По прогнозу специалистов Западная Сибирь рассматривается как регион, на который в первой половине XXI в. придется 65-75 % добычи нефти в Российской Федерации. В связи с тем что на ее территории сосредоточены основные объемы рентабельных ресурсов, Западная Сибирь сохранит лидирующее положение и в более отдаленном будущем. Уже к 2020 г. доля добычи нефти из ее новых месторождений составит 40 % добычи всех новых месторождений на территории Российской Федерации [2]. Доля Западной Сибири в добыче газа еще более велика.

На рисунке приведены гистограммы распределения по площади и амплитуде нефтеперспективных объектов, выявленных в различные периоды освоения Западной Сибири. Согласно Н.Я. Кунину [1], подавляющее большинство, а именно 114, или 85,7 %, из всех выявленных до 1976 г. в Среднеобской области объектов имели площадь более 20 км² и все 133 выявленных объекта имели амплитуду более 25 м.

По данным исследований, проведенных Ю.П. Бевзенко в 1991 г., из 219 объектов, выявленных в период с 1976 по 1990 г. сейсморазведкой в различных регионах Западной Сибири, 158, или 72,1 %, имели площадь менее 10 км² и 131, или 59,8 %, амплитуду менее 15 м.

Объективно существует общая тенденция к снижению коэффициента успешности поисковых работ, который в целом по России в настоящее время находится на уровне 0,25-0,30 [З]. Одним из существенных факторов, определяющих снижение коэффициента успешности поисковых работ, считается неподтверждаемость объектов, выявленных сейсморазведкой [3]. Основная причина неподтверждаемости – низкая точность сейсморазведки.

Так, согласно данным Н.Я. Кунина [1], среднеквадратическая погрешность случайной составляющей сейсмического метода в Среднеобской области Западной Сибири равнялась ± 25 м (данные до 1976 г.). В этой же публикации Н.Я. Кунин приводит таблицу, в которой показана зависимость вероятности правильного обнаружения структур от соотношения между среднеквадратической погрешностью сейсморазведки и амплитудами структур. Согласно этой таблице вероятность правильного обнаружения структур, равных по амплитуде среднеквадратической погрешности, составляет 0,41. Это означает, что среднестатистически 59 % первых скважин, заложенных по таким данным, будут неудачными. Если погрешность сейсморазведки в 2 раза меньше амплитуды структуры, то вероятность ее правильного обнаружения составляет 0,66-0,70, т.е. среднестатистически неудачными могут быть лишь 30-34 % первых поисковых скважин. Таким образом, повышение точности съемки в 2 раза приводит к уменьшению числа неудачных первых скважин в 1,84 раза.

Обратившись к рисунку, нетрудно заметить, что с 1976 по 1990 г. площадь наиболее часто встречающихся поисковых объектов уменьшилась более чем в 7 раз, а амплитуда в 3 раза.

Накопление информации о сейсмогеологическом строении Западной Сибири и использование новых технических средств обеспечили снижение среднеквадратической погрешности в 1,7 раза и по оценкам специалистов в настоящее время она составляет ± 15 м для районов с благоприятными условиями и ± 25 м для сложных районов, характеризующихся развитием мерзлых толщ и обладающих аномальной скоростью распространения сейсмических волн.

Таким образом, если до 1976 г. при точности съемки ± 25 м наиболее часто выявляемая структура амплитудой 50 м обеспечивалась вероятностью правильного обнаружения на уровне 0,7, то в настоящее время при точности ± 15 м наиболее часто встречающаяся структура амплитудой 15м обеспечивается вероятностью правильного обнаружения на уровне 0,41, т.е. вероятность бурения неудачных первых скважин возросла в 1,7 раза.

Уменьшение вероятности правильного обнаружения структур сейсмическими методами приводит к увеличению вероятности бурения неудачно размещенных скважин, что вызывает удорожание поисковых работ и "замораживание" финансовых вложений на срок, определяемый возможностью бурения последующих скважин. Стоимость бурения одной поисковой скважины примерно равна стоимости исследования сейсмическими методами от 300 до 900 км² территории. Как правило, на такой территории, к поисковому бурению подготавливается, по крайней мере, один, а нередко два объекта, на которых планируется бурение от одной до пяти скважин. Неподтверждение выявленного объекта первой скважиной увеличивает стоимость поисковых работ в 1,5-2,0 раза.

Попытки изменения методики сейсморазведки с целью повышения ее точности ведутся постоянно, и их следствием является постепенное увеличение кратности ОГТ, достигающей 60 в современных производственных проектах, и радикального уплотнения точек наблюдений путем применения технологии трехмерных многократных наблюдений.

Вместе с тем в течение ряда лет на территории Западной Сибири и особенно в регионах развития мерзлых толщ выполнялись исследовательские работы, показывающие возможность радикального повышения точности сейсморазведки. Использование ряда изобретений, разработанных в ходе этих работ, позволило за 1 год создать аппаратурно-методический комплекс многоуровневой высокоточной сейсморазведки, обеспечивающей коренное повышение точности, и приступить к его производственному применению на территории Ямало-Ненецкого автономного округа. Комплекс обеспечивает более чем двукратное повышение точности за счет увеличения на 10-15 % валовой стоимости сейсморазведочных работ.

В основе методики, используемой в комплексе, лежит способ сейсмической разведки, предусматривающий одновременное применение различных систем наблюдений для исследования разных глубинных этажей геологического разреза (Бевзенко Ю.П., 1987). В качестве основного технического средства реализации методики выступает транспортер сейсмических приемников, обеспечивающий быстрое перемещение по профилям приемных систем любой сложности, предназначенных для изучения верхней части разреза.

Аппаратурно-методический комплекс включает дополнительную к стандартной, применяемой в обычных работах, сейсмическую приемно-регистрирующую систему, выполненную в виде буксируемой косы, постоянно соединенной с сейсмостанцией, размещенной на вездеходном транспортном средстве. Система приема рассчитана на исследование верхней части разреза на глубину до 500 м. Дополнительная система предназначена для приема и регистрации сейсмических волн, возбуждаемых при работе с основной приемной системой, при этом она обеспечивает не только повышение точности сейсмоструктурных построений, но и контроль за исполнением условий проекта.

Первый опытно-промышленный образец разработанного аппаратурного комплекса применен на Северо-Часельской площади, которая характеризуется очень сложными поверхностными условиями и малыми амплитудами нефтегазоперспективных объектов. Сложность строения верхней части разреза в районе работ, расположенном на водоразделе к востоку от пос. Старый Уренгой, обусловлена наличием зоны малых скоростей мощностью до 30 м и двух слоев мерзлоты мощностью до 200 м, разделенных межмерзлотным таликом толщиной до 150 м.

На исследуемой площади выполнено более 600 км 32-кратного МОВ ОГТ по технологии многоуровневой высокоточной сейсморазведки. Полученный сейсмический материал был обработан по стандартной технологии, т.е. без применения дополнительной информации. При этом среднеквадратическая погрешность случайной составляющей структурной карты по сеноманскому ярусу, определенная по 18 скважинам, составила ± 15 м. Затем была выполнена обработка с использованием материалов дополнительной системы наблюдений, предусмотренной технологией многоуровневой сейсморазведки. При этом была построена детальная Сейсмогеологическая модель верхней части разреза и получены данные по фактическим глубинам взрывов. Погрешность соответствующей структурной карты по сеноманскому ярусу составила ± 7 м.

В таблице показано сопоставление отметок кровли сеноманского яруса по данным бурения и сейсморазведки.

Одновременно осуществлен контроль условий возбуждения сейсмических волн, в результате которого выявлено завышение фактических глубин взрывов в первичной документации в среднем на 30 %.

Таким образом, на примере производственных работ показана возможность более чем двукратного повышения точности при повышении стоимости сейсморазведочных работ на 10-15 %.

Опираясь на отмеченное стоимостное равенство между бурением одной разведочной скважины, ее исследованием по обычной сейсмической технологии 300-900 км² площади, а также вероятностью бурения неудачных скважин при обычной точности, можно сделать вывод, что обеспечение двукратного повышения точности снизит риск неудачного бурения первых скважин в 1,7 раза, что обусловит значительное повышение эффективности поисковых работ.

Однако полезность высокоточной сейсморазведки не ограничивается повышением эффективности поисковых работ. Не менее, а может быть, и более актуальна проблема точности на этапах детальной разведки и эксплуатации месторождений. Корректная обработка волнового поля по новой технологии позволяет осуществить строгую динамическую интерпретацию и построить более близкую к реальности геологическую модель объекта. Высокая точность построения моделей залежей по сейсмическим данным способна обеспечить проектирование более эффективных схем разработки и технологий отбора нефти из пластов, что неминуемо приведет к повышению рентабельности добычи нефти при меньших капитальных вложениях.

В заключение можно отметить, что относительно небольшие и своевременные инвестиции недропользователей в сейсмическую технологию, обеспечивающую коренное улучшение качества геофизической информации, повысят вероятность устойчивого развития нефтяного комплекса Западной Сибири за счет стабилизации коэффициента успешности геологоразведочных работ.

1. Кунин Н.Я. Подготовка структур к глубокому бурению для поисков залежей нефти и газа. – М.: Недра, 1981.
2. Назаров В.И., Наливкин В.Д., Сверчков Г.П. Экономическая оценка ресурсов нефти и газа в России // Геология нефти и газа. – 1997. – № 10. – С. 15-25.
3. Плотников А.А., Медведев Н.Ф., Плотников Д.А. К методике оценки результатов и планирования геолого-поисковых работ // Геология нефти и газа. - 1997. - № 7. - С.39-42.
4. Проблемы оценки промышленных запасов нефти и газа в России / Н.Н. Немченко, М.Я. Зыкин, В.И. Пороскун, И.С. Гутман // Геология нефти и газа. - 1998. - № 4. - С.4-9.

By prognosis of specialists, West Siberia in the first half of the XXIth century will supply more than half of oil production in Russian Federation and retain a leading position in future both in oil and gas production. By 2020, production share from new fields of West Siberia is expected to amount to 40% of all the new fields of Russia.

According to general regularity, a process of the subsurface development is characterized by a steady decrease of sizes and amplitudes of exploration targets. Under West Siberian conditions, currently central is a problem of exploring for such pools which amplitudes are equal, and often even less than seismic prospecting accuracy, and as a result, drilling confirmability sharply decreases.

It is proposed to use the new seismic prospecting techniques – multilevel high accuracy seismic prospecting providing more than double decrease of error of seismic structural constructions in the northern areas of West Siberia. New technology forms grounds for more precise dynamic interpretation of wave fields.

In the course of works on new technology, a large scope of detailed information about structure of the upper part of the section was obtained. This new information may be used in fields development. The principal purpose of new technology is to reduce a share of unsuccessfully drilled deep wildcat, exploration and development wells.

Гистограммы, построенные по данным: 1 – Н.Я. Кунина [1], 2 – Ю.П. Бевзенко (1991); цифры в столбиках – число выявленных объектов