Страницы: 51-63
Аннотация
Уже более 60 лет успехи нефтегазовых геологоразведочных работ (ГРР) определяются технологиями сейсморазведки: на основе ее рекомендаций обосновываются схемы размещения скважин на месторождениях, сокращается бурение "сухих" и малодебитных скважин. Качественный скачок в развитии сейсморазведки произошел 40 лет назад, когда началось освоение метода общей глубинной точки (МОГТ). Однако метод ОГТ2D/3D имеет известные принципиальные ограничения: он эффективно работает при разведке только субгоризонтально залегающих комплексов геологических пород. Многочисленные попытки модернизации метода ОГТ оказались неудачными. Даже в наиболее известной версии улучшения метода - ОГТ/DMO - установлены принципиальные ошибки. В методе ОГТ не решены многочисленные задачи, без решения которых отечественная нефтегазовая отрасль неизбежно будет отставать по показателям от западных нефтяных компаний (себестоимость российской нефти в 4-5 раз выше, чем западных компаний). Причина столь низких экономических показателей российских ГРР прежде всего в том, что по рекомендациям МОГТ у нас бурят много "сухих" скважин и скважин с низкими и неустойчивыми дебитами. В то же время в зависимости от сложности строения нефтегазовых ловушек УВ число подобных неэффективных скважин может быть сокращено на 50-80%, поэтому рентабельность разработки месторождений УВ возможно увеличить кратно. Низкая эффективность российских ГРР обусловлена прежде всего тем, что разрешающая способность геологического сейсмоакустического телескопа, которым является используемая в промышленных масштабах сейсморазведка МОГТ, не улучшается в России уже более 35 лет. Погрешности определения скоростей сейсмических волн в МОГТ (а это один из основных показателей разрешающей способности) составляют 10-66% и более (ошибки пропорциональны сложности строения отражающих поверхностей, изменениям толщин слоев и скоростей в геологических комплексах и т. п.). Из-за подобных столь больших погрешностей определения скоростей волн в методе ОГТ (средних, интервальных) геологические объекты получаются искаженными и, по мере усложнения среды, нечеткими, вплоть до исчезновения в сложном интерференционном волновом поле на значительных участках изучаемых территорий. Все эти годы застоя в сейсморазведке геологи вынуждены "рисовать" по ненадежным данным МОГТ искаженные или ложные структуры, ложные разрывы и пр. Оценки погрешностей при определении структурных построений по данным МОГТ в сложных сейсмогеологических условиях известны и были сделаны на начальной стадии освоения методы. Тогда же были предложены, теоретически и экспериментально обоснованы способы уменьшения ошибок определения сейсмических скоростей и структурных построений до 1-5%, независимо от сложности строения геологических слоистых сред. Ведущие нефтегазовые компании мира обеспечили за последние 20-25 лет качественный скачок в ГРР "прежде всего за счет лавиноподобного внедрения в мировой практике высокоразрешающей объемной сейсморазведки (высокоразрешающей модификации 3D-сейсморазведки), по результатам которой в десятки раз (а может быть, в отдельных случаях и в сотни) сокращаются затраты на бурение сухих и нерентабельных скважин. Среднемировые издержки на разведку, освоение и разработку нефтяных месторождений сократились с 16 до 4 долларов за баррель. По другим данным, ...сократились с 21 до 5 долларов за барелль". Причем "в мировой нефтегазовой отрасли разведка и добыча перемещаются и в более трудные географические условия (на север, в пустыни, моря и океаны), и на более низкие геологические горизонты с глубинами более 5000 м". Однако в России метод ОГТ продолжает "процветать" практически в первозданном виде уже более трех десятилетий. И несмотря на то что рекомендации МОГТ, как правило, содержат принципиальные ошибки структурных построений и прогноза нефтегазоносности, что приводит к бурению большого числа "сухих" и малопродуктивных скважин, заказчики нефтегазовой отрасли сохраняют основы метода ОГТ незыблемыми
