх к дневной поверхности, и 2 - рост сейсмической активности, когда количество землетрясений (с интенсивностью 3-5 баллов) может увеличиться в сотню раз (например, в штате Оклахома, США [2]), что обусловлено перераспределением и релаксацией напряжённого состояния геосреды при массированных формированиях искусственной трещиноватости и закачках больших объёмов проппанта в пласт. Именно по этим экологическим причинам в некоторых штатах США и ряде европейских стран (например, в Нидерландах) запретили проведение МГРП.

Указанные особенности сланцевых месторождений и повсеместно используемых технологий их разработки позволяют сделать следующие выводы.

Во-первых, сланцевые месторождения, к которым относятся и нефтематеринские толщи, имеют запасы, кратно превышающие количество нефти и газа в классических структурных ловушках месторождений в том же регионе или на промысловых площадях. Поэтому сланцевые месторождения должны осваиваться, в первую очередь, в старых нефтегазодобывающих районах Северного Кавказа, Урало-Поволжья, Западной Сибири, Тимано-Печоры и других регионах России, где сохранились инфраструктура, системы транспорта, профессиональные кадры специалистов, научно-образовательные организации и, очень важно, обширная и детальная информация о нефтесодержании геологической среды, достоверность которой во многом проверена бурением.

Во-вторых, вышеуказанная неравномерность притока нефти в порты МГРП и даже его отсутствие (в 30-45% портов) при соблюдении в скважине единого технико-технологического стандарта выполнения гидроразрывов во всех портах (при МГРП) указывает на наличие в продуктивной сланцевой толще «удачных» мест, где можно получить аномально высокие и максимально возможные притоки нефти. Эти места характеризуются не только высоким нефтенасыщением, ни и, самое главное, интенсивной естественной открытой трещиноватостью, поскольку создаваемая гидроразрывом техногенная трещиноватость наследует естественную и делает её более интенсивной [4]. А на участках уплотнения геосреды техногенная трещиноватость обычно схлопывается. При этом проппант либо разрушается, либо вдавливается в породу в течение нескольких часов или дней, ещё более уплотняя коллектор [11], что приводит к отсутствию притока нефти в данном месте после проведения гидроразрыва. Поэтому информация о латеральном распределении трещиноватости и нефтесодержания в сланцевой толще позволяет значительно повысить эффективность добычи нефти за счёт выбора оптимальных мест бурения скважин, направления, траектории и протяжённости горизонтальных стволов, а также выделить в этих стволах «удачные» (наиболее трещиноватые и нефтенасыщенные) интервалы, где следует проводить ГРП

В-третьих, если считать, что освоение сланцевых месторождений являются реальным стимулом для возрождения старых нефтегазодобывающих районов, то прямое копирование «сланцевых» технологий, разработанных в США, нельзя считать целесообразным из-за вышеуказанных негативных экономических причин и экологических последствий. Существующий технологический комплекс освоения сланцевых месторождений следует дополнить технологиями, способными получить информацию о неравномерном распределении, во-первых, открытой трещиноватости в геологической среде и, во-вторых, нефтенасыщения в сланцевой толщи. Применение данной информации позволит кратно сократить общее количество добывающих скважин, размеры их горизонтальных стволов и количество гидроразрывов, что даёт, соответственно, кратное снижение капитальных затрат при освоении сланцевых месторождений. Кроме того, значительное сокращение объёмов МГРП позволит также существенно снизить или исключить негативные экологические последствия. Поэтому для реализации высокорентабельной и экологически безопасной добычи сланцевой нефти ключевым вопросом является применение на первоначальном этапе (до проектирования бурения) технологий изучения трещиноватости и нефтесодержания геологической среды, чтобы на основе полученной информации бурить скважины с горизонтальными стволами в оптимальных местах и направлениях, а гидроразрывы выполнять в оптимальных интервалах с целью получения максимально возможных притоков нефти.

Главным источником такой необходимой геологической информации следует считать сейсмические методы, которые, являясь своеобразным «томографом» геологической среды, позволяют изучать не только послойную структуру, что традиционно, но и распределение трещиноватости и содержания нефти в исследуемом объёме среды. При этом наиболее достоверная и детальная информация об открытой трещиноватости и нефтесодержании может быть получена по нетрадиционно используемым сейсмическим волнам: рассеянного отражения (РО) и микросейсмической эмиссии (МСЭ) соответственно. Достоверность полученной информации о трещиноватости и нефтесодержании обусловлено доминантной зависимостью генезиса волн РО и МСЭ от указанных характеристик среды. (Для примера, аналогичное доминантное влияние генеза на достоверность сейсмической информации можно отметить для волн зеркального отражения (ЗО), которые образуются на границах пластов, что позволяют получать наиболее достоверную информацию о строении осадочной толщи. Доказательством этой достоверности является тот факт, что информацию о ловушках возможного скопления нефти и газа, полученную по волнам ЗО, уже почти сотню лет используют для выбора мест бурения скважин.)

Сейсмические волны РО доминантно образуются на совокупности открытых трещин в 1-ой зоне Френеля и их амплитуду определяет интенсивность открытой трещиноватости геосреды в данной зоне [7]. Выделение волн РО в наблюдаемом сейсмическом волновом поле и их позиционирование в заданном объёме геологической среды позволяет получить 3D-поле, а при мониторинге - 4D-поле индекса открытой трещиноватости.

Сейсмические волны МСЭ постоянно и повсеместно существуют в геологической среде и возникают при росте и схлопывании открытых трещин [11]. Поскольку флюид (вода, нефть и газ), заполняющий полости трещин, имеет разную вязкость, то случайный процесс вязкоупругого излучения (эмиссии) волн МСЭ во временном интервале наблюдения характеризуется разными амплитудно-временными параметрами (среднее значение, дисперсия и автокорреляция) для водо-, нефте- и газонасыщенных горных пород [1, 5, 6]. Мониторинг волн МСЭ, их идентификация для каждой точки наблюдения в геосреде и определение в этих точках амплитудно-временных параметров случайного процесса МСЭ позволяет получить 3D-информацию о неоднородности и неравномерности насыщения флюидами геологической среды в заданном объёме.

Для реализации указанных возможностей определения трещиноватости и флюидонасыщения геологической среды учёными и специалистами «Научной школы нефтегазовой сейсмоакустики профессора О.Л. Кузнецова» разработаны и внедрены в практику геологоразведочных работ принципиально новые (инновационные) сейсмические технологии: «Сейсмический локатор бокового обзора» (СЛБО) и «Сейсмолокация очагов эмиссии» (СЛОЭ) [6, 7]. На рис.1 представлены принципиальные лучевые схемы локационного фокусированного обзора в активном (а - СЛБО) и пассивном (б - СЛОЭ) режимах наблюдения, Использование принципа фокусирующего обзора позволяет выделять волны РО (СЛБО) и МСЭ (СЛОЭ) в наблюдаемом сейсмическом волновом поле и позиционировать их в геологической среде, получая 3D-распределения, соответственно, открытой трещиноватости и флюидонасыщения в заданном объёме исследуемой среды.

Рис. 1. Принципиальные лучевые схемы локационного фокусирующего обзора по технологиям:
СЛБО в режиме активного наблюдения (а) и СЛОЭ в режиме пассивного наблюдения (б).

Технологии СЛБО с 1991 г. и СЛОЭ с 2005 г. применяют для решения различных задач на месторождениях нефти и газа в Росси и за рубежом: Белоруссия, СЩА, Иран, Египет, Вьетнам и др. [1]. Данные технологии были отмечены премией Правительства Российской Федерации 2008 года в области науки и техники [10], что указывает на признание (фактическое и официальное) их высокой эффективности.

Применение технологий СЛБО и СЛОЭ возможно, как на основе самостоятельных локационных наблюдений (рис.1), так и путём переобработки исходных материалов 3D традиционной сейсморазведки методом «Общей глубинной точки» (ОГТ). В этом случае комплексные сейсмические исследования (ОГТ + СЛБО + СЛОЭ) позволяют получить совмещённую 3D-информацию о строении, трещиноватости и флюидосолержании геологической среды, что определяет качественно новый уровень освоения УВ-ресурсов на площадях старых разрабатываемых месторождений.

Появляется возможность не только выделить все нефтесодержащие объекты (залежи), находящиеся в исследуемом объёме геосреды в разнообразных ловушках, включая малоамплитудные и неструктурные (тектонически и литологически экранированные), а также в нефтематеринской сланцевой толще, но и реализовать их эффективное освоение и снижение себестоимости производства нефти. Для этого, используя вышеуказанную сейсмическую информацию, скважины размещают в местах аномально высоких значений нефтесодержания и открытой трещиноватости, что позволяет в пробуренных скважинах получить аномально высокие и максимально возможные притоки нефти. Такой подход к размещению скважин принципиально отличается от традиционных равномерных схем разбуривания залежей и способствует значительному сокращению объёмов бурения скважин с отсутствующим или нерентабельным дебитом нефти. (Достаточно отметить, что в настоящее время на месторождениях, например, с карбонатным коллектором 10-15 % добывающих скважин дают 85-90 % общей добычи нефти. Данные показатели указывают не только на неэффективность относительно равномерных схем расположения эксплуатационных скважин, но и на возможность существенного сокращения их количества при оптимальном заложении в «удачных» местах). Сокращение объёмов бурения позволяет минимизировать капитальные затраты и время ввода в разработку новых залежей, обнаруженных на площадях старых месторождений. Кроме того, за счёт высоких притоков нефти, полученных в первых пробуренных скважинах, новые залежи становятся инвестиционно привлекательными для их разработки.

Другим, не менее важным направлением применения технологий СЛБО и СЛОЭ является сейсмический мониторинг разрабатываемых залежей, т. е. реализация нового направления сейсмических исследований - нефтепромысловая сейсмометрия. Здесь сейсмический мониторинг, в отличие от традиционного МОГТ-4D, может проводиться непрерывно и неограниченно во времени с возможностью предоставления результатов в режиме «on line», например, при контроле процессов бурения, техногенных воздействий и т. д. Для реализации подобного мониторинга на площади месторождения монтируют приёмные сейсмические антенны, выполняют непрерывное наблюдение и обработку естественного (по технологии СЛОЭ) и искусственно возбуждаемого (по СЛБО) сейсмического волнового поля.

Основным результатом данного мониторинга является 4D-информация о пространственно-временном изменении интенсивности открытой трещиноватости и разрушения пород (например, при бурении) в геологической среде и содержания флюида (нефти, газа и воды) в исследуемой продуктивной толще. Данная информация позволяет решать широкий спектр прикладных задач для оптимизации разработки. При этом многие из них ранее и не ставились перед сейсморазведкой в связи с невозможностью их решения в рамках традиционных технологий. Например,

• определение конфигурации фронта вытеснения нефти водой в межскважинном пространстве, выявление «целиков» в обводнённой части залежи и участков высокого нефтесодержания за контуром залежи;
• выделение первоочередных скважин для проведения в них ГТМ, в том числе ГРП, с целью кратного увеличения дебита нефти;
• контроль эффективности выполнения техногенных воздействий на продуктивный пласт (ГРП, закачка воды и газа, сейсмоакустическое воздействие и др.);
• определение оптимального режима закачки воды в нагнетательные скважины;
• прогноз аварийных ситуаций и оптимизация параметров бурения скважин и т. д.

Решение указанных и др. задач геологического, промыслового, технологического и экологического характера средствами сейсмического мониторинга по технологиям СЛБО и СЛОЭ позволяет в процессе разработки месторождения повысить темп отбора (средний дебит) и полноту извлечения нефти (КИН) при снижении себестоимости её добычи и соблюдении экологической безопасности.

Ниже приводятся примеры решения ряда прикладных задач для повышения эффективности разведки и разработки залежей нефти и газа на основе применения инновационных технологий СЛБО и СЛОЭ.

Пример 1.

На рис. 2 и рис. 2а представлены результаты основной и интерпретационной обработки данных СЛОЭ-мониторинга, который проводился непрерывно в течение 21 суток на Ростошинском месторождении в Оренбургской области [8]. Объектом исследования являлись продуктивные горизонты Д₃ и Д₄, залегающие на глубине порядка 4 км. Общая площадь локационного обзора по технологии СЛОЭ составила 56 кв. км. Результаты выполненных исследований получены на текущий срок разработки месторождения, который составил на то время почти 20 лет.

Литофациальная характеристика (а) и неравномерность пластового давления (б) получены по средним значениям и дисперсии процесса МСЭ в каждой точке обзора горизонта Д₃, а неоднородность флюидосодержания (в) с использованием дополнительной информации об обводненности добывающих скважин по горизонту Д₄. В последнем случае в северной половине площади (Рис.2-в) наглядно проявился фронт вытеснения нефти водой, закачиваемой нагнетательными скважинами меридионального ряда в северной части площади. Отмечается также наличие нефтенасыщенных участков в обводнённой части (на северо-востоке площади) и за контуром залежи (на северо-западе). Следует отметить, что оба выделенных участка высокого нефтенасыщения были подтверждены последующим бурением.

Рис.2. Результаты обработки волн МСЭ по данным СЛОЭ-мониторинга на Ростошинском месторождении в Оренбургской области:
а) – изменение терригенного состава глин (жёлтый цвет) и песчаников (коричневый) в продуктивной толщи Д_з,
б) – неравномерное распределение пластового давления,
в) – неоднородность флюидонасыщения продуктивной толщи (нефть серого цвета, а вода белого).

Рис.2а. Результаты обработки волн МСЭ по данным СЛОЭ-мониторинга на Ростошинском нефтяном месторождении в Оренбургской области:
г) – схема магистральных каналов латерального движения воды (голубой цвет) от нагнетательных скважин,
д) – то же для нефти (коричневый цвет) от субвертикальной зоны интенсивной трещиноватости - «геодинамического насоса»,
е) – сопоставление схем основных каналов движения воды и нефти с прогнозной оценкой дебита нефти (розовый цвет).

Схемы основных каналов движения воды (г) и нефти (д) получены по вектор-градиентам полей средних значений и дисперсии процесса МСЭ соответственно. Сопоставление этих схем (е) позволило выделить места блокирования потока нефти (от «геодинамического насоса» в юго-западной части площади) потоком воды от нагнетательных скважин, что определило низкие дебиты в добывающих скважинах, находящихся после места пересечения данных потоков. Данный фактор в дальнейшем учитывался при выборе режимов работы нагнетательных скважин. На основе существующей корреляционной зависимости между значениями дисперсии (процесса МСЭ) и текущим дебитом скважин выполнен прогноз и построены карты потенциального дебита на площади продуктивных отложений Д₃ (е) и Д₄, которые в дальнейшем были использованием для выбора оптимальных мест бурения новых добывающих скважин

Пример 2.

На рис.3 представлены результаты СЛОЭ-мониторинга для оценки нефтесодержания продуктивной карбонатной толщи на поздней стадии разработки ассельской залежи, расположенной на восточном куполе Оренбургского НГКМ (Оренбургская обл.) [11]. Слева (а) представлена структурная карта кровли ассельских отложений, где в северной части обозначена (красным цветом) площадная схема апертуры приёма СЛОЭ, в центре (б) – информация о накопленной добыче нефти по каждой добывающей скважине и справа (в) - основные результаты исследований по технологии СЛОЭ. Наблюдения в режиме непрерывного мониторинга проводились в течение 30 суток, локационный обзор выполнен на площади 35 кв. км. Данная залежь на момент выполнения СЛОЭ (2007 г.) находилась в разработке более 15 лет и запасы были практически исчерпаны, т. к. из более 60 добывающих скважин приток нефти был только в 4.

Качественная оценка нефтесодержания получена по значению автокорреляции (при фиксированной задержке τ) процесса МСЭ в каждой точке обзора. По результатам обработки и интерпретации установлено, что насыщение залежи происходит с севера от «геодинамического насоса» (аномалия на северной границе площади), расположенного на северном склоне Оренбургского вала. УВ-поток трассируется по флюидному каналу, который представлен линейной зоной интенсивной трещиноватости, от «насоса» вверх (в радиальном направлении) к куполу структуры и далее вниз по другому радиальному направлению. При этом вышеупомянутые 4 скважины (с притоком нефти) оказались в зоне флюидопотока, что подтвердило основные результаты исследований СЛОЭ. По результатам данных работ рекомендованы разные варианты совершенствования добычи нефти на основе полученной флюидодинамической модели геосреды, содержащей «геодинамический насос», каналы миграции нефти и ловушки для её накопления на разных структурных этажах в восточном куполе Оренбургского НГКМ.

Рис. 3. Информация о залежи и результат СЛОЭ-мониторинга на площади восточного купола Оренбургского НГКМ (Оренбургская обл.):
(а) структурная карта по кровле ассельских отложений с положением схемы апертуры приёма СЛОЭ;
(б) накопленная добыча нефти за время разработки залежи;
(в) распределение нефтесодержания в ассельской залежи по данным СЛОЭ.

Пример 3.

На рис. 4 представлены некоторые результаты применения технологии СЛБО для изучения 3D-распределения открытой трещиноватости в продуктивных отложениях рифейского возраста на Куюмбинском месторождении (Восточная Сибирь), которое на период выполнения данных работ находилось в стадии разведки [6, 7]. Было пробурено и испытано более 20 разведочных скважин, максимальный приток нефти 120 т/сутки получен в скв. К-2 и почти 40% скважин оказались непродуктивными. На рис. 4-а представлен сейсмический временной разрез с совмещёнными данными МОГТ (чёрный оттенок) и СЛБО (цветной). Разведочная скв. К-219 была заложена в субвертикальную зону аномально высокой трещиноватости и по завершению её бурения из рифейских отложений был получен приток нефти около 400 тонн в сутки, аномально высокий для этого месторождения. Следует отметить, что данная скважина была забурена в субвертикальную зону интенсивной трещиноватости после того, как предыдущая скв. К-217 была заложена в другую аналогичную зону и по завершению бурения в ней был получен максимальный дебит нефти, порядка 800 тонн в сутки. Учитывая эти положительные результаты, исследования по технологии СЛБО были выполнены на всех разведочных площадях данного месторождения (общей площадью ~ 6 тыс. кв. км), где при заложении скважин по данным СЛБО также получали аномально высокие притоки нефти. При наличии высокой корреляционной зависимости (рис. 4-б) дебита от трещиноватости (в месте нахождения скважины) на ряде площадей карты индекса открытой трещиноватости были идентифицированы в карты прогнозируемого дебита (рис. 4-в). Это позволило увеличить шаг разведочного бурения и сократить его затраты на 4,6 миллиарда рублей.

Рис. 4. Результаты исследований СЛБО на Куюмбинском месторождении (Восточная Сибирь):
а) комплексный разрез по МОГТ и СЛБО, в скважине К-219, забуренной на данном профиле в субвертикальную зону, получен аномально высокий приток нефти;
б) график корреляционной зависимости между дебитами скважин (при их испытании) и интенсивностью открытой трещиноватости;
в) карта индекса тектонической субвертикальной трещиноватости и прогнозируемого притока нефти.

Пример 4. Возможность обработки исходных сейсмических материалов МОГТ-3D по алгоритмам нормального (СЛОЭ) и бокового (СЛБО) локационного обзора для получения кубов индекса открытой трещиноватости и нефтесодержания геологической среды реализована на ряде площадей разрабатываемых месторождений в России, США, Египте, Вьетнаме и др. В качестве примера использования программного комплекса СЛБО и СЛОЭ для обработки исходных данных SDP-3D на рис.5 представлены фрагменты куба (площадь ~ 88 кв. км, интервал глубин от -5200 до -20000 футов, штат Техас, США) [1] с совмещённой информацией по трещиноватости (чёрно-белый фон) и нефтесодержанию (цветной фон): горизонтальный срез на глубине (10020 футов) залегания продуктивной толщи Eagle Ford (а) и вертикальные разрезы меридионального (б) и широтного (в) направлений. Представленные фрагменты наглядно показывают возможность использования полученной информации для более полного освоения залежей нефти, существующих в исследуемом объёме геосреды. Например, можно отметить, что месторождение имеет блоковую структуру (приподнятый северный блок), которую сформировал тектонический сброс восток-северо-восточного простирания, экранирующий (с севера) центральную часть месторождения. Месторождение в опущенном южном блоке находится на склоне, что затрудняло его обнаружение средствами традиционной сейсморазведки. Как видно на разрезах (рис.5-б и –в), данное месторождение содержит три залежи высокого и две - низкого нефтенасыщения. Анализ куба по горизонтальным срезам и вертикальным разрезам позволяет оценить конфигурацию залежей и латеральную неравномерность их нефтесодержания. Эта информация в комплексе с другой - о распределении трещиноватости (в пределах целевой продуктивной толщи) позволяет выбрать оптимальные места вскрытия данных залежей для получения аномально высокого притока нефти и, практически, исключить случаи бурения «сухих» скважин. При этом возможно такое размещение добывающих скважин, когда при высоких дебитах будет минимальная обводнённость скважин, что вполне реально на основе комплексной информации о флюидосодержании (по СЛОЭ) и трещиноватости (по СЛБО), а также о структуре строения (по ОГТ или SDP) геологической среды.

Рис. 5. Результаты переобработки исходных сейсмических материалов SDP-3D по алгоритмам нормального (СЛОЭ) и бокового (СЛБО) локационного обзора, представленные в виде фрагментов куба комплексной информации «трещиноватость (чёрно-белый) + нефтесодержание (цветной)» на горизонтальном срезе с глубины 10020 футов (а) и вертикальных разрезах меридионального (б) и широтного (в) направлений.

Представленные примеры использования инновационных сейсмических технологий СЛБО и СЛОЭ показывают их высокие возможности для значительного повышения эффективности (геологической, экономической, экологической и др.) разведки и разработки месторождений нефти и газа, что особенно актуально в районах старой нефтедобычи. Здесь необходимо не только успешное освоение залежей в сланцевых (нефтематеринских) отложениях, но также обнаружение и детализация пропущенных, оставленных («останцы» в обводнённой части), вытесненных (за контур), недобуренных (по глубине) и др. залежей, участков и интервалов высокого нефтенасыщения в геологической среде на площадях современных и ранее разрабатываемых месторождений со сложившейся наземной инфраструктурой, обеспечивающей добычу, сбор, подготовку и транспортировку продукции добывающих скважин.

На этих площадях, кроме эффективной доразведки, следует применять методы нефтепромысловой сейсмометрии, которые в режиме мониторинга (СЛОЭ-4D и СЛБО-4D) позволяют контролировать пространственно-временное изменение трещиноватости и флюидосодержания для решения широкого спектра задач с целью повышения темпа и полноты извлечения нефти при снижении стоимости её производства и соблюдении экологической безопасности.

Литература: