Проверка временем космофотопрогнозирования нефтепродуктивности в Быстринском нефтедобывающем районе (центральная часть ХМАО-Югры) - Общество - Neftegaz.RU
15 мин
...

Проверка временем космофотопрогнозирования нефтепродуктивности в Быстринском нефтедобывающем районе (центральная часть ХМАО-Югры)

Проверка временем космофотопрогнозирования нефтепродуктивности в Быстринском нефтедобывающем районе (центральная часть ХМАО-Югры)

Космофотографическое нефтепрогнозирование — метод дешифрирования космических снимков (КС) Земли для выявления на ее поверхности следов скрытых на глубине скоплений УВ-сырья. Он заключается в распознавании (выявлении) необычных, аномальных элементов космофотоизображения — космофотоаномалий (КФА). Для этого используют космические снимки, полученные в определенный сезон съемки и в определенном диапазоне электромагнитного спектра [4].

О возможности дистанционного (с помощью КС) прямого прогнозирования перспективных на нефть и газ земель свидетельствуют следующие известные предпосылки:
в зоне потока УВ (из залежи на дневную поверхность) изменяются состав и свойства горных пород, элементный состав в почвах, водах и приземной атмосфере, а за счет микробиологического и химического окисления мигрирующих УВ генерируется тепло — все это приводит к образованию ландшафтных аномалий и своеобразных геоботанических ореолов, отображаемых фототоновыми аномалиями на КС;
аномалии тепловых потоков и термоаномалии, образующиеся над залежами УВ, фиксируются фотоаномалиями на снимках, выполненных в длинноволновом (инфракрасном — ИК и видимом для фотографирования, ближнем к ИК) диапазоне спектра;
аномалии электрического, акустического, магнитного и других физических полей, формирующиеся над скоплениями УВ, приводят к изменению фиксируемых на КС спектральных характеристик собственного и отраженного электромагнитного излучения природных объектов;
физико-механические преобразования над залежами УВ приводят к стягиванию флюидов к зонам тектонического растяжения и трещиноватости, определяя увеличение плотности тона в фотоизображении тектонически активных участков на снимках, полученных в длинноволновом диапазоне солнечного спектра [4].

 

За 25 лет применения рассматриваемого метода в Западной Сибири получены эмпирические данные, доказывающие реальную возможность распознавания на КС нефтегазоносных площадей и участков [3–5]. Проверка космофотонефтепрогнозирования во многих случаях официально фиксировалась.

На карты перспективных КФА наносились проектные (планируемые на следующий год) поисковые и разведочные скважины. Для каждой из них в таблицу прогноза заносился не только ожидаемый «продукт» (с нефтью, газом или без них), но и прогнозируемая продуктивность (по дебиту) результативных скважин (бедная — менее 1 м3/сут, средняя — до 10 м3/сут и т.д.).

Эксперимент был проведен на 15 месторождениях и 12 перспективных площадях деятельности четырех ПГО. Прогноз выполнен для более 200 скважин. Полученные результаты свидетельствовали о достаточно высокой (с достоверностью 0,8) надежности данного метода прогнозирования нефтегазоносности. Кроме того, в ходе эксперимента была установлена более значительная «успешность» прогноза (81% против 54%), чем традиционными геолого-геофизическими методами [3].

В 1985 году для эксперимента был выбран «старый» нефтедобывающий район, включающий между Сургутом и Лянтором несколько известных с 60-х годов месторождений. Было поставлено условие, что геолого-геофизические данные будут наноситься только после составления карты результатов космодешифрирования.

А.Л. Клопов построил (м-б 1:200 000) карту нефтеперспективных космофотоаномалий (КФА) Быстринского района площадью более 2,5 тыс.км2 (рис. 1).

Рис. 1. Быстринский район зонального космофотонефтепрогнозирования (1985–86 гг.)

 

Аномалии разделены на четыре группы по интенсивности их проявления на снимке (рис. 2). Предполагалось, что КФА отображают нефтеносные залежи, а интенсивность аномалий — степень насыщенности этих залежей углеводородами (чем выше интенсивность КФА, тем больше продуктивность отображаемой этой аномалией залежи). Такое предположение сделано по результатам проверки космофотонефтепрогнозирования бурением продуктивных скважин в соседних районах [3,5].

После этого на карту были вынесены скважины и контуры месторождений по неокомским пластам (по данным А.П. Соколовского, 1985). Оказалось, что в отдешифрированном районе были открыты Лянторское, Быстринское и Западно-Сургутское нефтяные месторождения и пробурены скважины: продуктивные — 14 скважин, малодебитные и непродуктивные — по 5 скважин. Контуры месторождений хорошо совпали с полями нефтеперспективных КФА. 13 продуктивных скважин попали в эти КФА и лишь скв. 88 (Лянторское месторождение) — в аномалию, интерпретируемую неуверенно (см. рис. 2).

Минимальные притоки нефти (1,7 и 2,5 м3/сут) получены в двух скважинах (12, 49), средние притоки (9,62; 15,8; 20,1; 27,5 м3/сут) — в скважинах 23, 25, 66, 88; высокий дебит (42,0 м3/сут) зафиксирован в скв. 28, а богатые притоки получены (66,84 — 81,4 и 196,73 м3/сут) в скважинах 2, 11,15, 21, 22, 26, 73.

Сопоставление этих четырех групп продуктивности (по дебитам) с отмеченными космографическими по интенсивности КФА показало: дистанционное прогнозирование подтвердили («да») 9 скважин (из 13), из них: полностью (группа в группу или коэффициент корреляции = 1,00) — 4 (скв. 28, 23, 66, 49), хорошо (+1 группа, К=0.75) — скважины 22, 25, 26, 2 и 21. Подтверждение/неподтверждение («да/нет» или +2 группы) выявлено пробуренными в среднеинтенсивных КФА скважинами 11, 15, 73 с богатыми (76,3; 66,84 и 77,7 м3/сут) притоками. Неподтверждение («нет») выявила Быстринская скв. 12: пробуренная в яркой, наиболее интенсивной КФА, она дала небольшой (2,5 м3/сут) дебит нефти, зафиксировав разницу между прогнозируемой и установленной «дебитностью» в три группы.

Таким образом, не только для соседних районов, где «… в 49 случаях (из 88) фиксируется полное (К=1.00), а в 36 случаях хорошее (К=0.75) соответствие установленной и предполагаемой (по интенсивности КФА) групп продуктивности» [5, с. 83], но и в Быстринском районе оказалось возможным отождествлять интенсивность КФА со степенью нефтенасыщенности («дебитности») отображаемых ими земель: «наиболее яркие — … с богатой, яркие — с высокой, средние — со средней и слабые — с малой» [3].

По этой карте прогнозировалось, что нефтеносный потенциал Быстринского района далеко не исчерпан открытием известных трех крупных месторождений. Он может быть увеличен не менее чем в два раза за счет земель, отдешифрированных нефтепродуктивными рядом с разведанными промышленными скоплениями нефти.

В 1986 году рассматриваемая карта была использована для выбора профиля газогеохимических работ с помощью передвижной установки КГК-100, а затем для космографической привязки результатов этих исследований.

Отмеченные результаты проверки позволили преобразовать карту интенсивности КФА (см.рис. 2), изменив только легенду (интенсивность -" степень нефтенасыщенности). С 1986 года она стала картой зональной космофотонефтепрогнозной оценки, где выделены четыре группы земель с ожидаемой нефтепродуктивностью («дебитностью»): богатой (с яркой закраской на рис. 3), высокой, средней и малой (с желтой закраской). Заметную долю на закартированной территории занимают космофотоземли непродуктивные (синяя закраска) и с неясной продуктивностью (зеленая).

В 2007 году представилась возможность проверить надежность зонального космофотонефтепрогнозирования Быстринского района. На карту космодешифрирования 1985 года была вынесена проверяющая информация (материалы НАЦ РН им. В.И. Шпильмана): контуры месторождений и скважины глубокого бурения с разделением на продуктивные, малодебитные и непродуктивные; Сургутский профиль газогеохимических исследований (см. знаки 8–10 на рис. 3). Сделана выборка дебитов продуктивных скважин.

Оказалось, что основные промышленные скопления УВ-сырья района связаны с нижнемеловыми отложениями. В них выявлено не три (см. рис. 2), а семь месторождений: Быстринское (открыто в 1964 году), Вачимское (1969), Лянторское (1966) и Яунлорское (1968) нефтегазоконденсатные; Западно-Сургутское (1962), Солкинское (1961) и Новобыстринское (1998) нефтяные. Все они, кроме Новобыстринского, разрабатываются [1].

Наиболее крупным из них является Лянторское месторождение, где «залежь пласта АС9 открыта в шельфовой части клиноформного резервуара АС7–9. Размеры ее 19,5×70 км, высота 60 м. Максимальный дебит нефти 150 м3/сут на штуцере 8 мм, максимальный дебит газа 640 тыс. м3/сут на 20-мм штуцере. Газовый фактор 69–105, конденсатный — 39,7 г/м3» [1].

Нефтеносность более глубоких горизонтов приурочена в основном к пласту ЮС2 тюменской свиты (средняя юра). Она значительно беднее по дебитам. Так, максимальное количество нефти (53,6 м3/сут) получено при испытании скв. 109 Быстринского месторождения; на Западно-Сургутском зафиксированный (скв. 1330) максимальный дебит нефти составил 27,1 м3/сут, на Вачимском — 8,07 м3/сут (скв. 16); Новобыстринское месторождение открыто скв. 148 с дебитом 7,0 м3/сут.

Общей площадью этих месторождений подтверждено прогнозирование 1985 года об ожидаемом (по космодешифрированию) удвоении нефтеносного потенциала района.

Проверяющая информация показала, что появилось еще 174 скважины для проверки данных космофотонефтепрогнозирования. Это скважины глубокого бурения, точнее, — результаты их испытаний на приток. В их числе 105 продуктивных, 15 малодебитных и 54 непродуктивных скважин.

Для общей оценки надежности дистанционного прогнозирования можно было бы ограничиться сравнением (механическим наложением) отдешифрированных и выявленных контуров промышленной нефтеносности.

Однако при таком подходе невозможно точно установить эффективность космофотографического выявления нефтенасыщенных земель. Контур нефтеносности (месторождения) — параметр неустойчивый, зависимый от степени изученности месторождения (см. рис. 3). Кроме того, прогнозируемые по КФА контуры — это интегральное (по вертикальному разрезу) отображение продуктивных залежей, а установленные — дифференциальное, попластовое.

 

Рис. 2. Карта космофотоаномалий Быстринского района. Составил А.Л. Клопов, 1985 г. Интенсивность космофотоаномалий, отождествляемых с нефтеносными землями: 1-наиболее высокая, 2-высокая, 3-средняя, 4-слабая. Прочие космографические элементы: 5-«неуверенные» аномалии, 6-неотектонические (?) локальные поднятия, 7-зоны и участки обводнения. Проверяющая информация: 8-скважины (красным продуктивные) и контуры месторождений по неокомским пластам (А.П. Соколовский, 1985 г.)

 

Более объективный показатель — это скважина (точка) и результаты ее испытаний, хотя и этот критерий имеет свои недостатки (не каждая «пустая» скважина является доказательством отсутствия УВ-скоплений в недрах ее местоположения). Нами «мерилом» оценки космофотонефтепрогнозирования выбрана «точка» — продуктивная скважина (с дебитом 1 м3/сут и более).

На первом этапе «точечной» оценки дистанционного прогнозирования, когда определялась степень совпадения прогнозируемой продуктивности с продуктивностью, установленной бурением, оказалось, что из 105 продуктивных скважин оценивающими являются 91 (14 скважин либо пробурены в «неясных» космофотоземлях, либо не имеют точных значений дебитов нефти).

74 скважины, из числа оценивающих, попали в земли, отдешифрированные в 1985–1986 гг. как нефтеперспективные. Такой высокий (81%) успех прогнозирования доказал возможность дистанционного выявления нефтепродуктивных земель и в таком «старом» нефтедобывающем районе, как Быстринский.

Затем выполнялся статистический анализ зафиксированных дебитов нефти. При этом брались только их максимальные значения без попластовой «привязки». К примеру, в скв. 47 (Вачимское месторождение), вскрывшей в 1986 году нижнемеловые отложения, получены следующие дебиты нефти (м3/сут): пласт АС8 -7,2, пласт АС9 -17,4, пласт АС10 -53,5; в Солкинской 153 (2001 г.) — пласт ЮС2 -1,37, пласт ЮС1 -0,99, пласт БС19–20 -7,33, БС18 -2,7 (подчеркнуты дебиты, заносимые в табл. 1 «точечной» проверки).

Разместив в порядке увеличения чисел и осреднив зафиксированные результаты испытаний скважин на приток (1 м3/сут и выше), получаем следующие распределения дебитов оценивающих скважин (м3/сут): 1–2 (4 скважины), 4–27 (37 скважин), 30–59 (18 скважин), 67–197 (32 скважины). С учетом официально принятых ограничений групп дебитов (1 м3/сут и выше; 5 м3/сут и выше) выделяется четыре группы «дебитности»: малая (Г) — 1 — менее 5 м3/сут (5 скважин); средняя (В) — 5 — менее 30 м3/сут (36 скважин); высокая (Б) — 30 — менее 60 м3/сут (18 скважин); богатая (А) — 60 м3/сут и более (32 скважины). По космодешифрированию 1985 года закартированы нефтеперспективные КФА также четырех групп интенсивности: Г — слабая. В — средняя, Б — высокая, А — яркая. Таким образом, дистанционно прогнозируемая «дебитность» проверена 91 продуктивной скважиной. Полученные при «точечной» проверке результаты (табл. 1) можно считать обнадеживающими. Так, большинство скважин, где зафиксированы промышленные притоки нефти, пробурено в землях с ожидаемыми (по интенсивности КФА) дебитами нефти 5 м3/сут и более.

Используя данные табл. 1, можно проводить оценку по двум вариантам — «по скважинам» и по «космофотоземлям». Нами приводятся в табличной форме оба варианта (табл. 2). Первый из них (вариант А) — сопоставление фактической «дебитности» проверяющих скважин с прогнозируемой в точках местоположения этих проверок. Второй — сопоставление прогнозируемой «дебитности» с фактической скважин, пробуренных в таких пунктах космофотоземель.

По вариантам А и Б установлено:
совпадение космофотопрогнозируемых групп «дебитности» с фактическими в 59% случаев (54 шт.), из них: полное (100%, или группа в группу) — в 25 проверочных пунктах (27%), хорошее (75%, или + одна группа) — в 29 пунктах (32%);
совпадение/несовпадение (50%, или + две группы) зафиксировано в 12 пунктах (13%);
несовпадения составляют 28% случаев (25 пунктов).

 

По нашему мнению, большой практический интерес представляет дистанционный прогноз средней (группа В) «дебитности». Как уже отмечалось, 40% продуктивных скважин Быстринского района имеют дебиты от 5 до 30 м3/сут.

Если придерживаться варианта А (табл. 2), то успешность этого прогнозирования (по оценке «полное совпадение») не очень высокая: из 36 среднедебитных скважин лишь 19% (7) оказались в землях, прогнозируемых с дебитами группы В. По второму варианту («космофотоземлям»), логически более правильному, эта успешность много (почти в 2,5 раза) выше (0,47): в 15 пунктах ожидания средних дебитов 7 скважин полностью подтвердили это прогнозирование.

Не менее важна оказавшаяся высокой (0,55) успешность космофотопрогнозирования земель с богатой «дебитностью»: в 12 скважинах из 22-х группы А установлено полное совпадение с дистанционным прогнозом пунктов, где ожидались дебиты нефти 60 м3/сут и более.

Кроме того, по этому же варианту (Б) оказывается, что 95% скважин из 58, где получены промышленные (5 м3/сут и более) притоки нефти (группы А+Б+В), попали в земли, прогнозируемые по космодешифрированию с промышленной «дебитностью». Этот результат представляет, по нашему мнению, практический интерес для геологов, изучающих Быстринский нефтедобывающий и соседние с ним районы.

 

Таблица 1. «Точечная» проверка бурением (испытаниями скважин) космофотопрогнозируемой нефтепродуктивности («дебитности») земель Быстринского района. Фрагменты. (Группы «дебитности» (дебиты, м3/сут): А — богатая (60 и более); Б — высокая (30–60); В — средняя (5–30); Г — малая (1–5)

 

Таблица 2. Результаты проверки бурением космофотопрогнозируемой «дебитности» земель Быстринского района

 

Следы скрытых на глубине продуктивных земель с разной нефтенасыщенностью («дебитностью») распознаются не только космофотографически.

В Быстринском районе, как уже отмечалось, успешно проведены газогеохимические исследования [2,4]. На Сургутском профиле (знак 10 на рис. 2) в 1986 году они включали: бурение (через 2 км) скважин передвижной установкой КГК-100 (четыре десятка скважин глубиной до 100 м); отбор проб (более 300). Газовый анализ выявлял содержание метана, его гомологов (этана, пропана и др.) раздельно для отложений туртасской свиты (палеоген) и четвертичных. Тогда была «зафиксирована связь интенсивности КФА со степенью насыщения газообразными УВ приповерхностных образований … над залежами углеводородного сырья: чем ярче аномалия, тем выше содержание этих газов в керне геохимических скважин, пробуренных в ее пределах» [4].

Очень важен результат сопоставления итогов газовой съемки с установленной (при глубоком бурении) «дебитностью» закартированных земель, распознаваемой и на космических снимках. В частности, на профиле установлено:
в бедных по нефтенасыщенности (группа Г) землях содержание С3Н8 всего лишь в два раза выше фонового;
насыщенность пропаном земель с прогнозируемой (по КФА) и установленной (при испытаниях скважин) средней «дебитностью» (группа В) превышает его фон в четыре раза;
земли группы Б — высокой «дебитности» характеризует превышение фона пропана — 14 крат;
в пределах земель группы А — с предполагаемой и фактической богатой «дебитностью» пропан превышает свой фон в 63 раза [2].

 

Таким образом, и геохимическим методом подтвержден успех нефтепрогнозного космодешифрирования «старого» нефтедобывающего района.

Вместе с тем, мы считаем необходимым отметить и неудачи зонального космофотонефтепрогнозирования Быстринского района. Так, 17 продуктивных скважин (19%) из числа проверяющих (91) оказались в землях, отдешифрированных непродуктивными (с синей закраской на рис. 2), и дали оценку дистанционному прогнозированию «с точностью до наоборот» (рис. 3).

Более половины из них (9) относятся к группе В с дебитами от 5.52 (скв. 103 Западно-Сургутского месторождения) до 26.14 м3/сут (Лянторская скв. 17). Три скважины (Вачимские, 42,47,64) — высокодебитные (соответственно, 30,0; 53,5 и 39,0 м3/сут), две — малодебитные (Лянторская 1, Солкинская 1130). Ошибки космофотографического прогнозирования выявили Солкинские «богатые» скважины 120 (158,4 м3/сут), 206 (111,5 м3/сут) и 208 (107,0 м3/сут).

Несовпадение групп «дебитности» прогнозируемых с фактическими (+ три группы) зафиксировано в 8 пунктах (9%) рассматриваемой проверки (см.рис. 4). Семь скважин с богатыми дебитами (м3/сут): Лянторская 3 (106,2), Солкинская 1107 (110,0), Западно-Сургутские 45 (90,7), 48 (182,3), 50 (196,2), 180 (136,0) и 185 (92,4) оказались в землях, где по космодешифрированию ожидались малые (1–5 м3/сут) дебиты. Малодебитная (2,2 м3/сут) скв. 938 Западно-Сургутского месторождения попала в космофотоземли группы А (с богатыми — 60 м3/сут и более — дебитами).

Эти 25 случаев (28%) зонального космофотопрогнозирования имеют объяснимую причину, а именно — состояние на 1985 год методики такого дешифрирования. Дешифрирование надо было начинать с предшествующего масштабного уровня (1:500 000).

В этом мы убедились, когда на карту региональной космофотонефтепрогнозной оценки (А.Л. Клопов, 2003) нанесли отмеченные пункты (рис. 4). Оказалось, что из 17 скважин, давших оценку зональному нефтепрогнозу «с точностью до наоборот», 15 попали в нефтеперспективные космофотоземли, а две — в природные помехи. Кроме того, не подтвердились и перечисленные выше пункты существенных несовпадений (8 скважин). Выяснилось, что если бы результаты регионального (1:500 000) космодешифрирования можно было учесть при зональном (1:200 000) космофотокартировании, то успешность дистанционного прогнозирования рассматриваемой «дебитности» значительно превысила бы установленное (0,59) значение.

Рис. 3. Карта зональной космофотонефтепрогнозной оценки и проверяющей ее информации. Быстринский район. Нефтепродуктивность («дебитность“), космофотопрогнозируемая в 1986 году: 1-богатая, 2-высокая, 3-средняя, 4-малая, 6-"пустая» (непродуктивность). Природные помехи дешифрированию: 7-озера, водотоки, заболоченность. Проверяющая информация: 8–1985 года — скважины (номера подчеркнуты) и контуры месторождений по неокомским пластам (А.П. Соколовский); 9–2007 года — (НАЦ РН) — новые нефтяные поля и скважины (продуктивные-красным, малодебитные, непродуктивные-синим); 10-мелкие скважины (установ

кой КГК-100) геохимических исследований на Сургутском профиле (1987 г.)

 

Рис. 4. Карта региональной космофотонефтепрогнозной оценки и проверяющей ее информации. Быстринский район. Земли, оцененные с помощью космоснимков в 2003 году: 1-нефтеперспективные, 2-малоперспективные, 3-с неясной перспективностью, 4-бесперспективные, 5-природные помехи (озера, пойма водотоков). Информация 2007 года (НАЦ РН), проверяющая региональное космофотонефтепрогнозирование: 6-нефтяные поля «старых» месторождений, 7-продуктивные скважины (17 шт.), давшие зональному космофотонефтепрогнозированию 1985–86 гг. оценку «с точностью до наоборот», 8-скважины (8 шт.), установившие существенное (+3 группы) несовпадение групп «дебитности»

 

Таким образом, космофотонефтепрогнозирование Быстринского нефтедобывающего района выдержало испытание временем. Оно подтверждено не только бурением 90 продуктивных скважин, но и газогеохимическими исследованиями.

Проверка временем показала:
дистанционное выявление на дневной поверхности следов скрытых на глубине скоплений УВ-сырья надежно — успешность прогнозирования составила 0,81;
космофотографическое прогнозирование промышленной (с дебитами 5 м3/сут и более) продуктивности еще не пробуренных скважин не менее успешно (95%);
космофотопрогнозирование на добуровой стадии степени (по дебитам) нефтепродуктивности — «дебитности» реально;
космофотографическое картирование земель с ожидаемой промышленной нефтеносностью более эффективно при выполнении космодешифрирования не менее чем на двух масштабных уровнях.

 

 

 

ЛИТЕРАТУРА
Атлас «Геологическое строение и нефтегазоносность неокомского комплекса Ханты-Мансийского автономного округа».-ИздатНаукаСервис.-Екатеринбург. -2007.
Ванисов А.М., Клопов А.Л. Особенности газогеохимических съемок в Западной Сибири (в комплексе дистанционных и геофизических методов локального нефтепрогнозирования) // Вестник недропользователя ХМАО. -2005. -№. -С.35–42.
Клопов А.Л. Космографические аномалии Вэнгапурской и Северо-Сикторской площадей как возможное отображение нефтегазоносных земель // Комплексное освоение минерально-сырьевых ресурсов Западной Сибири / Тр. ЗапСибНИГНИ. -1985. -С.121–123.
Клопов А.Л. Предпосылки и надежность космофотогеологического прогнозирования нефтегазоносности // Дистанционные методы в геологии нефти и газа / Тр. ЗапСибНИГНИ. -1990. -С.45–52.
Клопов А.Л., Елисеев В.Г. Использование космофотоинформации при детальных нефтегеологических исследованиях в Толькинском и Вэнгапурском районах // Геолого-геофизические основы поисков и разведки месторождений нефти и газа в Западной Сибири / Тр. ЗапСибНИГНИ. -1986. -С.78–83.

Автор: Горбылева Е.М., Клопов А.Л., Ларина М.В.

Источник : Вестник недропользователя ХМАО