4. Анализ граничных значений параметров

Миграция углеводородов по пористым проницаемым породам может в благоприятных условиях привести к формированию газонефтяной залежи. Таким условием является наличие высокопористых пород-коллекторов и непроницаемых покрышек (рис. 1). Роль последних выполняют, как правило, глинистые породы.

Рис. 1. Петрофизическая модель нефтегазовой залежи

1-газ,2-нефть,3 вода,4-вмещающие порды,5-отражающая поверхность с максимальным поглощением упругой энергии

Породы-коллекторы подразделяются на две большие группы: терригенные, представленные в основном песчаниками и пористыми алевролитами, и карбонатные, сложенные трещинными известняками и доломитами. Средняя пористость коллекторов составляет 10-20%, обычно большая у терригенных. Коэффициент нефтегазонасыщения достигает 70-90% .

Залежь углеводородов имеет зональное строение по вертикали, что является результатом дифференциации флюида по плотности: самую верхнюю часть залежи занимает газ, ниже располагается нефть, еще ниже - вода. Границы между флюидами разного качества могут быть достаточно резкие, и в силу разных скоростей прохождения упругих колебаний в воде, нефти и газе - отражающими, т.е. их присутствие можно обнаружить с помощью наземной сейсморазведки. Смешиваемость флюидов увеличивается при повышении давления и температуры.

Углеводородная часть залежи характеризуется, как правило, более высокой пористостью, чем водонасыщенная. Это связано с тем, что в водонасыщенной части залежи происходят эпигенетические процессы преобразования пород - цементация, вторичное минералообразование. Все это приводит к понижению пористости пород и к «закупориванию» углеводородной части залежи. Нефть, напротив, отличается консервирующими свойствами, затормаживает эпигенетические изменения в породах. Различие пористости углеводородной и водонасыщенной частей залежи сказывается на физических свойствах пород-коллекторов. На границе с вмещающими породами и с водой углеводороды частично разрушаются с образованием твердых асфальтовых битумов с более высокими, чем у нефти, плотностью и скоростью упругих колебаний. Асфальтовая корочка уменьшает проницаемость пород и способствует «запечатыванию» нефти.

Принципиальная петрофизическая обстановка нефтяной залежи приведена на рис. 5.8. Изменение физических свойств пород ее различных частей обусловлено различием их пористости, определяющей разную долю жидкой и твердой фазы в породе, различием физических параметров минерального скелета и флюидов и флюидов разного качества, т. е. воды, нефти и газа. Наиболее информативны свойства, сильно зависящие от пористости, - плотность (рис. 5.9) и скорость упругих волн, линейный коэффициент поглощения гамма-излучения и удельное электрическое сопротивление, а также имеющие аномальные значения у флюидной фазы - длина замедления нейтронов, время жизни теплового нейтрона, коэффициент теплопроводности.

Относительные изменения физических параметров пород в области газонефтяной залежи следующие. Понижение плотности в нефтяной части порядка (0,05-0,10) ·103кг/м3, а в газовой - 0,05-0,15. Электрическое сопротивление нефтеносных и газонасыщенных пластов может превосходить таковое водоносных пластов в 100 и более раз, в среднем в 10 раз. В общем, удельное электрическое сопротивление воды уменьшается с глубиной, что является следствием увеличения степени минерализации и температуры. Удельное сопротивление газовых залежей несколько выше нефтяных. Величина превышения составляет первые десятки процентов.

Понижение скорости продольных волн в нефтегазовых отложениях по сравнению со скоростью водоносной части составляет в среднем 0,5 км/с, т. е. приближенно 15-25%. В отдельных случаях оно достигает 30-35%. Углеводородные залежи характеризуются аномальным поглощением упругой энергии. Эффективный коэффициент поглощения в водоносной части составляет первые единицы 10-3 м -1, а в нефтегазовой увеличивается в 10 и более раз . Увеличение поглощения приводит к частотной дисперсии скоростей в районе до нескольких процентов.

Изменение ядерно-физических свойств пород обязано изменению водородосодержания (длина замедления нейтронов), минерализации влаги (время жизни теплового нейтрона), а также изменениям плотности и пористости, влияющим на ядерно-физические свойства, включая коэффициент поглощения гамма-излучения. В случае пресных вод различие в водо- и нефтенасыщенных частей сохраняется за счет разной пористости. Различие в теплопроводности пород связано с понижением этого параметра в ряду: минеральный скелет - вода - нефть - газ.

В общем, для нефтяной залежи характерно повышение поляризуемости пород до двух-трех и более раз по сравнению с водонасыщенными породами. Повышение поляризуемости связано с воздействием углеводородов на вмещающие железосодержащие породы, а также с присутствием в составе газа сероводорода (Хант, 1982), в результате чего в восстановительной обстановке углеводородной залежи образуется пирит. Возможно восстановление гематита до магнетита и увеличение магнитной восприимчивости пород. В общем, для магнитных свойств не выявлено каких-либо устойчивых закономерностей. Возможно слабое понижение магнитной восприимчивости пород в нефтеносном пласте за счет того, что нефть - диамагнетик, заметное лишь в случае слабомагнитных разностей вмещающих пород. В целом для водонефтегазонасыщенных пород характерно пониженное отношение скоростей поперечных и продольных волн.

Аккумуляция нефти и газа в залежи предполагает специфическую литолого-структурную ситуацию. Сами углеводороды характеризуются аномальными физическими свойствами, способностью к миграции, вызывают минералогические изменения в породе. Результатом всего этого является особая физико-геологическая и петрофизическая обстановка в районе нефтегазоносной структуры. Ее обобщенная петрофизическая модель приведена на рис.2

Рис.2 . Петрофизическая модель нефтегазоносной структуры

1-породы фундамента, 2- опорные петрофизические горизонты,

3-нефть,4- запечатывающий слой,5-участки повышенной поляризуемости или магнитности пород, обязанные восстанавливающему воздействия углеводородов,6-ореол вторжение УВ,7-зоны субвертикальных неоднородностей пород, 8- зона разуплотнения в сводовой части структуры. Стрелками показаны направления увеличения физических параметров.

Основное содержание модели заключается е следующем.

1. В осадочном разрезе нефтегазоносных районов имеются опорные петрофизические горизонты, прослеживая которые с помощью наземных или скважинных геофизических методов можно оценить особенности структуры залегания осадочных пород. Чаще всего они проявляются в виде границ пород с существенно различными значениями физических. Эти границы, как правило, отвечают резкой смене литологического состава пород разреза.

В нефтегазоносных разрезах Припятской впадины и Ванаварокой площади (Сибирская платформа), приведенных на рис. 3, петрофизические границы связаны со сменой песчанистых, глинистых, соленосных, карбонатных и сульфатоносных отложений. Различие в акустической жесткости (σ·V) двух контактирующих пород делает границу отражающей для сейсмических волн. Возникает возможность прослеживания ее наземной сейсморазведкой.

Рис.3. Петрофизические разрезы нефтеносных районов: а-обобщенный разрез девонских отложений Припятской впадины, б-разрез мотской свиты ванаварской площади по параметрической скважине: 1-глины,2-песчаники, 3-алевролиты,4-доломиты,известняки, 5-ангидрит,6-соль

В условиях Припятской впадины такими границами являются контакты солевых отложений. Их прослеживание позволяет решать как структурные задачи, так и задачи поискового плана, поскольку залежи нефти в этом районе приурочены к межсолевым и подсолевым карбонатным отложениям девона.

В разрезе Ванаварской площади петрофизическим репером является граница относительно пористых алевролитов, потенциально нефтетазоносных, и вышезалегающих ангидритов и доломитов - плотных пород, выполняющих роль непроницаемых экранов. Из рис. 3 (б) видно, что именно эта граница, играющая значительную роль в аккумуляции нефти в залежи, является также наиболее выразительной петрофизической границей, опорным горизонтом с максимальной разницей удельного электрического сопротивления и радиоактивности контактирующих пород.

2. Развитие осадочного чехла нефтегазоносных районов происходит унаследованно и зависит от вертикальных движений в консолидированном фундаменте (рис.2). Это проявляется в согласованных изменениях поверхностей опорных горизонтов по разрезу осадочного чехла, повторяющих конфигурацию поверхности фундамента. Поэтому если даже нефтеносные горизонты не являются опорными и не могут быть прослежены геофизическими методами, суждение об изменении структуры продуктивного горизонта можно сделать по конфигурации выше- или нижерасположенных опорных горизонтов, в том числе и по поверхности фундамента.

3. В сводных частях антиклинальных структур обнаружены области разуплотнения пород. Разуплотнение отмечается как для отдельных, так и для ряда слоев, при этом захватываются значительные объемы осадочной толщи (рис.1). Так, для некоторых структур Азербайджана и Северного Кавказа разуплотнение пород в сводах структур достигает (0,15-0,25) ·103кг/м3. Разуплотнение приводит к уменьшению сейсмических скоростей до 0,5 км/с.

Рис.4. Понижение плотности пород и повышение песчанистости разреза в сводовой части нефтеносной антиклинальной структуры (Усть-Балыкская площадь): 1-песчаники,2-глинистые породы,3- нефть,4-изменение процента песчаных пластов в разрезе, 5-7-изменение плотности: 5-пород нефтеносных пластов,6-средней по разрезу песчаников, 7-средней по разрезу глинистых пород.

На рис. 4 приведены графики изменения плотности по разрезу нефтеносной структуры Усть-Балыкской площади. Песчаники и глины в сводовой части структуры имеют плотность в среднем на (0,01-0,02) ·103кг/м3 ниже, чем на ее крыльях. Дополнительный гравитационный эффект будет создавать также нефтяная залежь, понижение плотности в которой более значительно (до 0,08·103кг/м3). Обратим внимание также на то, что в сводовой части структуры песчаных разновидностей пород, обладающих меньшей плотностью, чем глинистые (в среднем на 0,28·103кг/м3), больше на 6-12% по сравнению с периклинальной частью структуры.

Понижение плотности и скорости упругих волн и повышение песчанистости разреза в сводовых частях антиклинальных поднятий связаны с влиянием геотектонического режима на процессы осадконакопления. Исследования естественной радиоактивности современных морских осадков в пределах известных нефтегазоносных структур Каспийского и Азовского морей (Алексеев и др. показали четкую приуроченность пониженных величин гамма-активности к подводным возвышенностям, в то время как их склоны и прилегающие прогибы отличаются повышением радиоактивного поля. Отмеченная закономерность присуща подавляющему большинству конседиментационных поднятий и обусловлена одновременными процессами осадконакопления и развития положительной структуры, в результате чего в более возвышенных частях подводного рельефа осаждаются преимущественно грубозернистые отложения, а в пониженных - мелкозернистые. Унаследованность тектонического режима осадконакопления во времени приводит к формированию над поднятиями фундамента литолого-фациалыных «столбов» повышенной грубозернистости отложений и вертикальных петрофизических зон пониженных плотности, радиоактивности и скорости сейсмических волн.

4. Над нефтеносными залежами обнаруживается ореол вторжения углеводородов в перекрывающие породы. Связано это со сверхвысоким пластовым давлением в залежи и передачей его в перекрывающие глинистые породы, в результате чего гидростатическое давление в глинах повышается на 10-20%, происходит разуплотнение глин и некоторая миграция углеводородов в вертикальном направлении. При этом происходит изменение физических свойств пород над нефтяной залежью, обязанное двум процессам. Во-первых, изменяются физические параметры пород в связи с разуплотнением и некоторым насыщением пород углеводородами: понижаются плотность и скорость сейсмических волн, повышается сопротивление. Во-вторых, резко восстановительная обстановка в породах, насыщенных углеводородами, приводит к минералогическим изменениям. Наиболее значительными с петрофизической точки зрения являются новообразования пирита и магнетита, приводящие к повышению вызванной поляризации и намагниченности пород.

Ореолы пиритизации пород и аномалии вызванной поляризации часто ассоциируют с нефтяными залежами, располагаясь, как правило, выше их. В плане аномалии ВП и контуры нефтегазоносности неглубоко (сотни метров) залегающих месторождений совпадают (рис. 5). Пиритизация пород обязана эпигеническим процессам, протекающим под воздействием углеводородов. Железом в достаточной мере обогащены осадочные породы. Источником серы могут быть толщи сульфатов (ангидриты, гипсы), присутствующие в осадочном разрезе (рис. 3), или сероводород, выделяющийся при метаморфизме битумов. Углеводороды, насыщающие породы, обеспечивают восстановительный режим, необходимый для образования пирита из оксидов и гидрооксидов железа.

Рис. 5. Отражение продуктивной части разреза Колотушного месторождения (Западная Сибирь) аномалией ВП:1-пластовая скорость,2-флюидная скорость, пласты:3-нефтенасыщенный,4-газонасыщенный, а-терригенный породы (Кп=15%),б-карбонатные породы (Кп=7%)

5. В крыльевых частях структур установлены зоны аномальных значений большинства физических параметров горных пород (рис. 2). В плане они проявляются в виде кольцевых аномалий, обрамляющих контур нефтегазоносности. Зоны характеризуются большой дисперсией физических параметров (c, V, s), более высокими и более низкими их значениями по сравнению с породами за пределами зон. Зоны сопровождаются положительными аномалиями содержаний ванадия и никеля, которыми обогащена нефть (Хант, 1982), положительными аномалиями радиоактивности.

Приведенная петрофизическая модель предельно идеализирована. Она лишь указывает, какие элементы геологического строения разреза должны быть изучены для создания петрофизической модели нефтегазоносной структуры, удовлетворяющей конкретным условиям изучаемого района. В общем особенности петрофизической модели структуры, ее отличие от идеализированной определяются геодинамическим режимом осадконакопления и литологическим составом пород разреза, типом ловушек и эпигенетическими преобразованиями пород, развитием разрывной тектоники и др.