Характерными особенностями месторождений подсолевого комплекса являются: значительность запасов нефти и газоконденсата; большая высота залежей (до 1500 м); массивность их в карбонатных коллекторах; высокое содержание конденсата, сероводорода и углекислого газа в УВ-газе; глубокое залегание продуктивных горизонтов; наличие АВПД и высоких температур. Все это требует определенной методики при разведке, а также создает большие трудности в проводке и испытании скважин.

1. Низкая изученность бурением перспективных земель (в Уральской области 650, Актюбинской 600, Гурьевской около 350 км²/скв.). Не уделяется должного внимания региональным работам, особенно параметрическому бурению, что сдерживает выяснение основных закономерностей геологического строения и нефтегазоносности слабо изученных районов, а также получение физических параметров разреза для обоснованной геологической интерпретации геофизических данных.

Программа бурения параметрических скважин глубиной от 5 до 7 км в комплексе с сейсморазведкой не выполняется. Например, в Уральской области из 11 скважин (55 тыс. м), предусмотренных на XII пятилетку, за три года закончены строительством только четыре (19,5 тыс. м) и три скважины (15,7 тыс. м) в 1989 г. находились в строительстве, что составляет 63 % от программы. Не выполнены и годовые планы бурения параметрических скважин (объединение Уральскнефтегазгеология 71, Актюбнефтегазгеология 74,3 %).

2. Во всех трех объединениях имеет место необоснованный рост объема глубокого бурения, не согласованный с количеством подготовленных поисковых объектов. В Уральскнефтегазгеологии с 1986 по 1988 г. он увеличился на 167 %, Актюбнефтегазгеологии на 150 %, однако эффективное размещение скважин не обеспечивалось достаточным фондом подготовленных структур, особенно по основным продуктивным подсолевым отложениям. По состоянию на 1.01.1989 г. в трех объединениях при годовом вводе в глубокое бурение 32–34 структур при 31, числящейся в фонде, только 15 были подготовлены по подсолевым отложениям, остальные – по надсолевым с небольшими ожидаемыми запасами УВ. Отсутствие необходимого фонда подготовленных объектов приводит к тому, что в поисковое бурение вводятся структуры не первой очередности и недостаточной надежности, а в ряде случаев и на стадии выявления. Так, в этой стадии введены в глубокое бурение в Уральской области Бурлинская группа поднятий, в Актюбинской Аккудукская группа (всего 21 объект), в Гурьевской Уртатау-Сарыбулак, Денгизская, Суишбек и др. В большинстве случаев эти объекты не подтверждены, но вызвали значительные неэффективные затраты.

3. Низкая надежность подготавливаемых структур и неоправданно большое количество поисковых скважин на мелких объектах. Не подтвердились прогнозы сейсморазведки о наличии подсолевых структур в Уральской области (Ащисайская и Восточно-Ветелкинская) и надсолевых (Жанаталап). По Ащисайской структуре после бурения поисковой скв. 1 и переинтерпретации сейсмических данных установлено, что подсолевые отложения залегают на отметках 6400–6600, а не 4440 м, как ожидалось по данным сейсморазведки. Восточно-Ветелкинская структура по кровле подсолевых отложений отсутствует.

Расхождение сейсмических построений с данными бурения вызвано, прежде всего, слабой изученностью объектов. В глубокое бурение вводились структуры, некондиционно подготовленные, с низким коэффициентом вероятности существования. Например, в Уральской области группа поднятий на Бурлинской площади была введена в бурение с коэффициентом вероятности существования 0,1, Чаганской 0,2, Чувашинской 0,1. Из пяти разбуренных структур только на одной, Чувашинской, была получена продукция. На таких объектах плотность сети профилей редкая: Чаганская 1,2 км/км², Долинная – 0,8; так же она редка и в фонде подготовленных структур: Каратальская, Павловская, Восточно-Павловская – 0,3 км/км² и т. д.

Отмечается неудовлетворительная изученность скоростных параметров разреза ВСП и СК, необходимых для надежного построения структурных карт, особенно в Гурьевской и Актюбинской областях. Так, в последней средняя плотность сейсмокаротажной изученности подсолевой перспективной территории составляет 1300 км²/скв. В последние годы увеличен охват пробуренных скважин ВСП с пяти (22 % всех скважин 1986 г.) до 14 (41 % в 1988 г.), но этого крайне недостаточно. Например, в соседней Оренбургской области объединение Оренбурггеология ВСП проводит в 90 % скважин, законченных бурением, за три года подтверждаемость поднятий по девону составила 67 %. Следовательно, необходимо резкое увеличение охвата скважин ВСП и СК.

4. Не соблюдается порядок заложения каждой последующей скважины в зависимости от результатов предшествующей, что приводит к значительным неэффективным затратам средств. Так, в Актюбинской области на структуре Аккемир (7,8x2,8 км, амплитуда 200 м) на подсолевые отложения карбона проектом 1986 г. предусматривалось бурение пяти скважин глубиной 5500 м каждая: первая – в своде поднятия и по полученным результатам – последующие. Однако одновременно были пробурены три независимые одна от другой скважины. При этом данные сейсморазведки не подтвердились, кровля подсолевых отложений оказалась на 300 м ниже предполагаемой, скважины не вскрыли перспективных отложений, затраты на бурение двух скважин оказались неэффективными. Подобная методика применялась при разбуривании и других площадей (Жанатан, Синельниковская). В Гурьевской области на Равнинной структуре с 1981 по 1988 г. было пробурено 12 поисковых скважин (43,6 тыс. м) стоимостью 21,7 млн. руб., из них 10 ликвидированы по геологическим причинам, одна – по техническим и только одна поисковая скв. 8 дала небольшой приток нефти (2,8 м³/сут). Одна из причин низкой эффективности работы на этом объекте так же была вызвана бурением независимых скважин. Например, не дожидаясь результатов бурения скв. 1 и 2, были заложены еще семь скважин (3–9). Кроме того, эта структура была введена в глубокое бурение на стадии выявления и поэтому из-за незнания ее геологического строения поисковые скважины скорее выполняли роль картировочных.

Заложение независимых скважин на одной относительно небольшой структуре вызвано большим желанием скорее открыть новые месторождения. Однако при этом, например, в Актюбинской области многие скважины после завершения бурением длительное время (от нескольких месяцев до 10 лет) простаивали в ожидании испытания, после чего по ряду из них продукции не получено. В частности, скв. 4 Синельниковская простояла в ожидании около трех лет и в 1987 г. после испытания была ликвидирована, скв. 50 Каратюбе простояла с 1979 г. почти 10 лет, испытание началось лишь в первой половине 1989 г. Скв. 3 и 5 Восточный Тортколь находились в ожидании соответственно с 1981 и 1982 гг.

5. В должной мере не всегда обеспечиваются полнота и качество информации для получения достоверных подсчетных параметров, что вызвано недостаточной освещенностью керном вскрываемых продуктивных горизонтов, сокращением комплекса ГИС, невысоким качеством опробования скважин. Так, в ряде поисковых и разведочных скважин перспективные объекты, испытанные через эксплуатационную колонну, не охарактеризованы керновым материалом. Это относится ко всем трем объединениям. В частности, в Уральской области в шести скважинах, законченных строительством, было испытано 36 объектов, из них 12 (33 %) пройдены без отбора керна, по пяти вынос керна составил менее 10 %, что не позволяет привязать его к разрезу. Особенно неудовлетворительный вынос керна по подсолевым отложениям в скв. 2 Бурлинская, 1 Восточно-Ветелкинская. В Гурьевской области из семи объектов (54 м) поисковой скв. 9 Уртатау-Сарыбулак, испытанных в колонне, отбор керна произведен из двух (8 м). По скв. 1 Карашказган все три объекта, испытанные в колонне, керном вообще не охарактеризовывались. На Равнинной площади в пяти скважинах из 42 объектов (409 м), испытанных в колонне, керном охарактеризованы только 11 (64,1 м).

Слабая освещенность каменным материалом перспективных и продуктивных горизонтов обусловлена систематическим сокращением проходки с отбором керна до 50 % против проектных заданий и ГТН и отсутствием эффективных мероприятий по повышению его выноса.

Не всегда была обеспечена полнота изучения вскрываемого разреза, так как не были проведены отдельные виды исследований из обязательного комплекса ГИС. Например, объединение Актюбнефтегазгеология в 1988 г. из-за неподготовленности стволов скважин не провело отдельные виды исследований (АК, МБК, ГК, НГК) в призабойных частях пяти скважин (7 Алибекмола, 6 Башенколь, 8 Восточный Тортколь, 5 Шубаржилан, 14 Локтыбай). В целом по объединению в 1988 г. своевременно не выполнены 106 отдельных видов промежуточных геофизических исследований: из-за отмены НГРЭ – 33, по вине геофизических отрядов – 26, из-за отказа аппаратуры – 47. Правда, в дальнейшем все невыполненные работы были сделаны при последующих исследованиях, но уже была нарушена временная последовательность и допустимая интервальность комплекса.

Опробование объектов в открытых стволах скважин при помощи испытателя пластов на трубах (ИПТ) проводится в единичных случаях и часто некачественно, без получения однозначных результатов. Например, в Актюбинской НГРЭ из проверенной нами документации по 18 скважинам при помощи ИПТ опробовано лишь восемь объектов в пяти скважинах, из них из двух получен неоднозначный результат. При опробовании в скв. 2 Синельниковской трех объектов не были установлены образцовые манометры, что не позволило получить гидродинамическую характеристику пластов.

Results of oil and gas exploration in the Precaspian depression in Kazakhstan are discussed. The insufficient economic-geological effectiveness of the geological organizations' work is noted, although this region is evaluated to be highly promising. Possibilities are indicated for improving exploration efficiency and recommendations are made to realize them.