Клопов А.Л. (НАЦ РН ХМАО)

Дистанционным, c помощью космических снимков (КС), способом автором закартировано несколько десятков участков геологоразведочных работ (ГРР). На 01.06.1999г. число новых скважин, пробуренных после составления карт космофотонефтепрогнозной оценки, оказалось достаточным (более сотни) для получения статистических результатов проверки авторского прогноза.

Первые карты космофотографического прогнозирования для мини-проектов ГРР составлены в 1995 г. на рекогносцировочном (м-ба 1:500000) уровне дешифрирования КС, последние в начале 1998 г.- на региональном (1:200000). Проверка длилась не менее года.

Эти карты ежегодно передавались кураторам районов ГРР и включались в мини-проекты с пояснительным текстом. Особое внимание уделялось отдешифрированному распространению бесперспективных земель, где автором не рекомендовалось проведение нефтепоисков. Так, контуры земель “черного” прогноза, по В.И.Шпильману, выносились на сводную карту мини — проекта. Таким образом, дистанционный прогноз выполнялся на добуровой стадии и легко контролировался.

Автор не выбирал участки для своего метода. Нефтепрогнозное дешифрирование КС осуществлялось по заказу кураторов для разных площадей в разных районах округа.

В 1996 г. стало ясно, что одного рекогносцировочного уровня космодешифрирования для успешного прогноза недостаточно. Так, на Ингольском участке (восточная часть ХМАО) продуктивная скважина-первооткрывательница Печеринского месторождения (Хазарская 121) попала в контур земель “черного” прогноза 1995 г. Оценка получилась ”с точностью до наоборот”. Только после анализа КС регионального уровня генерализации с более высокой разрешающей способностью этот пункт получил противоположную оценку. В настоящее время большинство мини-проектов имеет дистанционную оценку не только по рекогносцировочному, но и региональному уровням дешифрирования КС.

Отмеченные условия проверки (испытание временем, статистическая достаточность, контролируемость, двухвариантность) дали возможность уверенно приступить к объективной оценке надежности и успешности космофотонефтепрогнозирования.

Для такой оценки было бы оправданным сравнивание контуров прогнозируемого по КС распространения нефтегазоносных земель с контурами выявленных бурением скоплений УВ-сырья. Оно и было выполнено для 44-х открытий по мини-проектам ГРР (рис.1). Однако при подобном подходе не могут быть получены надежные результаты.

Причина этого — необъективность данного оценивающего показателя. Контур нефтегазоносности (месторождения) – параметр неустойчивый, зависящий от степени и качества изученности месторождения бурением и геофизическими методами, а также от субъективных причин. Кроме того, контуры дешифрируемой на КС нефтегазоносности – это интегральное (по вертикали) отображение продуктивных земель, а месторождений – дифференциальное (по горизонтали), попластовое.

Более объективный критерий — скважина, результат ее вертикального бурения и испытания, хотя и он не лишен серьезных погрешностей. В частности, не каждая ”пустая” скважина является доказательством отсутствия УВ в недрах ее местоположения.

Скважина была принята автором в качестве определяющего показателя при оценке рассматриваемого нефтепрогнозирования.

В первой половине 1999 г. на карты космодешифрирования, составленные при подготовке мини-проектов ГРР, вынесено местоположение новых, оценивающих дистанционный прогноз скважин. Общие результаты их испытаний (продуктивные, малодебитные, “пустые”) сопоставлялись с нефтепрогнозной характеристикой отдешифрированных земель (перспективные, малоперспективные, бесперспективные) для каждого уровня космодешифрирования и для трех районов концентрации ГРР. В таблицы 1 заносились итоги подтверждения бурением (да, нет) дистанционного прогнозирования не только нефтепродуктивных, но и “пустых” земель (табл.1).

По ним и осуществлялись статистические подсчеты.

 

Таблица 1. Результаты проверки бурением регионального космонефтепрогнозирования центральных районов ХМАО (по состоянию на 01.06.1999 г.)

 

За время испытаний авторского прогноза (1996 — 01.06.1999 гг.) оценивающие скважины оказались на 35 участках в различных по геолого-геофизическим и географическим условиям районах ХМАО.

При реализации мини-проектов, обеспеченных космодешифрированием, открыто 44 месторождения УВ-сырья. Пробурено 119 скважин: 53 — “пустые”, 10 – с непромышленными притоками, 56 – с промышленными.

Успешность нефтепоискового бурения в целом по округу составила, по “мягкой” оценке (скважины с непромышленными притоками отнесены к продуктивным) — 0.55. Наиболее высокой (0.76) она оказалась в центральных районах по оценке 21 скважиной, низкой (0.40) — на востоке округа (35 скважин ), на западе — 0.57 (рис.1).

 

Рис.1. Пример проверки временем регионального космофотонефтепрогнозирования (по одному из мини-проектов ГРР). 1-4 — Привлеченная информация (Вестник недропользователя, мини-проект, ЦРН, 1999), оценивающая дистанционный прогноз: структурная карта (1); линии литологического экранирования (2); контуры подсчетных категорий нефтеносного пласта (3.3а); скважины продуктивные (4а), “пустые” и малодебитная (4б). Скважины 159, 169 пробурены до космодешифрирования. 5-7 — Результаты дистанционной оценки (А.Л.Клопов, 1995 г.): нефтеперспективные земли (5); земли бесперспективные с высоким и максимальным риском нефтепоиска (6); отказ от оценки из-за природных (озера, водотоки) помех (7а) и неуверенной интерпретации (7б).

 

Для объективной оценки дистанционного нефтепрогнозирования “мягкий” вариант расчета (т.е. сколько оценивающих скважин из числа продуктивных попали в космофотонефте-перспективные земли) вряд ли будет достаточным. Так, из табл.1 следует, что успешность равна единице: все 12 продуктивных скважин и 9 открытий в центральной части ХМАО попадают в перспективные для нефтепоиска земли (по региональному космодешифрированию).

Общий итог “мягкой” оценки авторского прогноза для 35 участков следующий :

• из 66 продуктивных скважин, оценивающих прогноз, 63 оказались в землях, “разрешенных” в мини-проектах дешифрированием КС для опоискования ;
• на этих же землях открыто 42 месторождения, только два — Няргиюганское и Печеринское в них не попали ;
• успешность прогнозирования составляет 0.95 ( 63 : 66 ; 42 : 44 ) ; для западных районов ХМАО — 0.97, для центральных — 0.94, для восточных — 0.93.

По этому (щадящему) варианту установлено, что эффективность дистанционного нефтепрог-нозирования (соотношение его результативности с успешностью бурения) очень высока: 0.95-0.55=0.40.

При втором варианте оценки устанавливается отношение продуктивных скважин, оказавшихся в контуре космофотоперспективных земель, к общему количеству скважин, пробуренных на этих землях. По этой оценке успешность регионального прогнозирования центральных районов будет равна 12:13=0.92 (см. табл.1).

Этот вариант, как наиболее жесткий, принимается для объективной оценки авторского прогноза по двум уровням дешифрирования КС. Ее результаты следующие:

1. Надежность космофото-графического прогнозирования составила 0.66 ( 79 подтверждений оценивающими скважинами, 40 неподтверждений). Для западных районов она равна 0.68 (43 подтверждения), для центральных — 0.71, для восточных — 0.60 (21 подтверждение).
2. В бесперспективных землях, не рекомен-дованных автором в мини-проектах для нефтепоиска, пробурено 19 оценивающих скважин: 16 из них оказались “пустыми”, зафиксировав успешность ”черного” прогнозирования 0.84 (для западных и восточных районов ХМАО – по 0.89, для центральных — 0.00). В двух пунктах “черный” прогноз получил оценку с точностью до наоборот; это две скважины — открывательницы отмеченных выше месторождений. На бесперспективные земли попала малодебитная скважина – Леклорская 607 (в центральной части округа).
3. На землях, “разрешенных” космодешиф-рированием в мини-проектах для нефтепоисковых работ, оказалось 100 оценивающих скважин, 37 из них “пустые”. Успешность дистанционного прогнозирования нефтеносных земель составила 0.63; на западе округа она равна 0.65 (35 подтверждений оценивающими скважинами из 54), в центре — 0.75 (15 подтверждений из 20), на востоке — 0.50 (13 подтверждений).
4. Эффективность космофотографического нефтепрогнозирования (успешность прогноза минус успешность бурения) для территории округа составляет 0.08 (0.63-0.55).Такая же величина получена для западных районов (0.65-0.57). На восточных землях ХМАО эта эффективность наиболее значительна, — 0.10 (0.50-0.40). Для центральных районов ГРР, по “жесткой” оценке 21 скважин, дистанционное прогнозирование нефтепродуктивных земель оказывается неэффективным (0.75–0.76), особенно на рекогносцировочном уровне дешифрирования КС (эффективность составляет минус 0.07).

Кроме того, оценка по “жесткому” варианту показала, что региональный уровень нефтепрогнозного космодешифрирования более успешен, чем рекогносцировочный (0.60 против 0.55), особенно для центральных районов (0.92 против 0.64); в западной части округа его успешность на 0.04 выше. На восточных землях ХМАО, напротив, более успешно (на 0.13 выше) рекогносцировочное прогнозирование.

Таким образом, и статистически выявляется необходимость не менее чем двухуровневого дешифрирования КС при составлении карт космофотонефтепрогнозной оценки территории округа с целью повышения эффективности ГРР.

Сравнение контуров космофотопрогно-зируемой нефтеносности с контурами выявленных ГРР продуктивных земель в 44 пунктах открытий 1996-1999 гг. показало, что последние, особенно (на поисковом этапе) контуры подсчетных категорий запасов, чаще всего не совпадают с космофотографическими. Более того, крупные из них нередко “рассекаются” землями “черного” прогноза (см.рис.1). Скорее всего, именно это обстоятельство вызывает скепсис при поверхностном ознакомлении с дистанционным нефтепрогнозированием.

В результате рассматриваемой проверки в числе 37 “пустых” скважин, не подтвердивших космофотонефтепрогноз, выявлено 13, непродуктивность земель в которых, по мнению автора, весьма сомнительна (скв.26 на рис.1). Они попадают на нефтеперспективные площади и по рекогносцировочному и по региональному прогнозам. Эти скважины предлагается считать первоочередными объектами анализа неудач нефтепоиска по мини-проектам ГРР.