USD ЦБ — 57,48 +0,21
EUR ЦБ — 67,74 −0,17
Brent — 57,94 +1,06%
суббота 21 октября 18:44

Наука и технологии // Разведка и разработка

Оценка надежности космофотопрогнозирования нефтенасыщенности земель Нижнедемьянского района

18 июня 2009 г., 13:55Васильев А.А., Клопов А.Л.Вестник недропользователя ХМАО4014
Рассматривается значительная по площади (2 тыс.км2) территория припограничной с ХМАО части юга Тюменской области: бассейн нижнего течения р.Демьянка и Прииртышье, между параллелями 590 и 600 с ограничениями по меридианам 690 и 720. Здесь находится 16 лицензионных участков (ЛУ), которыми владеют: «Тюменнефтегаз» (4 участка), «НТК Энергосистема», «Норд-Ост Гео» (по 3 ЛУ); «ТНК-Уват», «ЮКОС» (по 2 участка), «Сибинтэк» и «Радонеж-Петролеум». Перечисленные недровладельцы намерены не менее чем в 2 раза («Норд-Ост Гео» – в 28 раз) увеличить ассигнования на геологическую разведку своих участков [«Сибирский посад», 2004, №50, с. 3,7,8]. Эффективность такого вложения «капитала» в геологоразведочные работы (ГРР) во многом зависит от доли несейсмических методов в объеме ГРР на стадии выявления перспективных земель и их опоискования. Нефтепрогнозное космодешифрирование, адаптированное к условиям Западной Сибири [1–3], является первым звеном в цепи этих недорогих методов.

Нижнедемьянский район стал изучаться с помощью космических снимков (КС) в 1985 году, когда в ЗапСибНИГНИ была сделана экспрессная космофотонефтепрогнозная оценка территории к югу от границ ХМАО до широты г. Ишим. Конда-Иртыш-Ишимское междуречье, где к тому времени были известны Верхнесалымское, Нижнекеумское, Тевризское, Тайтымское и Прирахтовое месторождения УВ-сырья, оценивалось как перспективное для новых открытий. Затем была выполнена работа: «Разработать и внедрить рекомендацию по постановке геохимических исследований комплексами КГК-100, КГК-300 на площадях перспективных космофотоаномалий в южной части Западной Сибири».

В этой рекомендации (ЗапСибНИГНИ, регистр. №3869,1986), принятой для внедрения в ТКГРЭ Главтюменьгеологии, получило свою нефтепрогнозную оценку каждое из 136 локальных сейсмоподнятий, известных (на тот период) на юге Тюменской области. «Как объекты первой очереди детального изучения рассматриваются 16 структур. Положительно оценены в качестве объектов дальнейших геолого-геофи зических исследований второй очереди – 33 локальных поднятия …» [1, с. 111].

12 таких объектов попадают в рассматриваемый район. Это Зимняя сейсмоструктура, Ендырская, Северо-Алымская (южный фланг), Кальчинская, Cеверо-Кальчинская, Северо-Демьянская, Тахтынгская, Восточно-Салымская (южный фланг), Новая (северо-восточный фланг) и расположенная севернее структура без названия, Верхнекеумская и Среднедемьянская. За 17 лет здесь открыто 13 промышленных скоплений УВ-сырья. Из них 10 – на отмеченных структурах, 3 – на новых сейсмообъектах; только одно (Вуемское) не попало в нефтеперспективные космофотоаномалии (КФА). Установлена высокая надежность рекогносцировочного космофотонефтепрогнозирования. «В контурах нефтеперспективных земель, отдешифрированных автором и рекомендованных для детализации задолго до бурения, сейчас располагается район добычи и поиска нефти – Уватский проект» [3, с. 56].

Вторая космофотографическая оценка нефтеперспективности выполнена в 1991–1992 гг. по заданию 2.6. Региональной научной российской Программы «Поиск» (договор 109 НПП «Сибгео» с ЗапСибНИГНИ). Тогда в масштабе 1:500000 была составлена «Карта прогнозируемого (по космофотоаномалиям) распространения нефтеносных земель бассейна рр. Конда, Носка, Демьянка, Туртас». Впервые на такой значительной (более 76 тыс.км2) территории дистанционно выделены земли с прогнозируемой нефтепродуктивностью: промышленной, с разделением на три (А, Б, В) группы нефтенасыщенности (богатой, высокой, средней); непромышленной (группа Г) и «пустой» (Д). Для дальнейшей детализации рекомендовалось два района. Один из них – Кальчинский, куда входит бассейн нижнего течения р.Демьянка, рассматривался (в рекомендации 109–09) как наиболее перспективный для нефтепоиска. Фрагмент рекомендации – карты, «освобожденной» от буквенных обозначений групп и значительной части геолого-геофизической информации 1990 г. (ловушки, изогипсы сейсмогоризонта Б, региональные сейсмопрофили), приведен на рис. 1.

Рис. 1. Карта прогнозируемого (по космофотоаномалиям) распространения нефтеносных земель Нижнедемьянского района. Составил А.Л. Клопов, 1991 г. 1–5 — Предполагаемая по интенсивности КФА интегральная (по разрезу) нефтенасыщенность земель: 1 — богатая, 2 — высокая, 3 — средняя, 4 — малая, 5 — «пустая». 6–7 — Отказ от дистанционного нефтепрогнозирования из-за: 6 — неуверенной интерпретации, 7 — природных помех дешифрированию (пойма водотоков, озера, болота). 8 — Месторождения и скважины, известные до космодешифрирования (I — Верхнесалымское, 1966 г.; II — Кальчинское, 1990 г.; III — Нижнекеумское, 1975 г.; IV — Северо-Демьянское, 1988 г.).

 

До космодешифрирования 1991 года в пределах Нижнедемьянского района были открыты Верхнесалымское (1966 г.), Кальчинское (1990 г.), Нижнекеумское (1975 г.) и Северо-Демьянское месторождения (цифры I-IV на рис. 1); известно 12 сейсмоподнятий, к 9 из них приурочены перспективные ловушки; выполнено глубокое бурение 27 скважин. Этот «обучающий» материал позволил более надежно интерпретировать отдешифрированные КФА групп А, Б, В следами скрытых на глубине промышленных скоплений УВ-сырья. Авторский прогноз успешно выдержал испытание временем.

В 2005 г. на рассматриваемую карту, где космографически промышленно продуктивные земли показаны без отмеченной выше детализации, вынесено местоположение (по состоянию на конец 2004 г.) новых скважин, оценивающих дистанционный прогноз, и контуры открытых после 1990 года месторождений. Оказалось, что за 14 лет в данном районе сделано 11 открытий (см. арабские цифры, рис. 2) и опоискованы оказавшиеся «пустыми» 11 площадей (буквы а-л, рис. 2). Пробурено 57 глубоких скважин; 9 из них попали в группу отказа от дистанционной оценки.

Рис. 2. Карта проверки временем дистанционного прогноза нефтепродуктивности земель Нижнедемьянского района. Составили А.Л. Клопов, А.А. Васильев, 2005 г. 1 — Месторождения, известные до космодешифрирования (I — Верхнесалымское, II — Кальчинское, III — Нижнекеумское, IV — Северо-Демьянское). 2–4 — Продуктивность земель, дистанционно прогнозируемая в 1991 году: 2 — промышленная, 3 — непромышленная, 4 — «пустая». 5–6 — Отказ от прогноза из-за: 5 — неуверенной интерпретации, 6 — природных помех. 7 — Месторождения (с цифрами), выявленные после космодешифрирования, поисковые площади (с буквами) и оценивающие прогноз («новые») скважины. 8 — Административная граница ХМАО.

 

Новые месторождения: Ендырское (открыто в 1992 г.), Зимнее (1993 г.), Вареягское (2002 г.), Вуемское (2000 г., цифра 4 на рис. 2), Соровское (2002 г.), Гусеничное (2002 г.), Радонежское (2000 г.), Центрально-Алымское (2003 г.), Северо-Кальчинское (1991 г., цифра 9 на рис. 2) и Тямкинское (2004 г., цифра 11) своими контурами попадают большей частью на земли с прогнозируемой по КФА промышленной (во многих случаях) и непромышленной (реже) нефтепродуктивностью. Значительная часть открытого в 1992 году Пихтового месторождения находится в обводненной пойме р.Демьянка – природной помехе космодешифрированию (цифра 10 на рис. 2).

Для рекогносцировочного (масштаба 1:500000) уровня изучения было бы оправданным сравнить (механическим наложением) прогнозируемые и выявленные контуры промышленной нефтеносности. Тогда устанавливается, что подавляющее большинство (91%) «новых» месторождений попадает в земли, закартированные как нефтеперспективные КФА. Следовательно, по формальным признакам успешность дистанционного нефтепрогнозирования очень высока (более 0.90).

Однако при таком подходе невозможно точно установить эффективность космофотопрогнозирования промышленной нефтеносности оцениваемого района из-за необъективности данного показателя. Контур нефтеносности (месторождения) – параметр неустой чивый, зависимый от степени изученности месторождения (см. красные и черные контуры месторождений I– IV на рис. 2). Кроме того, прогнозируемые по КФА контуры – это интегральное (по вертикальному разрезу) отображение продуктивных залежей, а установленные – дифференциальное, попластовое.

Более объективный показатель — скважина (точка) и результаты ее испытаний, хотя и этот критерий имеет свои недостатки (не каждая «пустая» скважина является показателем отсутствия УВ-скоплений в недрах ее местоположения). Авторы избрали «мерилом» оценки дистанционного прогнозирования нефтепродуктивности скважину.

Космофотографический прогноз 1991 года в Нижнедемьянском районе оценивается по 48 скважинам. Из них промышленная продуктивность установлена в 22, непромышленная (1 — менее 5 м3/сут) — в 11. Без притоков нефти, «пустыми» оказалось 15 скважин; в их числе 6 с заключением «недоисследованная».

16 скважин из 22 с дебитами нефти 5 м3/сут и выше оказались пробуренными в землях, где прогнозировалась промышленная продуктивность (см. знак 2 на рис. 2), т.е. успех этого прогноза значителен (73%). Менее успешным оказалось дистанционное прогнозирование земель с непромышленной нефтепродуктивностью: только 5 скважин из 11 его подтвердили. В итоге имеющийся космофотографический прогноз нефтеносности оказался достаточно успешным (0.64).

Не меньший практический интерес представляет, по нашему мнению, результативность космофотографического прогнозирования «непродуктивности».

Так, среди земель, оцененных в 1991 году как «пустые», к настоящему времени было опоисковано восемь новых площадей; на шести из них (буквы, а – д, л на рис. 2) нефтепритоки не получены (6 подтверждений прогноза), на двух (цифра 2 и буква и) они получены (3 неподтверждения).

Полученные результаты позволяют заключить, что для повышения эффективности ГРР не следует размещать участки (площади) геолого-геофизической детализации среди земель, оцененных рассматриваемым дистанционным методом как «пустые», так как очень высоким может оказаться риск нефтепоиска.

Для Нижнедемьянского района космофотографический прогноз степени нефтенасыщенности («дебитности») продуктивных земель впервые выполнен на рекогносцировочном уровне. Накопленный фактический материал позволяет проверить «временем» (бурением) надежность этого нефтепрогнозирования.

Дистанционно закартированные (в масштабе 1:500000) земли района, оцененные в 1991 году промышленно нефтеносными, были, как отмечено выше, классифицированы на три группы (см. рис. 1,3). По интенсивности КФА прогнозировались следующие степени интегральной (по разрезу) нефтенасыщенности: богатая (группа А), высокая (Б), средняя (В). Для проверки «временем» необходимо было дать характеристику «числом» групп А, Б, В.

При этом основное затруднение вызвало количественное определение предельных значений той или иной группы «дебитности», т.к. официально принято только три ограничения дебитами (м3/сут): менее 1; 1 и выше; 5 и выше. Для остальных (верхние «пределы» групп В и Б, нижний «предел» группы А) использовался статистический анализ дебитов.

Разместив в порядке увеличения чисел и осреднив с шагом 2 м3/сут зафиксированные результаты испытаний на промышленный приток, получаем следующие распределения дебитов оценивающих скважин (м3/сут): 5-<7-6 скважин; 7-<9-2 скв; 9-<11-2 скв.; 11-<13-нет; 13-<15-2 скв.; 15-<17-1 скв.; 17-<19-1 скв.; 19-<21-2 скв.; 21-<23-1 скв.; 23-<25-1 скв.; 25-<27-нет; 27-<29-1 скв.; 55-<57-1 скв.; 63-<65-1 скв.; 71-<73-1 скв. В первой многочисленной (86%) группе из 19 скважин устанавливаются всего лишь два разрыва непрерывности цепи дебитов: от 5.02 м3/сут (скв.13 на рис.3) до 28.1 м3/сут (Соровская скв.40 под номером 47 на том же рисунке). Вторая группа (три скважины) начинается через 13 «шагов», определяя нижний порог следующей классифицированной группы. Таким образом, получено верхнее ограничение класса средней промышленной «дебитности» (группа В). С округлением до ближайшего десятка оно близко 30 м3/сут. Тогда группа Б (высокой «дебитности») будет иметь нижний интервал – 30 м3/сут и выше.

Рис. 3. Карта «точечной» (по скважине) оценки космофотопрогнозируемой (в 1991 году) нефтенасыщенности земель Нижнедемьянского района. 1–5 — Прогнозируемая (Клопов А.Л.) нефтенасыщенность (продуктивность) земель; в скобках дебиты нефти по расчетам 2005 года: 1 — богатая (60 м3/сут и более), 2 — высокая (30 — менее 60 м3/сут), 3 — средняя (5 — менее 30 м3/сут), 4 — малая (1 — менее 5 м3/сут), 5 — «пустая». 6–7 — Отказ от дистанционного нефтепрогнозирования из-за: 6 — неуверенной интерпретации, 7 — природных помех дешифрированию (пойма водотоков, озера, болота). 8–11 — «Точки» оценки — скважины, пробуренные после космодешифрирования: 8 — нефтепродуктивные, 9 — малодебитные, 10 — «пустые», 11 — оказавшиеся в группе отказа (9 шт. без номеров). 12–13 — Результаты «точечного» сопоставления установленной (бурением) продуктивности с прогнозируемой: 12 — скважины («точки» с неподчеркнутыми номерами) полного совпадения (29 шт., или 60%), 13 — «точки» несовпадения (с подчеркнутыми номерами 19 шт., или 40%; 7 из них — скважины с заключением «недоисследовано» — №2, 6, 15, 23, 37, 38, 45).

 

Рис. 3. (продолжение) Оценка космофотопрогнозируемой непродуктивности (слева) и Результаты «точечной» оценки дистанционно прогнозируемой нефтенасыщенности («дебитности») продуктивных земель (справа). Примечание: *) — в их числе 4 «пустые» скважины имеют заключение «недоисследовано» (№№6, 15, 23, 37); **) — 2 «пустые» скважины и 1 малодебитная — недоисследованные (№№2, 38,45).

Однако и этот вариант расчетов мы не считаем объективным из-за: статистической недостаточности (22 выборки); разрывов, хотя и предельно малых, в непрерывной цепи численных характеристик средней (В) «дебитности»; весьма значительного перерыва – с 28.1 по 56.2 м3/сут (Зимняя скв. 25 под номером 9 на рис. 3) в ряду повышений дебитов.

Для получения более полных данных были привлечены результаты буровых работ в соседних районах, а также на нижнедемьянских землях, опоискованных до космодешифрирования (см.рис. 1). Таких площадей оказалось 25; на них пробурены 71 скважина с промышленными притоками нефти от 5.0 (Яккуньяхская скв. 154) до 117.3 м3/сут (Усть-Тегусская скв. 110).

Выборки по испытаниям «привлеченных» скважин прошли ту же процедуру классификации: в порядке увеличения чисел, с шагом 2 м3/сут, определение разрывов в численном ряду.

Результаты статистической обработки этих выборок следующие:
дебиты от 5.0 до 27.6 м3/сут зафиксированы в 61 скважине, или в 86%; точно такая же доля определена в Нижнедемьянском районе;
эти дебиты образуют при шаге 2 м3/сут непрерывную цепь; при этом отмеченные выше разрывы (11-<13 и 25-<27) оказываются «заполненными», соответственно, четырьмя и двумя выборками;
данная цепь прерывается на значении 27.6 м3/сут (в рассматриваемом районе – 28.1 м3/сут); другая — начинается с дебита Верхнесалымской скв. 9 – 33.7 м3/сут, т.е. через 3 «шага», определяя порог перехода в следующую группу (Б) «дебитности».

Они позволяют заключить, что верхнее ограничение группы среднепромышленной «дебитности» (В) цифрой до 30.0 м3/сут статистически обусловлено.

В 10 скважинах получены дебиты (м3/сут): 33.7; 34.0; 42.6; 48.0; 56.4: 57.5; 72.0; 95.0; 105.6 и 117.3. Увеличив шаг осреднения до 5 м3/сут, получаем значительный на те же, что и в предыдущей группе, 3 «шага» разрыв численного ряда. Полученный порог можно считать переходом в высшую (А) группу «дебитности». Тем самым определили, что в группу Б (промышленно высоких дебитов) относятся скважины, где при испытаниях получены притоки нефти от 30 до 60 м3/сут.

Таким образом, по известным данным (1 и 5 м3/сут) и в основном по статистической обусловленности получаем следующие группы «дебитности» скважин, оценивающих дистанционный прогноз: малая «дебитность» (группа Г) – 1 – менее 5 м3/сут; средняя (В) – 5 – менее 30 м3/сут; высокая (Б) – 30 – менее 60 м3/сут и богатая (А) – 60 и более м3/сут.

Кроме того, по результатам анализа выборок промышленных дебитов 93-х скважин устанавливается, что подавляющее большинство (86%) нефтепродуктивных скважин в рассматриваемом и соседних с ним районах составляет группу В, то есть средних дебитов (5 – менее 30 м3/сут); среди них преобладают дебиты 5 – менее 11 м3/сут (60%).

Эти выводы представляют, по нашему мнению, практический интерес для специалистов, занимающихся подсчетом потенциальных ресурсов УВ-сырья.

Только после рассмотренной статистической обработки началась оценка выполненного в 1991 году рекогносцировочного космофотонефтепрогнозирования Нижнедемьянского района. Тем самым нами были соблюдены основные условия объективной проверки: многолетний срок, возможность стороннего контроля, статистическая достаточность, многоэтапность и известность способа повторения этого анализа.

Прежде всего, выполнено «точечное» (по скважине) сопоставление дистанционно прогнозируемой и установленной групп «дебитности» (табл. 1).

Таблица 1. «Точечная» оценка бурением (испытаниями скважин) космофотопрогнозируемой нефтенасыщенности («дебитности») земель Нижнедемьянского района (фрагменты)

 

Рассматриваемая таблица дает возможность проводить оценку по двум вариантам. Вариант «по скважинам» сводится к сравнению в каждой «точке» (скважине) колонки 5 с колонкой 2 (см. табл. 1), когда определяется (колонка 6) степень совпадения («да») или несовпадения («нет») фактической группы «дебитности» скважины относительно прогнозируемой в этой «точке». Вариант «по космофотоземлям» — подтверждение («да») или неподтверждение («нет») дистанционного прогноза (колонка 2) фактической «дебитностью» (колонка 5).

При подведении итогов «точечных» результатов определилась многовариантность оценки космофотонефтепрогнозирования, представляемой в табличной форме. Нами приводятся оба варианта не только «мягкой», щадящей (табл. 2) оценки, но и «жесткой» (табл. 3).

Таблица 2. Результаты «мягкой» оценки бурением космофотопрогнозирования «дебитности» земель Нижнедемьянского района

Таблица 3. Результаты формальной («жесткой») оценки бурением космофотопрогнозирования «дебитности» земель Нижнедемьянского района

 

Первая из них отличается полнотой в сопоставлении прогнозируемых и установленных групп (А, Б, В, Г, Д) «дебитности», а также наглядностью неподтверждения дистанционного прогноза. По мнению авторов, она логически более правильная особенно при подведении итогов результативности прогнозирования нефтенасыщенных земель.

По варианту 1 («по скважинам») промышленно продуктивных скважин (с дебитами 5 и более м3/сут, группы А+Б+В), оценивающих дистанционный прогноз, всего 22 (как и указано в табл. 1). Из них оказываются пробуренными в землях с прогнозируемыми группами «дебитности»: А – 1 скважина, Б – 4, В – 15, т.е. 20 скважин подтвердили прогноз. Таким образом, успешность прогнозирования промышленно продуктивных земель очень высока (0.91). Такая же успешность устанавливается для космофотографического прогнозирования нефтеносных земель, т.е. групп А+Б+В+Г (0.91).

По второму варианту («по космофотоземлям») из 32 пунктов проверки прогноза промышленной «дебитности» (А+Б+В) в 20 скважинах зафиксированы промышленные дебиты нефти, т.е. успешность равна 0.63; успешность прогнозирования нефтеносных земель (А+Б+В+Г) выше и составляет 0.81.

Таким образом, общая успешность космофотопрогнозирования нефтеносных земель (А+Б+В+Г), в том числе продуктивных (А+Б+В), даже по жесткой оценке превышает 0.60.

Оба варианта показали совпадение прогноза и результатов бурения: полное (группа в группу) – в 29 пунктах из 48 проверочных (60%); удовлетворительное (с разницей на одну группу — в 19% случаев) (табл. 2).

В этом итоге более важным нам представляется неподтверждение (частичное «50 на 50» и полное) бурением дистанционного прогноза.

Таких пунктов 19 (их номера на рис. 3 подчеркнуты). Большинство из них (7) – неподтверждение «пустыми» скважинами (с номерами 2,6,15,19,23,37 и 45 на рис. 3). В их числе Ендырская 10, Зимняя 8, Северо-Демьянская 7, Торьеганская 1, Кальчинская 71 и Верхнекуньякская 231 имеют заключение «недоисследованные», поэтому их вряд ли можно считать фиксирующими большую ошибку прогноза.

Из 6 малодебитных скважин – неподтверждений (с номерами 11,18,20,38,41 и 43 на рис. 3) прогнозировались среднедебитными пять: Варьеганская 1, Северо-Демьянская 560, Кальчинские 78, 81 и 72;, а малодебитная Восточно-Демьянская 181 ожидалась «пустой». Эти пункты мы не считаем серьезной ошибкой дистанционного прогноза из-за незначительности (с разницей на одну группу) несовпадения.

Три среднедебитные скважины (с номерами 24, 26 и 36 на рис. 3) также фиксируют несовпадение на одну группу: Нижнекеумская 101, Радонежская 121 и Кальчинская 70 прогнозировались высокодебитными. Скважины 6 и 12 Зимние прогнозировались «пустыми», а оказались среднедебитными — несовпадение на две группы.

Только одна скважина с богатым нефтепритоком 72.0 м3/сут – Кальчинская 68 (номер 35 на рис. 3) не подтвердила прогноз этой группы «дебитности»; она оказалась пробуренной в землях с ожидаемыми средними дебитами. Демьянская скв. 171 «пустая» прогнозировалась как среднедебитная.

Таким образом, из 19 неподтверждений к серьезным ошибкам прогноза мы относим 4. Неправильность космодешифрирования зафиксирована в двух пунктах (Кальчинская 68, Демьянская 171); среднедебитные скважины 6 и 12, открывшие Зимнее месторождение, пробурены на интенсивно заболоченном участке, ошибочно интерпретируемом в 1991 году «пустым». Менее значительная ошибка зафиксирована скв. 181 на Восточно-Демьянской площади (номер 20 на рис. 3) — прогнозировалось «пусто», получено 2.36 м3/сут нефти. В четырех пунктах распространения космографически среднедебитных земель зафиксированы (номера 11,18,41 и 43 на рис. 3) малые дебиты нефти (1.5; 2.24; 1.8 и 2.7 м3/сут). Выявлены 3 случая несовпадения в прогнозировании высокой «дебитности»: среднедебитными оказались Нижнекеумская 101 (22.5 м3/сут), Радонежская 121 (24.5 м3/сут) и Кальчинская 70 (7.6 м3/сут) скважины.

Вместе с тем, по оптимистическому прогнозу возможно открытие двух месторождений УВ-сырья при условии доисследования пробуренных ранее скважин: в пределах Восточно-Салымского ЛУ (ХМАО) – Торьеганская площадь, скв. 1 (номер 23 на рис. 3); на Кальчинском ЛУ (недровладелец Тюменнефтегаз) – Верхнекуньякская площадь (номер 45 на том же рисунке), опоискованная в 1998 году.

Однако для усиления объективности в оценке дистанционного прогнозирования мы не отказались от этого числа неподтверждений.

С этой же целью в табл. 3 приводится два варианта другой формальной (только «да» и «нет» колонки 6 в табл. 1) оценки.

Из приведенных таблиц следует, что успешность дистанционного прогнозирования земель со среднепромышленными (группа В) дебитами нефти (5–30 м3/сут), даже по самой жесткой оценке (вариант 2 табл. 3), превышает 0.60.

От заключения по оценке остальных групп (А, Б) промышленной «дебитности» мы воздержались из-за статистической недостаточности выборок. Можно только предполагать (по аналогии прогноза групп Г, Д, а также с учетом отмеченного выше анализа 19 неподтверждений), что и эта успешность превысит 0.50.

Приведенные результаты оценки дистанционного прогноза позволяют считать его надежным. Проверка длилась более десяти лет; она достижима для стороннего контроля; многовариантна; выполнена по этапно, с применением объективного статистического метода. Космофотопрогнозирование промышленной нефтеносности (группы А+Б+В) оказалось с успехом 62.5%, — достаточным для рекогносцировочного изучения: при оценке 32 скважинами он подтвержден в 20 пунктах (см. табл. 2). Не менее важный нефтепоисковый интерес представляет успех дистанционного прогнозирования «пустых» (без нефти) земель (73%), проверенный бурением 11 скважин. Он позволяет заключить, что для избежания высокого риска ГРР не следует проводить глубокое бурение поисковых скважин в космографически бесперспективных местах.

 

 

Выводы
На рекогносцировочном уровне (масштаб 1:500 000) дистанционного изучения в бассейне нижнего течения р. Демьянка в 1991 году впервые выделены земли с прогнозируемой нефтепродуктивностью: промышленной (с разделением на три группы нефтенасыщенности), непромышленной и «пустой». За 14 лет здесь пробурено 50 глубоких скважин и открыто 11 месторождений, подавляющее большинство которых (91%) попадает в земли, где прогнозировалась промышленная продуктивность.
Для оценки рассматриваемого космофотонефтепрогнозирования авторы приняли не контур месторождения, а точку – скважину, пробуренную после прогноза. Таких оценивающих скважин 48. Промышленная продуктивность (с дебитами 5 м3/сут и более) установлена в 22 из них, т.е. успешность традиционного поиска составляет 0.46.

По результатам первого этапа «точечной» оценки установлено, что успешность дистанционного прогнозирования нефтепродуктивности, даже по «жесткому» варианту, значительно выше – около 0.60. Вместе с тем для повышения эффективности ГРР не следует детально изучать земли, оцененные данным способом как «пустые», где риск нефтепоиска ожидается высоким (более 50%).
Впервые по результатам статистического анализа продуктивных дебитов 22 Нижнедемьянских и 71 соседних скважин установлено, что группу средней «дебитности» (В) составляют скважины с дебитами от 5 до 30 м3/сут, высокой «дебитности» (Б) – от 30 до 60 м3/сут, богатой (А) – 60 м3/сут и более.

Кроме того, выявлено, что подавляющее большинство (86%) нефтепродуктивных скважин в Нижнедемьянском и соседних с ним районах относится к группе В, то есть к группе средних дебитов от 5 до 11 м3/сут. Эти результаты, по мнению авторов, имеют практический интерес при изучении потенциальных ресурсов УВ-сырья.
«Точечное» сопоставление прогнозируемых и установленных бурением групп «дебитности» показало, что 89% открытий сделано в землях, прогнозируемых со средними дебитами (группа В); одно – Радонежское открыто в космографически высокодебитных (группа Б) землях.

Успешность дистанционного прогнозирования мест с такой (5–30 м3/сут) «дебитностью» в Нижнедемьянском районе, даже по «жесткому» варианту оценки – 0.61, значительно выше традиционного нефтепоиска (0.40).

Серьезные ошибки космодешифрирования зафиксированы всего лишь в 4 пунктах (из 48 оценивающих). Неудачная интерпретация, приведшая к несовпадению прогноза с «фактом» с разницей на одну группу, выявлена в 8 «точках». Семь «пустых» скважин, не подтвердивших дистанционный прогноз, недоисследованы.
Авторы предлагают недровладельцам Восточно-Салымского и Кальчинского лицензионных участков доисследовать две «пустые» поисковые скважины, в которых могут быть открыты промышленные скопления нефти.
Выполненная по наиболее объективным критериям оценка космофотопрогнозирования нефтенасыщенности («дебитности») нижнедемьянских земель показала, что этот экспресс-метод надежен даже на рекогносцировочном масштабном уровне изучения.

 

 

Литература
Клопов А.Л., Фарносова Т.А., Долгушева Л.В. Предложения по проверке геохимическими исследованиями на нефть и газ (комплексами КГК-100, КГК-300) перспективных космофотоаномалий в Конда-Иртышском междуречье // Ускорение поисков нефти и газа в Западной Сибири / Тр. ЗапСибНИГНИ – 1989. – С.103–113.
Клопов А.Л. Нефтепрогнозирование по космическим снимкам // Вестник недропользователя. — Ханты-Мансийск. — 1999. — №2. — С. 105–107.
Клопов А.Л. Нефтепрогнозная оценка космодешифрированием юго-восточной территории Уральского федерального округа // Вестник недропользователя. -Ханты-Мансийск. — 2002. — №11. — С. 55–60.

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context