Надежность дистанционного нефтепрогнозирования земель нераспределенного фонда недр ХМАО – Югры

 

А.Л. Клопов, М.В. Ларина (АУ «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана»)

Возможность космофотографического выявления следов нефтегазовых скоплений объяснима с позиций таких открытий в геологии,как «явление парагенезиса субвертикальных зонально-кольцевых геофизических, геохимических и биогеохимических полей в осадочном чехле земной коры» [1].

Над залежами УВ-сырья формируются геотермо-геохимические аномалии, связанные с восходящими потоками газово-жидких флюидов и тепла, а также с физико-механическими преобразованиями; изменяются электрическое, магнитное и другие физические поля. Эти аномалии, отображаясь в спектральных характеристиках собственного и отраженного электромагнитного излучения природных объектов, фиксируются в виде аномалий фототона и фоторисунка на аэро- и космических изображениях. Эмпирические данные показали, что с помощью космической фотоинформации можно успешно решать региональные и локальные задачи прогноза нефтегазоносности в условиях Западной Сибири, в т.ч. на землях снеустановленной нефтегазоносностью.

Для Красноленинского района в 1985 году по заказу ПГО «Ханты-Мансийск-нефтегазгеология» была составлена в масштабе 1:200000 «Карта космографических аномалий, отображающих (?) нефтегазоносные земли Малореченского, Раусского, Кашатского локальных поднятий».

Выявленные перспективные космофотоаномалии дифференцированы на группы предполагаемой продуктивности земель, прогнозируемых нефтегазоносными: наиболее высокой,высокой, средней и слабой. Среди земель с такими КФА наиболее перспективным для поиска нефти (уменьшенный фрагмент карты приведен на рис. 1) оценивался Раусский участок площадью около 840 км2.

В 1987 году здесь были пробурены три скважины (Красноленинская площадь скв.850, 874,875). И лишь второй поисковой скважиной открыта промышленная залежь нефти: скв.874 с дебитом 59 м3/сут оказалась в контуре земель, прогнозируемых ранее высокопродуктивными. Два открытия на Южно-Талинской площади (скв.900 и 889) подтвердили космофотонефтепрогноз продуктивности в местах еще не пробуренных скважин. Всего на Раусском участке пробурено 10 продуктивных скважин; только одна (скв.328) не подтвердила дистанционный прогноз оказалась в бесперспективных космофотоземлях (рис. 1).

Рис. 1. Проверка времени космофотонефтепрогнозирования участка

Рис. 1. Проверка времени космофотонефтепрогнозирования участка «Русский». 1-4 — Предполагаемая в 1985 году (по интенсивности космофотоаномалий) продуктивность нефтеперспективных земельЖ 1- наиболее высокая; 2 — высокая; 3 — средняя; 4 — слабая; 5 — Бесперспективные космофотоземли; 6 — Земли, интерпретируемые неуверенно;; 7 — Природные помехи дешифрированию (озера); 8-9 — Проверяющая информация: 7 — залежи нефти, 8 — скважины продуктивные (а)

Открытием Онтохского (1989 г.), Восточно-Шебурского (1991 г.) и Заозерного (1989 г.) месторождений подтвержден дистанционный нефтепрогноз 1985 года.

В эти же годы были получены первые положительные результаты применения рассматриваемого способа на землях с установленной промышленной нефтеносностью.

В 1984 году составлена «Карта перспективных космофотоаномалий района Бахиловского и Верхнеколикъеганского месторождений.Масштаб 1:100 000» [3, 5].

При ее сопоставлении с картами нефтеносности продуктивных пластов (автор В.Г. Елисеев) оказалось (рис. 2а), что общий контур отдешифрированных аномалий совпадает в плане с площадью суммарного распространения нефтеносности пластов Ю11, Ю12, Ю13. Десять скважин, пробуренных ранее, подтвердили дистанционный прогноз. Тем самым появилась возможность сравнения прогнозируемой (поКФА) и выявленной бурением нефтеносности продуктивных земель (см. рис. 2).

Рис. 2. Проверка бурением перспективных космофотоаномалий в районе Бахиловского (I) и Верхнеколикъеганского (II) месторождений. 1 - Космофотоаномалии (КФА), отображающие предположительно нефтеносные земли (выявлены А.Л.Клоповым в 1984 году) 2 - Предполагаемый традиционным способом (В.Г.Елисеев, 1985) контур нефтеносности. 3 - Скважины, пробуренные до выявления КФА (на рис.А без номеров)Ж четыре продуктивные (а) и нерезультативные (б); подчеркнуты номера скважин, не неподтвердивших интерпретацию КФА. 5-7 - Информация, проверяющая (2010 г.) космофотонефтепрогноз 1984 года: 5 - месторождения

Рис. 2. Проверка бурением перспективных космофотоаномалий в районе Бахиловского (I) и Верхнеколикъеганского (II) месторождений.
1 — Космофотоаномалии (КФА), отображающие предположительно нефтеносные земли (выявлены А.Л.Клоповым в 1984 году) 2 — Предполагаемый традиционным способом (В.Г.Елисеев, 1985) контур нефтеносности. 3 — Скважины, пробуренные до выявления КФА (на рис.А без номеров)Ж четыре продуктивные (а) и нерезультативные (б); подчеркнуты номера скважин, не неподтвердивших интерпретацию КФА. 5-7 — Информация, проверяющая (2010 г.) космофотонефтепрогноз 1984 года: 5 — месторождения «старые» — 1 — Бахиловское (1983г.) и 2 — Верхнеколикъеганское (1981);»новые» — 3 — Сусликовское (1994г.), 4 — Митрофановское (1999г.). 6-скважины (а-продуктивные, б-непродуктивные), пробуренные в 1985-1989 гг. (без номеров). 7 — Скважины 1990-2010 гг.: продуктивные — 40, непродуктивные — 14, малодебитные — 5

Первое детальное сравнение было выполнено в 1989 году по разведочным и поисковым скважинам, пробуренным после космодешифрирования. Их оказалось 62: продуктивных – 31 (рис. 2а), непродуктивных – 29, малодебитных – 2. При этом 97% скважин, в которых при испытании был получен приток нефти, вошли в контуры КФА; только одна оказалась вне аномалий [5]. Кроме того, установлено, что с помощью космофотонефтепрогнозного способа можно сократить число нерезультативных скважин при разведке месторождений УВ-сырья.

Например, при анализе КФА Бахиловского месторождения предполагалось, что контурная скважина 53 (приуроченная к центральной части контура нефтеносности) будет без нефти, так как попадает на участок, не охваченный КФА; при испытаниях скважина оказалась «сухой». Скважина 82 (Бахиловская),расположенная возле контура перспективных КФА, прогнозировалась непродуктивной; испытаниями подтвержден прогноз данной скважины как законтурной. Однако была пробурена еще одна скважина вне КФА (№103 в 1,5 кмна юго-восток от предыдущей) и в ней при испытаниях не получены притоки нефти. В 1986г. далеко за контурами выявленных перспективных КФА были пробурены 4 скважины: 88, 108(Бахиловские) и 201, 202 (Верхнеколикъеганские), все они при испытаниях не дали, как и прогнозировалось, притоков нефти. Но и после этого еще девять скважин (Бахиловские 87,93, 98, 107, 109, 119, Верхнеколикъеганские 61,66, 88) были заложены за контурами нефтеперспективных аномалий; ни в одной из них при испытаниях не было получено нефти.В результате была упущена реальная возможность резко сократить число неудач нефтепоиска.

Вторая проверка выполнена нами в 2011 году. За 20 лет в рассматриваемом районе были открыты Сусликовское (1994 г.) и Митрофановское (1999 г.) промышленные скопления нефти; значительно изменились контуры «старых» месторождений (рис. 2б); пробурено еще 59 скважин. И за период 1990-2010 гг. космофотонефтепрогнозирование стало высоконадежным методом поиска. Так, из 40 «новых» продуктивных скважин интерпретацию КФА рассматриваемого района подтвердили 26 (65%),а 14 скважин (рис. 2б) оказались за контурами этих аномалий, дав оценку авторского прогноза «с точностью наоборот».

В 1985 году были опубликованы результаты проверки прогнозируемой по космоснимкам (по КФА) степени нефтепродуктивности(«дебитности») на Вэнгапурской и Северо-Сикторской нефтегазоносных площадях [2].Проверка выполнена после бурения 72 скважин.

Нефтегазоносные земли, вскрытые бурением, условно классифицированы (в зависимости от дебита нефти и газа в скважинах) на четыре группы по степени продуктивности:высокие, средние, бедные и непродуктивные.Все КФА разделены на четыре группы: наиболее яркие отождествлялись с высокопродуктивными залежами УВ-сырья, яркие – со среднепродуктивными, интенсивные – с бедными,слабые – с непродуктивными. Таким образом,коррелировались четыре группы выявленной и предполагаемой продуктивности земель. Коэффициенты корреляции (К) определялись по степени сходимости сравниваемых групп продуктивности.

В результате корреляции выяснилось, что для Вэнгапурской площади в 39 точках из 50(78%) К равен 1.00 (в 14 точках) и 0.75 (в 25 точках); для Северо-Сикторской площади К, равный 1.00, отмечен в 15 точках из 22 (68%), К,равный 0.75, – в 5 точках (23%) [2]. На территории Ярайнерского, Новогоднего, Харампурских месторождений в 49 пунктах (из 88) рассматриваемой проверки зафиксировано полное (К=1.00), а в 36 случаях – хорошее (К=0.75)соответствие установленной и предполагаемой групп продуктивности скважин [5].

Тем самым установлена возможность дистанционного прогнозирования земель определенной группы продуктивности («дебитности»).

Приведенные теоретические, эмпирические данные позволяют сделать вывод о реальной возможности дистанционного (с помощью космической фотоинформации) выявления нефтеперспективных земель и на остальной территории ХМАО – Югры.

Осталось выяснить уровень надежности прогнозирования (на количественном уровне)и поиска площадей, перспективных для выявления промышленных скоплений УВ-сырья.

Проверка дистанционного нефтепрогнозирования земель нераспределенного фонда недр

По результатам глубокого бурения, проведенного после космодешифрирования (2011г.),нами выполнена проверка космофотонефтепрогнозирования поисковых участков ГРР в нераспределенном фонде недр ХМАО – Югры.

Рассматривались участки, отдешифрированные для мини-проектов – основной части Территориальных программ ГРР.

Карты результатов нефтепрогнозного дешифрирования КС составлялись ежегодно.Особое внимание уделялось отрисовке земель так называемого «черного» прогноза земель,где высоким (более 0.80) и максимальным (более 0.95) ожидался риск нефтепоиска.

Идея «черного» прогноза при космодешифрировании поисковых участков по Программе ГРР принадлежала первому директору НАЦ РН – Шпильману В.И., который считал такое прогнозирование важным, т.к. результаты дистанционного прогнозирования позволяют быстро и объективно решать вопрос – где в первую очередь не следует ставить не только глубокое бурение, но и детальную сейсморазведку. Отдешифрированные для поисковых участков контуры земель «черного» прогноза выносили в мини-проектах на сводную карту обоснования ГРР.

В текстовую часть проектов помещались карты дистанционной нефтепрогнозной оценки каждого из поисковых участков с пояснительной запиской. В 1994 году нефтепрогнозным космодешифрированием было обеспечено 7 мини-проектов, в 1995 году – 24. Всего было отдешифрировано 84 участка нераспределенного фонда недр (НФН); на 20 из них геологоразведочные работы (ГРР) к 2010 году дали отрицательный результат, и они в данной работе не рассматриваются.

Опоискование участков начиналось как минимум спустя год. В 1995 году ГРР проводились по семи мини-проектам (открыто три месторождения); в 1996 – 16 проектов, открыто 10 промышленных скоплений нефти; «урожайным» оказался 1998 год, когда ГРР выполнялись на 42 участках, где было открыто 19 месторождений.

34 отдешифрированных поисковых участка рассматриваемой проверки дистанционно изучены на региональном масштабном уровне,30 – на зональном. На 42 участках до дешифрирования нефтеносность не была установлена; последующим глубоким бурением на них открыто 79 месторождений (из 127 «новых» по округу).

Участки проверки временем космодешифрирования расположены на территории четырех региональных зон: Западной, Приобско-Айпимской [4], Центральной и Восточной, выделенных по особенностям тектонического строения, нефтегазоносности, геологической изученности, освоению, добыче и развитию инфраструктуры. Первые две зоны находятся в западной части округа.

В западную часть ХМАО – Югры с ограничениями 63-72о в.д. попадает большинство участков, отдешифрированных для минипроектов ГРР. Проверка космофотонефтепрогнозирования здесь выполнена на 34 участках общей площадью 36620 км2, из них дистанционно изучены на зональном масштабном уровне 20 участков. На 23 участках до космодешифрирования нефтеносность не была известна (участки были или не опоискованы,либо поисковое бурение дало отрицательные результаты), т.е. они оказались без обучающей информации, в частности Амнинский участок(рис. 3).

Рис. 3. Проверка временем зонального космофотонефтепрогнозирования участка Амнинский. 1-4 – Земли, оцененные космодешифрированием: 1 – высокопродуктивные, 2 – средней продуктивности, 3 – малопродуктивные (1-5), 4 – непродуктивные. 5 – Проверяющая информация (месторождения, продуктивные скважины)

Рис. 3. Проверка временем зонального космофотонефтепрогнозирования участка Амнинский. 1-4 – Земли, оцененные космодешифрированием: 1 – высокопродуктивные, 2 – средней продуктивности, 3 – малопродуктивные (1-5), 4 – непродуктивные. 5 – Проверяющая информация (месторождения, продуктивные скважины)

Надежность космофотонефтепрогнозирования подтверждена 63 открытиями и 149 (из 272) продуктивными скважинами; 43 скважины оценили возможность дистанционного прогнозирования «дебитности» еще не пробуренных скважин.

Центральная часть ХМАО – Югры в ограничениях меридианами 72о и 78о отличается высокой плотностью разведанных промышленных скоплений УВ-сырья и меньшей (если не считать площадь Югорского заповедника) –«пустых» земель. Казалось бы, что здесь трудно ожидать многочисленных новых открытий. Однако рассматриваемая проверка показала,что на 13 разрозненных участках, «пустых» до космодешифрирования, открыто 25 месторождений и пробурено 35 продуктивных скважин.

В этой части округа космофотонефтепрогнозирование проверено на 25 участках общей площадью 23274 тыс. км2. Большинство из них (17) изучено на региональном масштабном уровне.

Здесь дистанционный нефтепрогноз проверен 56 новыми открытиями (из 127 по округу) и 98 продуктивными скважинами. В 41 пункте на восьми участках оценена надежность прогнозирования на добуровой стадии степени нефтепродуктивности («дебитности»).

Из проведенных ранее проверок нефтепрогнозного дешифрирования КС [3,4] практический интерес представляет Быстринский район (площадью 2,5 тыс. км2). Здесь проведены газогеохимические исследования (Сургутский профиль, 1987), «привязанные» к установленной глубоким бурением «дебитности»дистанционно закартированных земель [1]. В результате комплексных работ выявлена связьинтенсивности КФА со степенью насыщения газообразными УВ приповерхностных образований (туртасская свита, четвертичные отложения) над залежами углеводородного сырья:чем ярче аномалия, тем выше содержание этих газов в керне геохимических скважин, пробуренных в ее пределах.

По космодешифрированию Быстринского района (1985 г.) закартированы нефтеперспективные КФА четырех групп интенсивности:слабая (Г), средняя (В), высокая (Б), яркая (А).В результате статистического анализа зафиксированных дебитов нефти в 91 продуктивной скважине (из числа оценивающих дистанционный прогноз) выделены четыре группы«дебитности»: Г – малая (1 – менее 5 м3/сут),В – средняя (5 – менее 30 м3/сут), Б – высокая(30 – менее 60 м3/сут), А – богатая (60 м3/сути более). Установлено, что «большинство скважин, где зафиксированы промышленные притоки нефти, пробурено в землях с ожидаемыми(по интенсивности КФА) дебитами 5 м3/сут и более» [1, с.17]. Следует отметить, что такие же результаты получены по итогам статистического анализа дебитов 93 скважин юга Тюменской области (Нижнедемьянский район, 2005 г.).

«Несовпадение групп «дебитности» прогнозируемых с фактическими (± три группы) зафиксировано в восьми пунктах (9%) рассматриваемой проверки» [1]: семь скважин с богатыми дебитами оказались в землях, где покосмодешифрированию ожидались небольшие дебиты; малодебитная скв.938 Западно-Сургутского месторождения (2,2 м3/сут) попала в космофотоземли группы А. Полное (группа в группу) подтверждение ожидаемой по КС дебитности зафиксировано в 37% пунктов проверки [6].

Восточная часть округа (от 78о в.д. до административной границы) отличается наименьшей изученностью не только ГРР, но и нефтепрогнозным космодешифрированием для мини-проектов. Проверка временем осуществлена на пяти участках общей площадью около 5 тыс. км2, четыре из которых (синие на рис. 4) изучены регионально, а один (Котыгъеганский) – зонально. Шесть открытий (из восьми «новых») попало на участки без обучающей прогноз информации, т.е. с не установленной до дешифрирования нефтеносностью.

Рис. 4. Поисковые участки проверки открытиями (месторождениями) и продуктивными скважинами космофотонефтепрогнозирования восточной части ХМАО –Югры

Рис. 4. Поисковые участки проверки открытиями
(месторождениями) и продуктивными скважинами космофотонефтепрогнозирования восточной части ХМАО –Югры

Таким образом, наибольшая информация о проверке временем дистанционного нефтепрогнозирования земель НФН получена для запада ХМАО – Югры. Там расположено более половины не только «пустых» (до дешифрирования) участков, но и «проверяющих» открытий и скважин.

Технология проверки проста. На карты космофотонефтепрогнозной оценки поисковых участков ГРР наносились не только контуры «новых» месторождений, но и скважины, пробуренные после дешифрирования.Проверка выполнялась по космофотографическому местоположению скважин и по результативности (продуктивности) глубокого бурения.

«Мерилом» оценки надежности космофотографического нефтепрогнозирования мы приняли «точку» – продуктивную скважину (с дебитом 1 м3/сут и более).

«Точечная» проверка регионального и зонального космофотонефтепрогнозирования осуществлена по всем продуктивным скважинам, пробуренным за 15 лет (по состоянию на 2010 год) после космодешифрирования. Таких проверок оказалось 272. Большая их часть (176 скважин) приходится на региональный уровень изучения.

Для каждой такой скважины в таблицы результатов проверки заносились следующие оценки: «да» (полное подтверждение прогноза), если скважина попала в контуры нефтеперспективных (продуктивных) земель; «да/нет» – в земли, прогнозируемые малоперспективными (малопродуктивными), либо (в редких случаях) на их контур; «наоборот» – когда продуктивная скважина оказывалась в контуре бесперспективных (непродуктивных) космофотоземель; «без оценки» либо «неясно» – в природных помехах дешифрированию (обводненные речные поймы, открытые болота),реже в землях, интерпретируемых неуверенно.

Результаты проверки «продуктивным» бурением на участках НФН оказались высокими, а именно: 194 продуктивные скважины из 272 проверяющих (71%) зафиксировали полное («да»)подтверждение дистанционного нефтепрогноза. По такому «жесткому» варианту оценки– это далеко не лучший показатель. По «мягкому» логически более правильному (без скважин, попавших в помехи дешифрированию)варианту подтверждение будет выше – 78%(194 из 272-24).

Полное неподтверждение, с оценкой «наоборот», зафиксировали 18 продуктивных скважин (7% по жесткому варианту); они были пробурены на землях, оцененных на добуровой стадии космодешифрированием бесперспективными, непродуктивными.

36 скважин оказались или в малоперспективных космофотоземлях, или на их контуре.По той же оценке результат «подтверждение/неподтверждение» («да/нет») зафиксирован в 13% случаев.

Лучшие показатели достоверности дала проверка скважинами, открывшими промышленные скопления нефти.

82% месторождений (104 из 127) открыто в землях, дистанционно оцененных нефтеперспективными (на региональном уровне изучения) и продуктивными (на зональном уровне);они дали оценку «да» (полное подтверждение).

Скважины-открывательницы четырех месторождений (3%): Логачевская 310 и Западно-Карпаманская 555 оказались в землях, интерпретируемых неуверенно; Чапровская 170 и Южно-Мытаяхинская 7504 – в пойме водотоков.

14 месторождений (11%) открыто в малоперспективных или малопродуктивных космофотоземлях.

Только пять открытий (4%) попало на бесперспективные, непродуктивные космофотоземли, дав оценку прогнозированию «наоборот» (полное неподтверждение) – это Новонялинское и Северо-Кондинское (на западе округа), Силамарское, Новобыстринское и Южно-Янчинское (в центральной части ХМАО – Югры) месторождения.

Представляют практический интерес результаты проверки открытиями «пустых» земель (до космодешифрирования). Более половины «новых» месторождений (79 открытий) оказалось на 41 поисковом участке (общей площадью более 39 тыс. км2) с не установленной до космодешифрирования нефтеносностью– либо неопоискованных (13 участков), либо с отрицательным результатом глубокого бурения. Тем самым, для 66% отдешифрированных участков НФН не только не было обучающей(прогнозирование) информации (не были опоискованы), более того, для большинства из них (28 участков) она была с отрицательным знаком (до 12 «пустых» скважин глубокого бурения на Коттынском участке). Проверка установила, что фотонефтепрогноз таких земельподтвержден полностью («да») 64 открытиями(81%), не подтвержден («наоборот») – четырьмя (5%); девять месторождений (11%) этот прогноз подтвердили/не подтвердили («да/нет»), попав в малоперспективные (малопродуктивные) земли.

Таким образом, успех дистанционного прогнозирования земель с промышленной нефтепродуктивностью НФН округа по статистически достаточной проверке (почти 300 продуктивных скважин на 60-ти разрозненных поисковых участках общей площадью более 65 тыс.км2) составил по «жесткому» варианту оценки 71%. Наименьшим (69%) он зафиксирован в наиболее изученной части ХМАО – Югры– западной (34 поисковых участка площадью около 37 тыс.км2, 149 оценочных скважин, 63 открытия). На 1% этот успех выше в центре округа (25 участков площадью более 23 тыс.км2, 98 скважин, 56 месторождений). Максимален он на востоке (92%), однако там статистически недостаточна проверяющая информация (5 участков, 5 тыс.км2, 25 скважин, 8 месторождений).

«Черный» (по В.И. Шпильману) прогноз (космофотопрогнозирование непродуктивных земель) оказался не столь представительным. Полное подтверждение («да») дистанционного прогнозирования «пустых» земель по округу зафиксировано в 22% пунктах проверки (35 скважин из 168 непродуктивных). Наиболее успешен (23%) этот прогноз в западной части округа, где пробурено 137 «нерезультативных» скважин; средний (21%) – в центре (89 «новых»скважин); на востоке – успех прогнозирования оценен одной скважиной из 17 проверяющих.

Реальной мы считаем возможность космофотопрогнозирования на добуровой стадии «дебитности» (степени нефтепродуктивности по группам дебитов нефти). Проверка таких ожиданий выполнена 100 скважинами на 30 отдешифрированных зонально участках; на 22 из них до космодешифрирования нефтеносность не была установлена.

Для каждой из 89 продуктивных скважин(в число оценок не вошло 7 скважин, оказавшихся в природных помехах дешифрированию) в табл. 1 выносили результаты испытаний на приток, при этом брали максимальные значения без учета нефтепродуктивного пласта и других показателей испытаний. По этим значениям определялась установленная (фактическая) группа «дебитности». Последняя сравнивалась с прогнозируемой. Оценивалась степень совпадения установленной и ожидаемой групп. Таким образом, «технология» проверки осталась такой же, как в 1985 году [2].

Полным (100%) считалось совпадение «группа в группу», хорошим (75%) – с разницей на одну группу, удовлетворительным (50%)– с разницей на две группы.

Оценка с точностью «наоборот» зафиксирована в четырех пунктах: Лумутинская скв.10903 (дебит – 56 м3/сут), Моимская скв.22 (2,5 м3/сут), Нялинская скв.29 (8,7 м3/сут) и Северо-Егурьяхская скв.82 (5,8 м3/сут). Скважины оказались в землях, отдешифрированных непродуктивными.

Кроме того, проверка бурением установила следующее (табл. 1)

:– одна треть (31) продуктивных скважин полностью (100%) – группа в группу – подтвердила дистанционное прогнозирование степени нефтепродуктивности («дебитности»);в основном (21 скважина) – это средняя группа (5-30 м3/сут);

– большинство (52%) скважин (46) выявило расхождение установленной «дебитности»с прогнозируемой на одну группу, дав оценку «хорошее совпадение» (75%);

– шесть скважин (7%) выявили расхождение на две группы – «удовлетворительное совпадение» (50%).

35% случаев полного (группа в группу) совпадения прогнозируемых групп «дебитности»с установленными – результат, конечно, неочень убедительный. Гораздо больший практический интерес, по нашему мнению, представляет дистанционный прогноз средней «дебитности». Как уже отмечалось, 40% продуктивных скважин Быстринского района имеют дебиты от 5 до 30 м3/сут [1]. 86% таких скважин Нижнедемьянского района представляют эту группу на востоке округа – 61% [6].

По результатам проверки на 30 отдешифрированных зонально-поисковых участках НФН установлена высокая (66%) надежность прогнозирования по космическим снимкам преобладающих (среди промышленных) дебитов, т.е. 5-30 м3/сут. Она выше, чем в соседних районах. Так, в Нижнедемьянском районе степень такого подтверждения составляет 61%; на восточных землях рассматриваемое подтверждение зафиксировали 58% продуктивных скважин: в 26 пунктах ожидания средних дебитов 15 скважин полностью подтвердили это прогнозирование [6].

Таблица 1 (фрагмент) Результаты проверки бурением космофотонефтепрогнозирования «дебитности» (степени нефтепродуктивности) на поисковых участках нераспределенного фонда недр ХМАО – Югры за1995-2010 годы

На участках с неустановленной (до дешифрирования) нефтеносностью из 11 скважин,проверяющих прогнозирование средних дебитов, в 9 полностью подтвердилось прогнозирование (см. табл. 1).

Таким образом, выполненная проверка космофотопрогнозирования степени нефтепродуктивности показала, что дистанционный метод можно использовать для экспрессного выявления среднедебитных (5-30 м3/сут)земель в местах еще не пробуренных скважин.

В целом, результаты многолетней (1995-2010 годы) и многочисленной (64 участка в разных частях округа, 127 открытий, 272 продуктивные скважины) проверки двухуровневого(регионального, зонального) космофотографического нефтепрогнозирования земель нераспределенного фонда недр округа показывают, что:

– дистанционное, с помощью космических снимков, выявление на дневной поверхности следов скрытых на глубине промышленных скоплений УВ-сырья надежно; успешность такого прогнозирования 0.86 (региональный масштабный уровень, 58 полных подтверждений из 72 открытий пунктов проверки) и 0.84 (зональный, 46 подтверждений из 55 проверок);

– успешно прогнозирование нефтепродуктивности еще не пробуренных скважин 0.71 (по «жесткой» оценке 272 скважинами, с 194 подтверждениями);

– эффективно прогнозирование на участках с неустановленной (до космодешифрирования) нефтеносностью (0.81 для открытий, 0.73 – скважин).

– Дистанционный метод прошел испытание временем и на остальных поисковых участках ГРР.