Найти Карачаганак-2!

Найти Карачаганак-2!
геологоразведывательный сейсморазведкаскважина бурение
А.В. Феоктистов,
В.М. Лепилин,
В.А. Феоктистов

Возможно ли увеличение добычи нефти игаза по Саратовской области суммарно до уровня 5 млн.т.н.э/год? Этот вопрос обсуждаетсяспециалистами нефтегазодобычи все последние годы и напрямую связан с результатамигеологоразведочных работ в регионе. Современные тенденции развития ресурснойбазы углеводородного сырья и пути повышения результативностигеолого-разведочных работ в Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносныхпровинциях (НГП), в целом, и в Саратовской области, в частности, обсуждались вработах [1-14]. Очевидно, что в Волго-Уральской НГП возможно открытие ещёнескольких десятков мелких месторождений, которые могут некоторое время поддержатьуровень добычи Саратовской области, но не нарастить его более чем в 3 раза.Единственная надежда на Прикаспийскую НГП, где возможно открытие 5месторождений в классе крупности от 1 до 3 млрд. т. у. т. и до 3 месторожденийв классе крупности до 5,5 млрд.т. (А.М. Репей, О.Г. Бражников, А.М. Голиченко [3],С.М. Карнаухов и др. [5]). Где искать и как искать уникальные по запасамместорождения Прикаспийской впадины точно сказать не может никто, но различныхмнений и рецептов наработано уже достаточно много [1-19, 23-28, 30, 41-63].Наиболее часто в качестве аналога упоминают для саратовского сегментаПрикаспийской впадины объект типа Карачаганак, исходя из пространственной егоблизости и приуроченности к северному борту (рис.1).

/>
Рис.1. Схема основных объектов ГРРПрикаспийской впадины и её северного обрамления
Если найти Карачаганак-2, тоСаратовская губерния будет добывать 5 млн.т.н.э. и даже больше. Чтобы найтиКарачаганак-2, надо ответить на три вопроса: 1-как устроен Карачаганак(параметры объекта поиска); 2-где искать аналог в Саратовской области; 3-какискать (методы и средства поиска). Ответы на все вопросы можно найти, изучивисторию открытия Карачаганака, и зная основные закономерности развитияПрикаспийской НГП, как его вместилища.
При поиске ответов в открытой печатилюбой исследователь сталкивается с влиянием человеческого фактора, выраженногов неоднозначности трактовки региональных и локальных моделей Прикаспийскойвпадины и Карачаганакского месторождения УВ, что явствует из работ, приведенныхв списке литературы [1-65]. Это связано с подменой фактов их субъективным толкованиемкак отдельными специалистами, так и отраслевыми организациями, компетентными водной геонауке или группе геонаук. Чрезвычайно высокая специализация вгеофизике и геологии стала основным тормозом в объективном познании недр, авзаимная невостребованность смежных специалистов — основным источникомбольшинства ошибок [40]. Успех применения современных технологий определяетсяинтеграцией всех знаний об объекте поиска, системным подходом и конструктивнымсотрудничеством геодисциплин на любом из этапов ГРР [16, 17, 21, 22, 24-28, 30-40,60, 64, 65].
Череда крупных открытий уникальных позапасам месторождений УВ Прикаспийской впадины была напрямую связана стехническим прогрессом в разведочной геофизике и бурении. Необходимостьнаучно-технического прогресса была обусловлена строительством и бурениемАралсорской и Биикжальской сверхглубоких скважин с проектными глубинами 7 км [13, 14, 46]. Выявленное несовпадение геолого-геофизических прогнозных моделей с результатамибурения этих скважин дало новый импульс методическим и техническим разработкамв области геологии и геофизики и привело к последующим открытиям. Главную рольиграли сами параметрические скважины, позволяющие минимизироватьнеоднозначность решения обратных геофизических задач в районах солянокупольнойтектоники. Материалы сверхглубокого параметрического бурения привели геологов кпринципиально новым выводам. На больших глубинах горные породы, обладающиефильтрационно-емкостными свойствами, не обязательно приурочены к антиклинальнымструктурам, зонам выклинивания или стратиграфического несогласия, что входит впонятие ловушки УВ в методике поисков нефти и газа на малых и средних глубинах(до 3,5 км). Наличие коллектора глубже 4-5 км – явление случайное; вероятность его может быть определена только на междисциплинарном уровне изучениядинамических систем, состоящих из твёрдой, жидкой и газообразной фаз вещества [16,19, 42-44, 50, 52, 53]. Продуктивные подсолевые горизонты характеризуютсяжесткими термобарическими условиями: аномально высоким пластовым давлением(АВПД) — до 89 МПа и температурой до 180 градусов Цельсия [42]. Поэтому методическиеи технические средства поисков залежей на больших, малых и средних глубинах должныбыть специализированными по условиям объекта или многоуровенными.
В конце 70-х годов были открыты Оренбургскоеи Астраханское ГКМ, Тенгиз и Карачаганак, ряд других месторождений, заставившихговорить о Прикаспийской впадине как о зоне гигантских углеводородных скоплений(рис.1), [6-19]. Открытия месторождений УВ в подсолевом карбонатном комплексебыли не случайными, а подготовленными скоординированными усилиями трёхотраслевых министерств СССР, с участием министерств Казахстана, по комплекснымпрограммам ускоренного опоискования Прикаспийской впадины, с подключением всехотраслевых институтов всесоюзного значения, в течение трёх пятилеток(1976-1990). На этапе поиска атоллоподобные органогенные постройки небольшойплощади (240–400 км2), но значительной высоты (более 1000 м) Тенгиз и Карачаганак были выявлены по материалам гравиразведки и сейсморазведки МОГТ-2Д[14-18]. Прогноз развития шельфовых карбонатных пород, включающих рифогенныетела, до недавнего времени проводили на основе модели карбонатного кольцаПрикаспийской впадины. Целенаправленный поиск карбонатных массивов на основеанализа внутренней структуры подсолевого комплекса, с учетом допермскогорегионального плана, стал стратегией геолого-поисковых работ на нефть и газ вПрикаспийской впадине [12].
В настоящее время большинствоисследователей считают, что северо-западная и юго-восточная части Прикаспийскойвпадины развивались по разному сценарию и, соответственно, имеют разныепотенциалы нефтегазоносности. Проблемы генезиса и истории развитияПрикаспийской НГП пытались решить с позиции классической геологии, на основеструктурно-формационного анализа и тектоники плит, предлагая различные вариантыстроения и нефтегазонакопления для этой крупнейшей нефтегазоносной провинции[1-13, 16, 17,41, 42, 46-48]. Предложенные модели неоднозначны и поройпротиворечивы. Они предлагали «рифовое направление ГРР» в качествеосновного и комплексное методическое решение в виде расширенного наборагеофизических и геохимических методов на поисковом этапе с опорой насейсморазведку. В саратовском сегменте бортовой зоны Прикаспийской впадинывыделяли Питерско-Новоузенскую и Уральскую подсолевые карбонатные толщидевонского и нижнекаменноугольного времени образования как зонынефтегазонакопления (ЗНГН). Карачаганакская зона развития карбонатных отложенийвыступала в качестве самостоятельной [12] или в качестве Карачаганак-КобландинскойЗНГН, поскольку включала ещё и карбонаты нижнепермского возраста [11].
Разведка и освоение месторожденияТенгиз осуществлялась под эгидой Миннефтепрома СССР с постановкой наместорождении пространственной сейсморазведки МОГТ-3Д на площади 580 км2силами геофизического треста ОАО «Саратовнефтегеофизика». Былиспроектированы и реализованы опытные скважинные мониторинговые исследования ВСПи сейсмопросвечивания, сделан сейсмостратиграфический анализ 3Д-съёмки, данаоценка разведочных возможностей геофизических методов, установлена связь аномальновысоких пластовых давлений (АВПД) с образованием карбонатных суперколлекторовза счёт разрыва пластов инъекциями флюида [11, 13, 17,18, 20, 43, 51].
На месторождении Карачаганак сейсморазведкаМОГТ-3Д проводилась Мингео СССР силами ПГО «Казгеофизика», НВНИИГГ иНПО «Нефтегеофизика» [15-17]. Для реализации потенциала месторожденияКарачаганак технические эксперты компаний Аджип, Бритиш Газ и Лукойлпланировали в 1999 году провести большую по объёму сейсмическую съёмку 3Д наплощади 800 км2. Для содействия в интерпретации материалов 3Дэксперты изучали возможность размещения геофонов в скважинах [19]. Материалыразведки Карачаганака рекордны по Прикаспию: пробурено 74 скважины средней глубиной 5173 м, 43 скважины оказались продуктивными, 13 скважин переданы в фондэксплуатационных [14]. Наработанные материалы были доступны для российскойгеолого-геофизической общественности до разделения единой Прикаспийской НГП наРоссийскую и Казахскую части, и на лоскуты лицензионных участков сконфиденциальной геолого-геофизической информацией в каждом из них [1-3, 7-13,15-17, 29, 65]. Сопоставление данных бурения по более чем 20 скважинам глубиной4,5-5,5 км и структурной сейсморазведки (Аванесов А.М., Алексеев Г.Н. 1980,1982, 1983 [29]) выявили очень большие ошибки сейсмических построений дляповерхности соли от – 436 м до +990 м и для первой подсолевой границы от – 339 м до +1068м. Последующий пересмотр сейсмического материала, с учётом данных бурения, привел куменьшению диапазона величин погрешностей и к сокращению их дисперсии почти вчетыре раза. Сравнительный анализ сходимости данных сейсморазведки и бурениядля других районов Прикаспийской впадины показал, что восточный и юго-западныйборта Прикаспийской впадины более благоприятны для проведения сейсморазведки ихарактеризуются существенно меньшими погрешностями сейсмических построений (особенноАстраханский свод). В пределах площадей, где непрерывно ведётся глубокоебурение, отмечается сокращение погрешностей сейсморазведки за счёт коррекциигеологических интерпретационных региональных и локальных моделей. Этомуспособствует постепенное внедрение современных технологий интерпретациисейсморазведки: сейсмостратиграфии [30], структурно-формационной интерпретации(СФИ, [31]) и современных отраслевых стандартов [32-39].
Освоение Карачаганака привело к обособлениюдевонского направления поисково-разведочных работ на нефть и газ на севереПрикаспийской впадины [9, 14], а затем и на Астраханском своде [44, 48, 53]. Поискбессернистых залежей УВ наряду с поиском месторождений карачаганакского типа являетсяглавной стратегической задачей ГРР в программе РАО «Газпром» [48]. Впериод с 1993г по 2006г на оренбургском участке северного борта Прикаспийскойвпадины было пробурено 17 скважин глубиной более 5 км на проверку рифовых объектов карачаганакского типа [2, 48, 49, 58]. На лицензионных участках РАО«Газпром» и ООО «Оренбурггазпром» широко использовалисьновые технологии прямого прогноза УВ: «Анчар», сейсмолокация боковогообзора (СЛБО), электроразведка ДНМЭ, площадная гравиметрия и газогеохимическаясъёмка. О вкладе каждой из этих методик ничего конкретного не сообщается.Указывается, что комплекс этих методик использовался в качестве дополнения кпаспортам на объекты, подготовленные к поисковому бурению по даннымсейсморазведки МОГТ. Судя по весьма критическим отзывам в отношении основногометода – сейсморазведки — можно полагать, что прямой прогноз на промышленныескопления УВ пока не работает, а по материалам бурения «рифовоенаправление» не подтверждается [48, 49, 58, 60]. Результаты ГРР вПрикаспийской впадине обобщены в работе [48] и по мнению группы специалистов «прогнозына рифовые объекты по всему периметру Прикаспийской впадины потерпели полныйкрах». Объекты карачаганакского типа не найдены в связи с недостаточнойэффективностью полевых геофизических методов для солянокупольных областей ибольших глубин. В первую очередь это относится к основному методу — сейсморазведке.Не подтверждаются бурением не только аномалии сейсмической записи типа «риф»,но и подготовленные сейсморазведкой локальные структуры. Аналитические выводыспециалистов свидетельствуют о неадекватности модели и геологического строениябортовой зоны Прикаспийской впадины, вследствие недоучёта качественныхизменений фильтрационных и ёмкостных свойств горных пород на больших глубинах,влияющих на картину распределения залежей нефти и газа. С. М. Карнаухов (ОАО «Газпром»,[49]) указывает на ошибки сейсморазведки по гипсометрии подсолевых горизонтовот 248 м (скв. Каинсайская -1), 690 м (скв. Буранная -1) до 2138 м (скв. Южно-Линёвская -1) и подтверждает, что волновая картина на Южно-Линёвском объектесформирована толщей перемятых галогенных отложений иреньского возраста, аЛинёвская аномалия типа «риф» образованатерригенно-карбонатно-галогенными породами того же возраста. Толщинанижнепермских карбонатов в депрессионной фации составила 82 м, вместо 1669 м ожидаемых рифовых известняков. По результатам сейсморазведки 3Д исследователипришли к выводу, что на изученном участке отсутствуют крупные перспективныеструктурные формы. Скважины Южно-Линёвская-1 и Каинсайская-2 заложены не воптимальных условиях, но «не исключается возможность наличия во внутреннейприбортовой зоне органогенных построек карачаганакского типа» [49]. Дляпостроения адекватной модели северной бортовой зоны в Южном Оренбуржьенеобходимо иметь хотя бы один кондиционный профильный сейсмогеологическийразрез с полноценными данными по скважинам [48]. Предполагается пробуритьпоисковую скважину в своде Линёвской структуры и ещё одну скважину на участкерезкого уклона борта. Примечательно, что до бурения сейсмические структуры былидополнительно изучены детальными исследованиями методом низкочастотной разведки«Анчар» и газогеохимической съёмки по Каинсайскому, Буранному иБарханному участкам. На Южно-Линёвской структуре аномалии типа «риф»удовлетворительно совпадали с контуром аномалии «Анчар». Бурениеначато после получения положительных заключений на проект специалистов ГАНГа имеждународного эксперта Х.Е. Соколина [49]. Отрицательные результаты буренияпри столь мощной проработке проектов связаны с человеческим фактором. Поисковыемодели создавались представителями разных геонаук, опираясь только насобственные данные, без составления согласованной модели в мультидисциплинарномрежиме. Решение о бурении скважины принималось по данным сейсморазведки 2Д дозавершения работ 3Д. Обычно при таком сценарии и возникает взаимнаяневостребованность в смежных специалистах, что является причиной ошибок присоздании интерпретационных моделей в сложных многоцелевых проектах [40, 64, 65].Непрофильные (для РАО «Газпром») отраслевые стандарты [31-39] приэтом могут игнорироваться.
На Астраханском ГКМбыли успешно испытаны новые средства сверхглубинной высокоразрешающейэлектроразведки с МГД-генератором [21]. Сейсморазведка МОГТ-3Д в комплексе сгравиразведкой проводится в настоящее время на площади всего горного отводаАГКМ (2099 км2) по специальной комплексной программе РАО «Газпром»[1-3, 48, 53]). Основной целью разведки является поиск бессернистого газа,залежи которого прогнозируются в отложениях девона. Параметрическим бурением скважиныДевонская-2 из терригенных отложений среднего девона получен приток сухогометанового газа без сероводорода. Работы по испытанию скважины Девонская-2проводила компания «Халибуртон», но из-за сложнейшихгорно-геологических условий даже такой известной компании не удалось выполнитьих качественно для карбонатных пород среднего и нижнего девона. Оценкинефтегазоносности не могут быть признаны достоверными [48]. Аномалиясейсмической записи, трактуемая геофизиками как объект типа «риф»,бурением скважины Правобережная-1 не подтвердилась [48]. Установленпринципиально другой тип объекта: субвертикальная система трещиноватых пород (ЗТР-зонатектонического разуплотнения или «газовод» [52] или ЗПТ-зонаповышенной трещиноватости [53]), Предложена автоколебательная модельформирования месторождений-гигантов Прикаспийской впадины [43, 44]. Отмечено,что ЗТР уверенно картируется 3Д-сейсморазведкой в «сверхтолстых»продуктивных карбонатных толщах [52]. Специалисты Statoilтакие зоны на сейсмопрофилях называют «сейсмическими дымоходами» и связываютих с путями миграции «коровых» углеводородов. Голландская компания dGB(de Groot-BrilEarth Sciences)совместно со Statoil разработалакоммерческие услуги под названием TheChimney Cube.Они предусматривают использование нейросети для автоматизации выделения «сейсмическихдымоходов» до источника с прогнозом заполненных и сухих структур. Нефтегазонакоплениев корово-трещинной среде подсолевого комплекса обусловлено не столько силамигравитации, а также воды, сколько внедрением в эту среду и термогеодинамическиактивную зону «корового волновода» струи углеводородов подзначительным давлением с образованием залежи массивного типа в карбонатныхколлекторах с этажом нефтегазоносности до 1600 метров в высокоамплитудных ловушках (Тенгиз, Карачаганак). Прорвавшиеся флюиды из зон «коровоговолновода» взаимодействуют с уже образовавшимися флюидами, в результатечего формируются сложные однофазные и двухфазные флюидальные системы, чуждыетому глубинному интервалу, на котором они обнаружены [43, 44, 52]. Появление автоколебательныхмоделей миграции УВ в трещиноватой среде верхней коры связано с пробеламиклассической теории органической нефти и латеральной миграции. Ведущая рольвертикальной миграции УВ по дизъюнктивным нарушениям и стратиграфическим окнам изверхнедевонско-турнейского комплекса в визейско-башкирские и нижнепермские коллектораместорождений Прикаспийской впадины отмечена работе [45]. На уникальных месторожденияхПрикаспийской НГП, как на опорных полигонах, разрабатывались аппаратурно-техническиесредства, методики и программные комплексы для интеграции геофизическихматериалов грави-магнито-электро-сейсморазведки в наземном и скважинномвариантах и бурения с целью уточнения геологического строения сложнопостроенныхобъектов, определения их физических параметров и поисковых признаков, прогнозавещественного состава резервуара и флюидонасыщения [15-21], по сути намеждисциплинарном уровне. Концентрация сил и средств на локальных объектах Прикаспийскойвпадины привела к совершенствованию техники и технологий, приборов и системразведочной геофизики, разработке новых научных направлений в нефтяной геологиис учетом достижений в смежных направлениях наук о Земле. К одному из такихновых научных направлений относится комплексное изучение современнойгеодинамики осадочных бассейнов на базе нового поискового метода — разведочнойгеодинамики. Физико-геологические основы этого метода базируются напредставлениях о ловушках нефти и газа как динамических системах дискретнойгеофизической среды [50]. Благодаря научно-техническому прогрессу существующиеметоды разведочной геофизики выходят на прецизионный уровень измерения параметровгеофизических полей при выделении тонких особенностей строения геологическогоразреза и флюидонасыщения. Это позволяет проводить мониторинг измерений винтересующих точках среды с целью фиксации короткопериодных вариаций во времениестественных и искусственно возбуждаемых геофизических полей для контроля деформационныхпроцессов в среде, прослушивания «голоса залежей» УВ, выявленияактивных разломов. Так, надежно установленные вариации во времени (илиизменчивость во времени) аномалий силы тяжести порядка (2-3)·10-6м/с2 в год соизмеримы со стационарными локальными аномалиями силытяжести, которые используются при анализе и интерпретации возможных прямыхэффектов от залежей углеводородов. На этом эффекте основан прямой поиск залежейнефти и газа гравиметрическим методом, разработанным в ИГиРГИ. Выявлены весьмавысокие значения вариаций во времени параметров геомагнитного поля (до 8-10нТл), что также требует учета фактора изменчивости во времени геомагнитногополя при прогнозировании геологического разреза. Получены надежные данные повариациям во времени параметров сейсмического волнового поля за счет влияниясовременных деформационных процессов в среде. Экспериментальные режимныенаблюдения (сейсмическое просвечивание) зарегистрировали на ряде нефтяныхместорождений вариации времен пробега сейсмических волн, достигающих 10-20 мс винтервале глубин 1500-2000 м [50, 51]. Эти вариации могут быть источникамиошибок структурных построений сейсморазведки и неоднозначностей локальныхмоделей, но могут и использоваться для прогноза зон повышенной трещиноватости,тектонических нарушений и других задач ПГР. Подобная концентрация сил и средствдля отдельного недропользователя в рамках отдельного лицензионного участка внастоящее время просто недостижима даже при наличии на сервисном рынке самыхсовременных технологий [22].
Разработанные на уникальных месторожденияхПрикаспийской впадины методики и технологии широко применяются для поисков объектов«типа Карачаганак», но за 30 лет Карачаганак-2 так и не найден [1-3,13, 14, 30, 47-49]. В Саратовской области такой объект искали наВладимировской, Тимофеевской, Дьяковской, Южно-Дьяковской, Суслинской,Алтатинской, Южно- Алтатинской площадях, на Чёрной Падине, пока без результата [23-28,46, 47, 60]. Наиболее оптимистичный результат по рифовому резервуару получен вскважине Чёрная Падина-1 [3-Писаренко Ю.А., 62]. По сопоставлению результатовбурения и сейсморазведки установлены ошибки структурных, стратиграфических,структурно-формационных, литолого-фациальных, емкостных и фильтрационныхмоделей, построенных специалистами различных нефтесервисных компаний и отраслевыхинститутов при подготовке объектов к поисковому или параметрическому бурению [46,47, 60]. Основная причина ошибок — человеческий фактор, взаимнаяневостребованность смежных специалистов, отсутствие доступа к фактическойинформации и нарушение современных отраслевых стандартов [31-40, 59, 64, 65]. Такспециалисты НВНИИГГ утверждают, что неоптимальность моделирования объектов «типаКарачаганак» главным образом обусловлена недостаточной аналогией состроением и развитием его базовой модели и объективно затруднена факторомсоляной тектоники [13, 17, 46, 47]. Но ведь сам Карачаганак всё-таки был найденв 1979 году, несмотря на фактор соляной тектоники и запредельные ошибкиструктурных моделей сейсморазведки [29], а полных геологических аналогий вприроде и не бывает. Что касается девонского цоколя, то его поиски завязаны намелкоблоковость тектоники в зоне сочленения Пачелмовского авлакогена сПрикаспийской впадиной, которая практически не подтверждена фактами(материалами бурения) и потому имеет максимальную степень неоднозначности, хотярегиональный этап исследований считается завершённым [7-13, 41, 42, 46, 47]. Геологические и геофизическиенеоднозначности региональных моделей приводят к различной оценке ресурснойбазы, ошибкам в геолого-экономической оценке инвестиционных проектов и общемуснижению эффективности ГРР. Так, рассматривая структурные карты по подошве соленосного комплекса,построенные по материалам интерпретации тысяч километров новых сейсмическихпрофилей, отработанных в пределах всего северного борта Прикаспийской впадины,Писаренко Ю.А. установил отсутствие надёжных структурных поднятий итектонических нарушений [3]. «Сейсмическая моноклиналь» севернойбортовой зоны контрастирует со структурными планами соленосных бассейновПрипятской и Днепрово-Донецкой впадин, где амплитуды разломов подсолевого ложамогут составлять сотни метров, а подсолевые поднятия контролируются положениемсоляных гряд и куполов. По мнению Писаренко Ю.А. для выявления несколькихкрупных по запасам углеводородных объектов и повышения их достоверностинеобходимо силами НВНИИГГ провести уточнение структурной основы подсолевого ложаПрикаспийской впадины на базе комплексного анализа данных геофизики игеодинамического анализа формирования структурных планов осадочного чехла. Этотипичное проявление человеческого фактора как реакции на неоднозначностирегиональных и локальных моделей. Любому квалифицированному специалисту(организации) при сравнительном анализе геологических моделей знакомыхтерриторий кажется, что будь у него вся база данных по сравниваемым моделям, онсделал бы «единственно правильную» модель. Это заблуждение основанона отождествлении фактических материалов с их интерпретациями, которые неоднозначныпо определению обратных задач геофизики. Геодинамическая модель Прикаспийскойвпадины уже создана и не одна [11, 12, 41-44, 46], но будем надеяться, чтоименно уточнённую структурную основу представит НВНИИГГ в обоснование заложенияпараметрических скважин: Никольской и Озинской №1 глубиной 7080 м в Алтатинской ЗНГН [1-Скорнякова Е.Г. и др., 3-Воробьев В.Я. и др., 3-Куколенко О.В. и др.].По материалам поисковых работ на Восточном ЛУ Соловьёвым Б.А. в 2006 г. предлагалось бурение Западно-Глазовской параметрической скважины в пределах Алтатинской зоныподсолевых поднятий [1, 11] (рис.1, срок действия лицензии был закончен31.12.2002, Восточный ЛУ перешёл в нераспределённый фонд). За счет средствфедерального бюджета в 2004-2009 годах проведены зонально-региональныегеофизические работы в пределах нераспределённого фонда Прикаспийскойтерритории силами ФГУП НВНИИГГ [1, 3] с выявлением 2 крупных подсолевыхобъектов с ресурсами более 600 млн т. По мере роста числа неподтверждённыхобъектов карачаганакского типа по всему периметру Прикаспийской впадины сталипредлагаться другие направления ГРР в качестве альтернативных. В 1992 годупредложено Соловьёвым Б.А. считать «новым перспективным направлениемпоисков терригенные нижне-среднекаменноугольные и нижнепермские отложения,прежде всего в зонах авандельт и конусов выноса» [11]. Эта идея быстронашла сторонников в связи с наличием подобных объектов в Саратовской области идаже их доказанной продуктивности на Кенкияке, Восточном Акжаре и др. Перспективыоткрытия бессернистой высококачественной нефти оказались наиболее реальны внадсолевом комплексе отложений. Продуктивные горизонты залегают на глубинах от 50до 3500 м [14]. Целенаправленные поисковые работы на нефть в надсолевыхотложениях в основном проводятся только в южных районах Прикаспия, где открытоболее 100 месторождений. В последнее время открыты 4 средних по запасамместорождения и одно крупное месторождение Кенбай (1986г.) [11, 14, 46, 54-58].До этих открытий поискам нефти и газа в надсолевом комплексе не придавалосьдолжного внимания. Эпизодическое проведение поисковых работ на северном борту ив центральных районах Прикаспийской впадины привело к открытию нефтяных (Куриловское,Узеньское) и газовых (Старшиновское, Спортивное, Таловское) месторождений (Рис.2).Многочисленные газопроявления установлены в верхнеплиоценовых отложениях набольшей части территории региона. [11]. По мнению ФГУП НВНИИГГ [3] имеющегосяпараметрического материала явно недостаточно для успешного проведения поисковыхработ геофизическими методами на территории Прикаспийской НГП. Перспективнымнаправлением, способным обеспечивать ежегодный прирост запасов нефти за счетоткрытия мелких (и, возможно, средних) по запасам месторождений, являютсямезозойские отложения российской части Прикаспийской НГП. Однако до сих пор отсутствуетудовлетворительная методика, обеспечивающая эффективный поиск такихместорождений в условиях солянокупольной тектоники. Например, из 8 скважин(затрачено 415 млн.руб.), пробуренных недропользователями в 2007 г. на объектах, подготовленных сейсморазведкой по надсолевым отложениям, продукция полученатолько в одной скв. Узеньская-1 – фонтанный приток нефти из триасовых отложенийв интервале глубин 975-985 м, Саратовская обл., Карпенский лицензионный участок.Нельзя согласиться с утверждением из [3] в части отсутствия эффективнойметодики изучения надсолевого структурного этажа. Эта методика есть иназывается в западном варианте «сейсмостратиграфией», а вотечественном варианте – структурно-формационной интерпретацией (СФИ) [30-40,59, 65]. Эффективность методики возрастает в случае её комплексирования смало-среднеглубинным бурением поисковых скважин. Повышение достоверностиинтерпретации достигается подбором оптимального комплекса геофизических методови их оперативного анализа с материалами бурения по мере ввода в действие новыхскважин (рис.3, 4). Переход на 3Д-сейсморазведку при картировании надсолевыхструктур обусловлен геологическим строением поисковых объектов и рекомендованотраслевыми стандартами. По данным управления «Саратовнедра» вСаратовской области более 44-х компаний занимаются поисково-разведочнымиработами, 16 — добывающей деятельностью и только одна «Прикаспийская газоваякомпания» (ООО «ПГК») реально ищет Карачаганак-2 современнымитехнологиями интегрированной интерпретации разнородной геолого-геофизическойинформации с опорой на сейсморазведку МОГТ-3Д и поисковым бурением (скв.Графовская-1), проводит поиск, разведку и добычу нефти из надсолевых залежейУзеньского месторождения, открытого ООО «ПГК» в 2007 году. Компаниявладеет лицензиями на Прикаспийский и Карпенский участки недр, контуры которыхпоказаны на рисунках 1, 2, 5 зелёным цветом. Для «Прикаспийской газовойкомпании», работающей с участием иностранных инвесторов, открытиеуникальных по крупности объектов несёт большой политический риск в дополнение крискам геологическим. Сейчас, по закону, иностранцы могутучаствовать в разработке любого месторождения с запасами более 70 млн тонннефти или 50 млрд кубометров газа только в качестве миноритарных акционеров. Нарисунках 2, 5 красным контуром показаны площади детальных сейсморазведочныхработ МОГТ-3Д, используемых для построения единой совокупности шести моделей всоответствии с современными отраслевыми стандартами как для подсолевых объектовкарачаганакского типа, так и для надсолевых месторождений и поисковых объектов[31-40]. На Узеньской и Восточно-Узеньской площадях пробурено 11поисково-разведочных скважин, семь из которых дают нефть хорошего качества. Наплощади продуктивны отложения триасового и нижнемелового возраста. На этапепоиска и разведки используется наземная и скважинная сейсморазведка МОГТ-2Д/3Ди ПМ ВСП, детальная электроразведка методом ЗС и ВП (рис.3, 4). На региональноми поисковом этапе применяется комплексирование грави-магниторазведки с цельювыявления подсолевых карбонатных массивов увеличенной толщины по авторскойметодике построения карт комплексных параметров [24-26, 28]. В пределах выявленныхкарбонатных массивов (показаны на рисунке 2) концентрируются детальныегеофизические работы сейсморазведкой МОГТ-2Д/3Д. Подрядчики выбираются наконкурсной основе по критерию цена/качество с приоритетом параметру качестваработ. Применяется двойной супервайзерский контроль качества работ (отЗаказчика и от Подрядчика) на всех этапах ГРР. В качестве подрядчиков вразличное время привлекались: ЗАО «ЛУКойл-Саратов», ЗАО «ЛУКойл-ПРЭМ»,ТТП «Саратовнефтедобыча», ОАО «Саратовнефтегеофизика», ОАО «Волгограднефтегеофизика»,ООО «Сиам Мастер», ООО НПК «Геопроект», ООО «Северо-Запад»,Шлюмберже Лоджелко Инк. и др.
/>
Рис. 2. Тектоническая схемасаратовского сегмента северного борта Прикаспийской впадины 2006 г

/>
Рис. 3. Комплексированиеэлектроразведки и сейсморазведки на Узеньском месторождении
/>
Рис. 4. Вертикальное сечение куба 3ДУзеньского блока. ООО «ПГК».

Если с надсолевыми объектами большаячасть проблем решена, то поиски объекта «типа Карачаганак»осложняются неоднозначностями региональных моделей и полным отсутствием данныхпараметрического бурения того самого цоколя, о котором постоянно напоминаютспециалисты ФГУП НВНИИГГ [13, 16, 17, 46, 47].
По отраслевым стандартам ГРР проводятпо этапам и стадиям. Причём результаты работ предшествующего этапа являютсяоснованием для последующего этапа работ. Региональный этап завершаетсясоставлением тектонической схемы региона с определением основных параметровстроения фундамента на основании параметрического бурения и глубинныхгеофизических методов (ГСЗ, КМПВ, МПОВ, МОВЗ, НЧ ОГТ, МТЗ, гравиразведка,магниторазведка и др.). Как отмечено выше, тектоническая схема Прикаспийскойвпадины не имеет материалов параметрического бурения по отложениям фундамента,рифея и нижнего палеозоя, что приводит к неоднозначностям региональных моделей,а значит и к неоднозначностям расчёта начальных сырьевых ресурсов. Прогнозресурсной базы Саратовской области [1-4] выполнялся по тектонической схемерисунка 2, где число структур второго порядка и их дислокация резко отличаютсяот рисунка 5.
На рисунке 5 изменения вызваныглавным образом результатами новых полевых работ сейсморазведки МОГТ-2Д наКарпенском и Прикаспийском участках в период 2006-2008 г.г. и тематических работ по обобщению и переинтерпретации геофизических, геологическихматериалов и бурения скважин, к которым привлекались и специалисты НВНИИГГ(Писаренко Ю.А. и др.). Алексашкинская приподнятая зона (рис.2) снята с балансаресурсов С3 по результатам переинтерпретации 1996 года. Текущими работами неподтвердился сейсморазведчиками ОАО «Саратовнефтегеофизика» Волгоградско-Краснокутскийвал амплитудой около 400м [63].

/>
Рис.5. Тектоническая схемаПрикаспийской синеклизы по Шебалдину В.П., 2008 г. [63].
Для построения адекватной моделисеверной бортовой зоны в саратовском сегменте Прикаспийской впадины необходимоиметь хотя бы один кондиционный профильный сейсмогеологический разрез сполноценными данными по скважинам.
В подсолевом мегакомплексе выделяютсядва крупных структурно-формационных подэтажа: нижний, представленный отложениямирифея-венда и частично нижнего палеозоя, и верхний, в объеме от среднего девонадо нижней перми. Отложения нижнего подэтажа, по-видимому, наиболее интенсивноподвержены разломно-блоковой тектонике и бурением во впадине не вскрыты. Литолого-формационныемодели верхнего подэтажа представлены на продолжении Карпенской рассечкибортового уступа линией скважин 2-Владимировская, 1-Тимофеевская. Опорные моделипо этой линии строятся неоднозначно разными авторами [60], что указывает на значительноевлияние человеческого фактора и высокий геологический риск ошибкиинтерпретационной модели. Ценность рассечки дополнительно снижается в связи срезким сокращением толщины верейско-мелекесских отложений до полноговыклинивания с запада на восток в пределах Карпенского участка. Отсутствиеверейско-мелекесских отложений установлено бурением в скв. Жулидовской 1,Ершовской 7 и др. В этом же направлении фиксируется постепенный ростсейсмических скоростей в интервале от отражающего горизонта Р1 до Р2bs с 4300-4500 м/сек до 5600-6000м/сек. Рассечка по линии скважин 1-Солнечная, Чёрная Падина-2, Чёрная Падина-1,материалы сейсморазведки МОГТ-2Д и карты комплексных параметров по даннымграви-магниторазведки позволили выявить карбонатные массивы, размеры которыхзначительно уступали Карачаганаку, но требовали детализации современнойобъёмной 3Д-сейсморазведкой. Эффективность 3Д-сейсморазведки при изученииодиночных внутрибассейновых рифов или атоллообразных карбонатных массивовдоказана на известных месторождениях [16- 19, 32-39, 65]. Как поисковыйинструмент антиклинальных и неантиклинальных объектов сейсморазведка не имеетсебе равных, особенно с созданием отраслевого стандарта СФИ, объединяющегогеологию, геофизику и геохимию с целью перехода «от сейсмическойинтерпретации к моделированию и оценке месторождений нефти и газа» [30, 31,40, 59, 64, 65]. Проектирование сейсморазведки 3Д требует специальных знаний,анализа результатов предшествующих работ, достаточно точного представления опараметрах объекта детализации и некоторыми экспертами считается самым сложныммоментом, определяющим успех ГРР, в целом. Есть мнение, что «лучшесейсмики 3D-только сейсмика 3D, хорошо спланированная» (КозловЕ., Боуска Дж. и др., 1998). У нефтяных компаний, как правило, специалистов попланированию 3Д-съёмок нет. Поэтому при постановке работ обычно применяютпростое правило: площадь поля полной кратности должна вдвое превосходитьплощадь изучаемого объекта. Второе правило говорит, что лучше использовать «разреженнуюсъёмку» при большей площади охвата всего объекта и такой же площади фоновогопространства, чем высокую кратность суммирования только в центральной частиизучаемого объекта. Полевые работы сейсморазведкой МОГТ-3Д с целью детализации подсолевыхкарбонатных массивов проводились на Южно-Мокроусовском (160 км²) иЮжно-Ершовском (100 км²) блоках Карпенского участка недр общей площадью –260км² силами ОАО «Саратовнефтегеофизика» и ОАО «Волгограднефтегеофизика»(рис.2, 5). На Прикаспийском ЛУ площадь 3Д-съёмки составила 77,7 км²(рис.5). В статье рассматриваются только результаты работ на Южно-Ершовскомблоке, где завершено поисковое бурение скважины 1-Графовская глубиной 5379 м.
Обработка – интерпретация материаловМОГТ-3D и МСК на Южно-Ершовском блоке проведена в Департаменте обработки данныхи консалтинговых услуг Шлюмберже Лоджелко Инк. с использованием самыхсовременных технологий и программных комплексов Omega, Petrel 2007.1.2 сприменением глубинной миграции до суммирования (PSDM), расчетом АVО и других атрибутов. Брендовая компания Шлюмберже знаменитатем, что имеет самые высокие корпоративные стандарты качества работ в частипроведения интегрированной интерпретации 2Д/3Д-сейсморазведки и бурения ифирменное программное обеспечение. Дополнительной гарантией качества работслужил мультидисциплинарный подход к построению 3Д-геологических моделей витерационном режиме. Для стратиграфической, кинематической и динамической привязкиотражающих горизонтов были использованы параметры окружающих глубоких скважин (Мокроусовская-3,Черная Падина 1, Черная Падина 2, Солнечная 1, Жулидовская 1). Были выделены ипрослежены отражающие горизонты: Ip, P1, P21, P2BS, P2S, D3fm, P3, построены структурные и скоростные модели. НаЮжно-Ершовском блоке подготовлены под бурение две структуры: Графовская и Юго–Западная. Предполагалось различие моделей формирования этих структур.Графовская структура прогнозировалась как объект карачаганакского типа. Построеннаямодель Графовской структуры представляла собой по отражающему горизонту P2bs южное продолжение обширной гипсометрически приподнятой зоны,оконтуриваемой изогипсой минус 3800 м и имеющей амплитуду 650 м, с северо-востока ограниченной тектоническим нарушением, а с северо-запада – условно принятойлинией замещения коллекторов на низкопоровые, непроницаемые карбонатные породы.В плане вышеуказанной структуре соответствует зона увеличенных толщин от 600 м до 1050 м, сформированная за счет процессов рифообразования в нижнебашкирско-верхневизейскоевремя. Юго-Западная структура тектонического типа унаследованного развития размерыи амплитуда которой вверх по разрезу уменьшаются соответственно от 4,7 км х 1,8 км до 2,75 км х 1,1 км – 2,9 км х 2 км и от 250 м до 150 м. Увеличение ее размеров по горизонту Р1 до 5,5 км х 1,5 км и амплитуды до 300 м обусловлено развитием процессов биогермообразования в пределах нижнепермской шельфовойкарбонатной платформы. Единая совокупность структурных, стратиграфических,структурно-формационных, литолого-фациальных моделей Графовской и Юго-Западнойструктур показаны на рисунках 6, 7, 8. По окончательной версии обработкисейсмического 3Д куба были рассчитаны 10 кубов сейсмических атрибутов
1. Амплитуда/ Ampl_RMS
2. Мгновеннаячастота / Inst_Freq
3. Мгновеннаяширина спектра / Inst_Bandwidth
4. Отражательнаяспособность / Reflectivity intensity
5. Затухание/ T_Attenuation
6. Энергияспектральной декомпозиции на частоте 15 Гц (Iso_F_15),
7. Энергияспектральной декомпозиции на частоте 20 Гц (Iso_F_20)
8. Энергияспектральной декомпозиции на частоте 25 Гц (Iso_F_25)
9. Вариенс/ Varience
10. AVO атрибуты
Дляпроверки значимости атрибутов были отстроены карты атрибутных аномалий для 3–ехвременных уровней по соответствующим горизонтам (кровля П1 / P1,подошва П2 / P2_S и кровля D3fm). Интервал анализа был выбран равным 70 мс, что составляет 1,5 периода длиныволны доминирующей спектральной частоты.
Всилу ряда ограничений, связанных с качеством исходного куба, только амплитудныеатрибуты (Амплитуда/ Ampl_RMSи Отражательная способность/ Reflectivityintensity) показали значимыеаномалии, которые могут интерпретироваться как области, вероятно, связанные сзалежью УВ (газа или конденсата) или ее ореолом. Остальные атрибуты (частотные,фазовые и спектральной декомпозиции) показали мозаичное распределение значений,которые не позволяют их использовать в последующей интерпретации. Картыамплитудных атрибутов для интервалов анализа соответствующих ОГ- П1 и П2 совмещалисьсо структурными картами и использовались при определении точек заложенияскважин (рис.8).
/>
Рис. 6. Совокупность моделейГрафовской и Юго-Западной структур по линии скважин: Чёрная Падина-2,Юго-Западная-2, Графовская -1, Жулидовская-1. Интерпретация композитногопрофиля 2Д-3Д
В точке заложения скважиныГрафовская-1 предполагалось стратиграфическое окно (отсутствие терригеннойкомпенсационной толщи верейско-мелекесского возраста) и увеличение толщиныкарбонатных отложений нижнебашкирско-серпуховского возраста, что аналогичноКарачаганакскому месторождению. Цоколем рифовой постройки служил Ершовскийвыступ. На карбонатный тип разреза указывали материалы комплексного параметрапо данным грави-магниторазведки [28], характеристика сейсмозаписи и материалыпараметрической скважины Жулидовская-1 (рис.6-8). Ожидалось выявление залежейУВ в отложениях среднего, нижнего карбона и, возможно, верхнего девона, как погеологическим соображениям, так и по результатам атрибутного анализа (рис.7, 8).
/>
Рис. 7. Совокупность моделейГрафовской и Юго-Западной структур по линии скважин: Чёрная Падина-2,Юго-Западная-2, Графовская -1, Жулидовская-1. Композитный профиль 2Д-3Д
Графики зависимости время-глубина рассчитывались для скважинЧП-1, ЧП-2, Солнечная-1, Жулидовская-1, Южно Ершовская-3 и Южно Ершовская -5.Профили МОГТ-2Д, проходящие через скважины, были выбраны в качестве опорных наэтапе окончательной увязки профилей 2Д и 3Д-кубов. Ни в одной из скважинплотностной каротаж выполнен не был. Поэтому для целей одномерногомоделирования кривая плотности рассчитывалась методом Гарднера из акустическойкривой.

/>
Рис. 8. Вертикальное сечения 3Д-куба черезмаксимум динамического атрибута по ОГ П2.
Построениеструктурной и скоростной моделей проводилась с многократным контролем качества.Программный пакет i2iявляется новой интерактивной средой для построения скоростной модели. Данныйпакет использовался для уточнения глубинно- скоростной модели на этапеглубинной миграционной обработки сейсмики в связке PSDM– CIP Tomo.Новая функциональность пакета i2iпо утверждению специалистов Шлюмберже позволяет создавать глубинно- скоростныемодели с большой точностью и со значительным уровнем надежности, по сравнению стем, что было ранее. При контроле было отмечены заниженные значения скорости в соли(порядка 3600 м/с) в районе куба 3Д. Поэтому для корректировки расчетаскоростной модели в проект были введены 3 псевдоскважины, расположенные напериферии сейсмического куба 3Д, с присвоенными обобщенными скоростнымизависимостями и с отбивками, посаженными на интерпретационные горизонты. Врезультате это позволило исправить ситуацию и обеспечить реалистичные значенияинтервальных скоростей в соли порядка 4500 м/с. После финального контролякачества данная скоростная модель использовалась для преобразований время-глубина и построения структурных карт.
Притестировании атрибутных аномалий было использовано новое средство — анализосвещенности (Illuminationanalysis), который позволяетвыполнять интерактивное трассирование сейсмических лучей и моделированиепроцесса их прохождения и отражения для проверки правильности параметровгеологической модели, изучения эффектов анизотропии и т.д.
В настоящее время скважина №1Графовская пробурена до глубины 5379 м. Сравнение проектного и фактическивскрытого разреза показано в таблице 1.
Таблица 1Стратиграфический разрез (глубины) Проект Факт квартер 0 – 50 м 0 – 82 м неогеновые отложения 50-300 м 82-274 м палеогеновые отложения 300 – 360 м 274-382 м меловые + юрские + триасовые отложения 360 – 690 м 382 – 630 м кунгурские солевые отложения 690 – 3590 м 630 – 4046 м филипповские отложения 3590-3690 4046 – 4086 м нижнепермские – верхнекаменноугольные карбонаты 4086-4373 верейские + мелекесские отложения 4373- 4929 м башкирские карбонатные отложения 4929 – 5016 м башкирские-турнейские карбонатные отложения 3690 – 4940 м турнейские отложения 5016 – 5202 м фаменские + франские 4940 – 5250 м 5202 – 5379 м
Из таблицы видно, что кровля соливскрыта на 30 м выше, чем предполагалось по модели, построенной специалистамиШлюмберже (рис. 6-8), а подошва соли вскрыта на 456 м глубже проекта, что значительно превышает допустимые уровни возможных ошибок (от 70 до 200 м для подсолевых границ по данным Шлюмберже). Незамеченной при скоростном анализе оказалась толща 556 м терригенных пород верейско-мелекесского возраста. По данным ВСПинтервальная скорость V=4300м/с типична для этих отложений. Существенна ошибка прогноза толщин филипповскихотложений. Имидж компании Шлюмберже, как законодателя стандартов качестваотраслевых работ 3Д не выдержал испытания объектом «типа Карачаганак»в сложнейших сейсмогеологических условиях Карпенского ЛУ. Прогнозная модельШлюмберже оказалась не адекватной материалам бурения.
При достигнутом забое 4445 м проведен комплекс промыслово-геофизических работ в интервале 3950-4445 м каротажным подразделением компании Шлюмберже (стандартный комплекс Pex, 5-зондовый боковой HRLT, 5-зондовый индукционный AIT, пластовый микроимиджер – FMI).
В интервале 3955-4046,5 м выделены соли, в доломитах и известняках в интервале глубин 4109,2-4359,8 м по комплексу ГИС выделено суммарно 61,3 м нефтенасыщенных коллекторов.
Керн отобран из надверейскихкарбонатных отложений в интервале 4099-4109 м и из предположительно фаменских отложений в интервале 5160-5169 м. Керн из интервала 4099-4109 м с запахом УВ представлен доломитом серым, прослоями темно-серым и бурым, с примазками ОВ и скоричневыми маслянистыми пятнами от насыщения УВ. Наблюдается трещиноватость –трещины залечены ангидритом и кремнеземом. Доломит крепкий, участкамиокремнелый. Керн из интервала 5160-5169 м представлен трещиноватыми известняками, доломитами и аргиллитом темно-серым, сильно извесковистым, мергелевидным,трещиноватым с залеченными кальцитом трещинами.
Надверейские карбонатные отложения винтервале 4191-4254 м испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС. По расчетам ( пообъему перелива жидкости долива из труб на устье) средний дебит притока пожидкости в период испытания составил 31 м3/сут, по газуориентировочно 12-17 тыс м3/сут. По графикам КВД первого и второгоциклов пластовое давление составило соответственно 660,5 атм и 640,2 атм.(градиент давления 1,55-1,51 атм/10 м.). Испытанный интервал насыщен газом (газв пробоотборнике давление 180 атм). Анализ газа (объемная доля компонента вгазе, %): метан- 89,979, этан – 4,82, пропан – 1,998, азот – 1,425.
Турнейские карбонатно-глинистыеотложения испытаны испытателем пластов ПОЛАРИС в интервале 5084,7-5169 м. В интервале испытания присутствует слабопроницаемый нефтенасыщенный коллектор (давление впробоотборнике 300 атм). Средний дебит по жидкости по КВД 1-го цикла 1,1 м3/сут,2-го цикла – около 1,0 м3/сут при средней фактической депрессии300-344 атм. По ориентировочному расчету по газу его дебит составляет около600-700 м3/сут. Анализ газа (объемная доля компонента в газе, %):метан-67,872, этан –13,287, пропан –6,873, азот – 0,500.
Фаменские карбонатные отложенияиспытаны испытателем пластов ПОЛАРИС в интервале 5209-5256 м. Проведено двухцикловое испытание. Первый цикл: открытый период – 30 минут, закрытый – 40минут. Второй цикл: открытый период – 70 минут, закрытый – 180 минут.
Забойное давление в начале первогоцикла испытания- 724 атм, в конце цикла- 713 атм. Забойное давление в началевторого цикла – 729,7 атм, в конце — 713 атм. Забойное давление в конце КВД1-го цикла – 710 атм, забойное давление в конце КВД 2-го цикла – 683,3 атм. Пластовоедавление меньше 683 атм (градиент меньше 1,309 атм/10 м). Репрессия прииспытании составила не менее 41 атм. При регистрации КВД происходила фильтрацияраствора из скважины в пласт (при снятии КВД 2-го цикла интенсивностьпоступления раствора из под пакерного объема в пласт составила не более 1,7л/час – 0,04 м3/сут). – не определены характер насыщения пласта,пластовое давление, гидродинамические характеристики пласта. В пробоотборнике(давление 180 атм) поднят буровой раствор плотностью 1,74 г/см3 инебольшое количество газа. Анализ газа (объемная доля компонента в газе, %):азот – 96,279, метан- 2,975, этан – 0,311, пропан – 0,086.
Качественное испытание в условияхбурения скважины Графовская-1 выполнить крайне сложно даже такой опытнойкоманде, как Шлюмберже. С этим явлением сталкивались нефтяники неоднократно повсему периметру Прикаспийской впадины [48, 49, 53]. Возможен и пропускпродуктивных пластов. В настоящее время скважина готовится к испытаниям вколоне.
Да, пока ООО «ПГК» не нашлаКарачаганак-2, но мы знаем, кто ищет, тот обязательно найдёт свой Карачаганак.На очереди проверка бурением сейсмических паспортов на надсолевые объекты.Возможно, что надсолевое направление ГРР оправдается крупным открытием и вСаратовской области [54-58]. Неглубокое залегание объектов, хорошее качествосейсмической информации, размеры объектов, соизмеримые с размерами лицензионныхучастков, и возможность уложиться в сроки действия поисковой лицензии безполитического риска даёт ряд преимуществ малым и средним компаниям приразработке этого направления. Об этом говорит и народная мудрость: «Лучшесиница в руках, чем журавль в небе».

Список литературы
1. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции «Стратегияразвития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральныхокругов на 2007 и последующие годы.», Саратов, 2006.
2. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции «Стратегияразвития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральныхокругов на 2008 и последующие годы.», Саратов, 2007.
3. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции «Стратегияразвития минерально-сырьевого комплекса Приволжского и Южного Федеральныхокругов на 2009 и последующие годы.», Саратов, 2008.
4. Постнова Е.Н., Жидовинов С.Н. Современные тенденции развития ресурснойбазы углеводородного сырья и пути повышения результативностигеолого-разведочных работ в Урало-Поволжском регионе. // Геология нефти и газа,№5, 2008.
5. Карнаухов С.М., Силантьев Ю.Б.,Скоробогатов В.А., Истратов И.В. Перспективы открытия крупных газовых и газоконденсатныхместорождений в Прикаспийской впадине. // Геология нефти и газа, №3, 2009
6. Карбонатные отложения — объект целенаправленных поисков углеводородов.Сб.н.т. изд. ИГиРГИ, 1984.
7. Седиментационные модели подсолевых нефтегазоносных комплексовПрикаспийской впадины. Под ред. А.К. Замарёнова. Москва, Недра, 1986г.
8. Прогноз нефтегазоносности структурно-формационных комплексовподсолевого палеозоя Прикаспийской впадины. Сб.н.т. изд. ИГиРГИ, 1989г.
9. Габриэлянц Г.А., Камалов С.М. и др. Девонское направлениепоисково-разведочных работ на нефть и газ на севере Прикаспийской впадины. //Геология нефти и газа, 1, 1990.
10. Лисовский Н.Н. и др. Прикаспийская впадина — зона гигантскихуглеводородных скоплений. Недра Поволжья и Прикаспия. 3 выпуск, 1992.
11. Соловьев Б. А. Этапы эволюции и нефтегазоносность осадочного чехлаПрикаспийской впадины. // Геология нефти и газа, .№ 8, 1992.
12. Крылов Н.А., Авров В.П., Голубева З.В. Геологическая модельподсолевого комплекса Прикаспийской впадины и нефтегазоносность. // Геологиянефти и газа, №6, 1994.
13. Кононов Ю.С. ” Особенности прогноза и поисков нефти и газа вПрикаспии”. Недра Поволжья и Прикаспия. 2008г., 56 выпуск.
14. Марченко О.Н. Приуральский нефтегазовый комплекс (история создания иразвития). Недра Поволжья и Прикаспия. 2010, 62 выпуск.
15. Алексеев Г.Н., Кулик В.Е. Сейсмические поисковые признакивысокоамплитудных тектоно-седиментационных структур внутренней зоныПрикаспийской впадины (на примере Карачаганакского поднятия) / ЭИ ВИЭМС. Сер.Разведочная геофизика, № 3. 1984.
16. Берёзкин В.М., Потапов О.А. Поиски и разведка глубокозалегающихместорождений нефти и газа геофизическими методами (Итоги науки и техники. т.14).ВИНИТИ, М., 1985.
17. Геолого-геофизические модели и нефтегазоносность палеозойских рифовПрикаспийской впадины. Под ред. Ю.С.Кононова. Москва, Недра, 1986.
18. Шебалдин В.П., Селенков В.Н., Акимова А.В. Геологическое строениеместорождения Тенгиз по материалам геофизических исследований // Геология нефтии газа.– 1988.– № 12.
19. Йан Ф. Сильвестр, Терри О’Хирн и др. Гигантское месторождениеКарачаганак-реализация его потенциала. / Нефтегазовое Обозрение, Шлюмберже — Лето 1998.
20. Гальперин Е.И., Абулашвили В.У., Феоктистов А.В. «Повышениедостоверности сейсморазведки при использовании данных вертикальногосейсмического профилирования (на примере месторождения Тенгиз)», ЭИВНИИОЭНГ: отечеств. опыт, сер. «Геология, геофизика и разработка нефтяныхместорождений», вып. 12, 1988, с. 9-13.
21. Иванчук А.М., Тикшаев В.В., Феоктистов А.В. и др. Исследованиегеологического разреза комплексом высокоразрешающей электроразведки методомстановления поля и сейсморазведки МОГТ при поисках месторождений нефти и газа.- труды XXX Международного геофизическогосимпозиума, часть 2 А. геофизические работы на нефть и газ., М., 1985, с.62-68.
22. Феоктистов А.В. Три аспекта геологоразведочных работ в современныхусловиях. Тезисы докладов научно-практической региональной конференции «Приоритетныенаправления геологоразведочных работ на территории Приволжского и ЮжногоФедеральных округов в 2004-2010 гг.», Саратов, 2003.
23. Александров В.И., Шаталов О.В. Подсолевые карбонатные резервуарыСаратовской части Прикаспийской впадины — новые объекты разведки на нефть игаз. / Геология нефти и газа, N6,1982.
24. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. «Рациональный комплекс методовпрогнозирования нефтегазоперспективных карбонатных построек в подсолевомразрезе Прикаспийской впадины». / Недра Поволжья и Прикаспия. 1992. 2выпуск.
25. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. Геологическая модельЕршовско-Мокроусовского участка Прикаспийской впадины по результатамкомплексного анализа геофизических данных. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1993.5 выпуск.
26. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. Геофизические основы тектонического инефтегазогеологического районирования платформенных территорий. / Геологиянефти и газа, №3, 1995.
27. Кононов Ю.С. Геолого-геофизические предпосылки поисков объектов типаКарачаганак. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1999г., 18 выпуск.
28. Рыскин М.И., Лепилин В.М. и др. О существовании подсолевых объектовкарачаганакского типа в саратовском сегменте Прикаспийской впадины. / НедраПоволжья и Прикаспия. 2004г. 37 выпуск.
29. Тальвирский Д.Б., Матвиевская Н.Д. и др.Геологическая эффективность сейсморазведки при поисках нефтегазовых структур. /Разведочная геофизика: обзор ВИЭМС -М., 1988
30. Пилифосов В.М. Сейсмостратиграфические модели подсолевых отложенийПрикаспийской впадины. Наука, Алма-Ата, 1986.
31. Структурно-формационная интерпретация сейсмических данных. / И.А.Мушин, Л.Ю. Бродов, Е.А. Козлов, Ф.И. Хатьянов.-М., Недра, 1990.
32. РД 153-39.0-047-00 -Регламент по созданию постоянно действующихгеолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений. М., МПРРФ, 2000.
33. Методические указания по созданию постоянно действующихгеолого-технологических моделей нефтяных и газонефтяных месторождений — в 2 ч.- М., ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003.
34. Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти игаза объёмным методом… под ред. Петерсилье и др., Москва-Тверь, 2003.
35. Техническая инструкция по наземной сейсморазведке при проведенииработ на нефть и газ. ЕАГО, М., 1999.
36. Методическиерекомендации по применению пространственной сейсморазведки 3D на различных этапахгеологоразведочных работ на нефть и газ. М., 2000.
37. Временное руководство по содержанию, оформлению и порядкупредставления материалов сейсморазведки ЗД на Государственную экспертизузапасов нефти и горючих газов, М., 2002.
38. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки (2Д,3Д) для подсчёта запасов нефти и газа, М., 2006).
39. Методическиtрекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасовуглеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-каверновоготипа (авторы: В.Б.Левянт, И.Ю.Хромова, Е.А.Козлов, И.Н.Керусов, Д.Е.Кащеев,В.В.Колесов и Н.Я.Мармалевский), М., 2010.
40. Ампилов Ю.П. От сейсмической интерпретации к моделированию и оценкеместорождений. «Центральное издательство геофизической литературы»СПЕКТР”, 2008.
41. Антипов М.П., Быкадоров В.А., ВоложЮ.А., Леонов Ю.Г. Проблемы происхождения и развития Прикаспийской впадины. / Геологиянефти и газа, №3, 2009.
42. Гаврилов В.П., Леонова Е.А.,Руднев А.Н. Геодинамическая модель геологического строения инефтегазоносности Прикаспийской впадины. / Геология нефти и газа, №3, 2009.
43. Валяев Б.М. Углеводороднаядегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений / Геология нефти и газа, .№9, 1997.
44. Автоколебательная модель формирования месторождений-гигантов (напримере Астраханского месторождения) / А.Н. Дмитриевский, Ю.А. Волож, И.Е.Баланюк и др.// Доклад РАН, 2001.
45. Орешкин И.В., Гонтаренко О.П., Орешкин А.И. Роль миграцииуглеводородов в формировании крупных месторождений нефти и газа и основныхзакономерностей нефтегазоносности бассейнов. / Недра Поволжья и Прикаспия.2010, 62 выпуск.
46. Воробьев В.Я., Кононов Ю.С., Орешкин И.В., Постнова Е.Н. Моделированиегеологического строения и развития Прикаспийской нефтегазоносной провинции. /Недра Поволжья и Прикаспия. 2007, 51 выпуск.
47 Кононов Ю.С. Некоторые проблемы поиска залежей углеводородов вразнофациальных отложениях. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2009., 60 выпуск.
48. Токман А.К., Коваленко В.С., КоротковБ.С., Коротков С.Б. Результаты и направления геолого-разведочных работ в Прикаспийскойвпадине. / Геология нефти и газа, №3, 2009.
49. Карнаухов С.М. Результаты геолого-разведочных работна оренбургском участке северного борта Прикаспийской синеклизы. / Геологиянефти и газа, №3, 2009.
50. Сидоров В.А., Кузьмин Ю. О. и др. Геодинамическиеметоды поисков и разведки месторождений нефти и газа. /Геология нефти и газа, №6, 1994.
51. Балабанов В.Г., Сокулина К.Б., Шестаков Э.С. Опытные скважинныенаблюдения при сейсмическом мониторинге на Тенгизском месторождении. / НедраПоволжья и Прикаспия. 1996, 10 выпуск.
52. Амурский Г.И., Степанов Н.Г. Зона тектонического разуплотнения –самостоятельный объект разработки газового месторождения. / Геология нефти игаза, 5-6, 1999.
53. Бродский А.Я., Пыхалов В.В. Модель формирования зон повышеннойтрещиноватости в палеозойских отложениях. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2006,47 выпуск.
54. Волож Ю.А., Милитенко Н.В. и др. Перспективы развитиянефтегазопоисковых работ в надсолевом комплексе Прикаспийской впадины. НедраПоволжья и Прикаспия. 1997, 14 выпуск.
55. Семенович В.В. Нефтегазоносность надсолевых отложений Прикаспийскогонефтегазоносного бассейна. Недра Поволжья и Прикаспия. 1997, 14 выпуск.
56. Мишанин С.И., Пыхалов В.В. Особенности распределения ловушек углеводородовнадсолевого и внутрисолевого комплексов в пределах Астраханского Прикаспия исопредельных территорий. Недра Поволжья и Прикаспия. 2009., 60 выпуск.
57. Искужиев Б. А., Семенович В. В. Перспективы надсолевого нефтеносногокомплекса юго-востока Прикаспийского бассейна. // Геология нефти и газа, 11,1992.
58. Карнаухов С.М., Политыкина М.А., Тюрин A.M., Леонов Г.В. Надсолевыеотложения – новый объект поисков залежей углеводородов на юге Оренбургскойобласти. // Геология нефти и газа, 3-4, 1999
59. Мушин И.А., Корольков Ю.С., Чернов А.А. Выявление и картированиедизъюнктивных дислокаций методами разведочной геофизики. М., Научный мир, 2001.
60. Феоктистов А.В., Плетнев В.И. и др. Построение опорныхпараметризованных моделей северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и ихпроверка бурением. / межведомственная научная конференция, посвященная 90-летиюСГУ, государственный учебно-научный центр «Колледж», Саратов, 1999.
61. Яцкевич С.В., Никитин Ю.И. и др. Прогнозные модели строения ловушекУВ в среднем карбоне — нижней перми северо-западной части Прикаспийскойвпадины. / Недра Поволжья и Прикаспия. 1999г., 18 выпуск.
62. Щеглов В.Б., Яцкевич С.В. и др. Коллекторские свойстванефтегазоносных комплексов подсолевого палеозоя в российской части Прикаспийскоймегавпадины. / Недра Поволжья и Прикаспия. 2005г., 44 выпуск.
63. Шебалдин В.П. Тектоника Саратовской области. Саратов: ОАО «Саратовнефтегеофизика».2008
64. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Зачем нужен супервайзер? (Мифы иреалии сейсморазведки). // СО ЕАГО, «Приборы и системы разведочнойгеофизики», – январь-март 01/2010.
65. Феоктистов А.В., Феоктистов В.А. Геологическая эффективностьструктурно-формационной интерпретации и её контроль на примере «рифовогонаправления» ГРР. / (сдана в печать, 2011).

Рецензия
Авторы статьи, базируясь насобственном опыте и на анализе статей из обширного списка изученных публикаций,рассматривают проблемы поисков объекта «карачаганакского типа» вПрикаспийской впадине за последние 30 лет. Отмечается, что обилие геологическихгипотез об истории развития, строении и нефтегазонакоплении в Прикаспийскойвпадине обусловлено недостатком фактических материалов по данным глубокогобурения. Акцентируется внимание читателя на распространённом заблуждении поподмене фактических материалов их интерпретациями. Показано, что фактическимиматериалами параметрического и опорного бурения разрез изучен на глубины около 7 км при предполагаемой глубине осадков свыше 30 км.
Связи успехов научно-техническогопрогресса и открытий крупных, гигантских и уникальных месторождений нефти игаза обнаруживаются авторами на этапе централизовано-скоординированногоизучения Прикаспия в период трёх пятилеток 1976-1990 г.г. В последующие годы развитие технологий геолого-геофизического направления ускорилось, ачисло открытий месторождений УВС резко сократилось, что связывается с «человеческимфактором», появлением «лоскутной геологии» с конфиденциальнойинформацией в пределах каждого из лицензированных участков недр и взаимнойневостребованностью смежных геодисциплин на рынке нефтесервисных услуг.
Даётся обзор современных особенностейпроведения ГРР на различные поисковые объекты и показывается эволюция переходаот «рифового направления» к девонскому и надсолевому на разныхучастках Прикаспийской впадины.
Основным технологическим инструментомподготовки объектов к глубокому бурению остаётся сейсморазведка МОГТ 2Д/3Д ккоторой предъявляются серьёзные претензии. Приводятся факты неадекватныхинтерпретационных моделей и расхождений сейсморазведки и бурения по различнымисточникам публикации. Отмечается отсутствие информации об эффективностиопробования технологий прямого прогноза УВС, хотя многие публикации упоминаютих применение на поисковом этапе ГРР.
Обобщается опыт работ погеологической и геофизической интерпретации северного борта Прикаспийскойвпадины, выделяются основные проблемные моменты, как объективные (отсутствиеобщедоступных баз данных параметрического и опорного бурения, неполноеиспользование возможностей комплексирования геофизических методов разведки,недостаток анализов керна и прямых измерений в скважинах требуемого наборагеофизических параметров и т.п.), так и субъективные (человеческий фактор).
В качестве условия создания единойнепротиворечивой геологической модели предлагается принятие и безусловноевыполнение современных отраслевых стандартов структурно-формационнойинтерпретации (СФИ) при полном использовании информации 3Д-съёмок и аналогий сопорных полигонов.
Приведен конкретный пример поисковобъекта «карачаганакского типа» на Прикаспийском и Карпёнскомлицензионных участках недр в Саратовской области. Показаны значительныеизменения морфологии нижнего структурного этажа на этапе детализации и отсутствиегарантий построения адекватных геологических моделей «типа Карачаганак»даже при применении самых современных геолого-геофизических технологий мировымлидером нефтесервиса — компанией Шлюмберже. В тех же условиях менее затратныеусилия по поиску и разведке залежей нефти в надсолевых отложениях оказалисьуспешными.
Замечания к статье носят, в основном,редакционный характер и связаны с излишним цитированием при частых ссылках наработы других авторов и применением профессионального жаргона, хотя и допустимогов научно-технических журналах. По мнению рецензента, авторы недооцениваютважность геологического моделирования, отдавая приоритет сейсмическим моделям,которые также подвержены субъективизму, хотя и опираются на «волновыекартины». Ответ на главный вопрос: «Как найти Карачаганак-2?»авторы не знают, а лишь дают пожелания успеха НВНИИГГ в деле, которое им самимне удалось завершить нефтяным фонтаном!
Статья содержит актуальную информациюо современных проблемных вопросах геологической интерпретациигеолого-геофизической информации в сложнейших условиях активного проявлениясоляной тектоники Прикаспийской впадины, будет интересна широкому кругугеологов, геофизиков, нефтяников и менеджеров различного уровня и рекомендуетсяк опубликованию.