4.2.11. Флюидодинамические залежи ув

Они связаны с формированием резервуара паро-газовой смесью УВ под сверхвысоким давлением, за счет естественного флюидоразрыва пород. Источником этих флюидов являются более глубокие относительно современных залежей УВ слои Земли, вплоть до верхней мантии. Хотя наличие таких залежей УВ следует только из глубинной, абиогенной модели нафтидогенеза, которая и в настоящее время считается дискуссионной, современные достижения естествознания, включая сейсморазведку МОГТ 3D, позволяют считать эту гипотезу единственно верной. Флюидодинамические залежи УВ характерны для отложений верхней юры Салымского и Красноленинского районов, где из пограничных слоев абалакской (келловей-кимеридж) и баженовской (титон-берриас) свит были получены фонтанные притоки нефти дебитом до 500 т/сут. Всего из глинистых отложений баженовской свиты притоки нефти были получены на 23 площадях.

Представляется, что трещинные коллекторы в глинисто-кремнистых породах (так называемые «бажениты»– пропитанные нефтью тонколистоватые глины) обусловлены естественным флюидоразрывом пород. Экранами для запечатанных со всех сторон залежей являются неизмененные глинисто кремнисто-битуминозные породы баженовской свиты, которые в обычных условиях являются надежными флюидоупорами. Обычно трещинные явления сопровождаются процессами гидротермальной переработки пород, отложением аутигенных карбонатов, кварца с хорошо ограненными кристаллами.

Ловушки этого типа изучены сейсморазведкой довольно слабо. По результатам моделирования предполагается наличие динамических аномалий в зонах развития трещинных резервуаров в баженовских глинах (Р.М. Бембель, В.И. Кузнецов, 1987 г.).

Характерной чертой тупиковых залежей УВ является слабый гипсометрический контроль (т.е. залежи могут быть приурочены к прогибам, моноклиналям и не контролируются современным структурным планом). Кроме того, для неантиклинальных и комбинированных залежей с гидродинамически замкнутыми резервуарами характерно наличие аномально высоких пластовых давлений (АВПД) с коэффициентом аномальности Ка (т.е. отношение замеренного пластового давления к нормальному гидростатическому) до 1,5 – 2,2.

4.3 Прогноз и картирование неантиклинальных ловушек ув

Картирование неантиклинальных и комбинированных ловушек и залежей УВ является конечной утилитарной задачей сейсмостратиграфических исследований. Для этой цели и выполняется выделение и картирование сейсмостратиграфических комплексов, увязка скважинной и сейсморазведочной информации, анализ сейсмофаций, двумерное моделирование и т.п.

Картирование НАЛ и КЛ УВ производится как на поисковой, так и разведочной стадиях геологоразведочного процесса. В первом случае скважинная информация отсутствует, во втором - имеется. Естественно, достоверность сейсмостратиграфических построений выше при использовании скважинных данных (ГИС, геолого-промысловые исследования).

Успешность картирования НАЛ и КЛ УВ определяется многими факторами, в числе которых можно выделить главные:

1. Наличие сейсмического образа ловушки, т.е. устойчивых признаков сейсмической волновой картины, отражающих существование экранированного резервуара.

2. Наличие теоретической возможности картирования данной ло-вушки при существующей разрешенности (чувствительности) использу-емой модификации сейсморазведочных работ.

3. Наличие сейсмических материалов МОГТ необходимого качества (высокая степень прослеживаемости отражающих горизонтов, высокие значения отношения сигнал/помеха) и плотности сетей наблюдений.

Сейсмический образ НАЛ УВ может быть установлен только при изучении уже выявленных нефтегазоносных объектов, причем должны быть установлены главные, конституционные черты сейсмического образа, и второстепенные, которые отражают отдельные особенности строения ловушки.

Важной чертой многих типов НАЛ и КЛ УВ является парагенетическая связь их элементов и палеогеоморфологический контроль размещения резервуаров. Это значительно повышает надежность картирования ловушек, но в то же время служит источником большого количества ошибок.

Наиболее характерным примером этого являются структурно-стратиграфические ловушки в базальных горизонтах юры. Выклинивание песчаных резервуаров происходит у выступов доюрского основания. Поэтому, протрассировав зону выклинивания (по сейсмофации подошвенного налегания) можно довольно точно закартировать ловушку этого типа. В Приуралье такие резервуары имеются, и ловушки продуктивны, но в других районах, например, в Ханты-Мансийском, базальные горизонты юры и вблизи зон выклинивания сложены преимущественно непроницаемыми породами, т. е. ловушки отсутствуют.

Поэтому сейсмический образ ловушки должен рассматриваться только на фоне конкретной геологической ситуации, установленной после изучения региональных особенностей строения сейсмостратиграфического комплекса, к которому приурочена выделяемая ловушка.

Разрешающая способность сейсмического метода определяется, во-первых, используемой частотой сейсмических колебаний и, во-вторых, особенностями строения изучаемой геологической среды.

Разрешающая способность, или разрешенность записи, определяет возможность различать на разрезе соседние объекты. Вертикальная разрешенность соответствует минимально возможному расстоянию между поверхностями, при котором их можно наблюдать как отдельные отражающие границы. Предельная разрешенность (Шерифф, Гелдарт, 1987 г.) составляет примерно 1/4 длины волны. При достаточно высоких контрастах акустических жесткостей на границах пластов возможно выделение на разрезах пласта толщиной λ/20- λ/30, хотя по форме волны нельзя определить его толщину.

Горизонтальная разрешенность определяет минимальное расстояние между прослеживаемыми особенностями границ, при котором их можно разделить. Она соответствует ширине первой зоны Френеля, или просто ширине зоны Френеля.

Для условий Западной Сибири (глубина залегания перспективных объектов 2,5 с, частота 30-40 Гц, скорость 3,5-4,0 км/с) ширина зоны Френеля составляет в среднем 450-600 м. На временном сейсмическом разрезе объекты, имеющие протяженность меньше, чем зона Френеля, отображаются волновой картиной, подобной той, которая наблюдается от дифрагирующей точки. Латеральные размеры таких объектов точно определить нельзя.

Разрешающая способность сейсмической записи определяется частотой или длиной сейсмических волн. Частота сейсмических колебаний резко уменьшается с глубиной за счет поглощения высокочастотных колебаний, многократных отражений в тонких слоях. Резко снижают информативность сейсмической записи неоднородности строения верхней части разреза, обусловленные наличием многолетнемерзлых пород переменной толщины, присутствием низкоскоростных прослоев. Поэтому в северной части ЗС разрешающая способность данных сейсморазведки МОГТ ниже, чем на юге и в районах Среднего Приобья, где глубины залегания продуктивных комплексов значительно меньше, а ВЧР имеет более однородное строение.

Теоретическая возможность картирования ловушки с известными параметрами определяется путем двумерного сейсмогеологического моделирования. Параметры ловушки (акустические жесткости резервуара, покрышки, латерального экрана и подстилающих пород, их толщины и горизонтальные размеры объекта) на поисковой стадии, при отсутствии скважин, определяются по известным аналогам.

Требования к качеству и необходимой плотности сети сейсмических наблюдений являются общеизвестными. При соблюдении стадийности геологоразведочного процесса, широком комплексировании геолого-геофизических методов и использовании прямых методов поиска (поверхностные газохимические исследования) возможно выявление ловушек по сравнительно редкой сети профилей МОГТ 2D (плотность 0,6-0,8 пог. км/км²) с последующей детализацией и использованием МОГТ 3Dпосле открытия залежи.

При поисках и картировании НАЛ и КЛ УВ используются специальные методические приемы. Наиболее важными из них, по мнению Н.Я.Кунина и Е.В.Кучерука, являются следующие: а) сопоставление данных акустических и псевдоакустических исследований, сближение их с помощью итеративных приемов обработки; б) построение калибровочных графиков, отражающих корреляционные связи между особенностями сейсмической волновой картины (амплитуда, энергия, период) и мощностью отражающего пласта на основе данных ГИС и (или) сейсмомоделирования; в) специальные фильтрации для трассирования слабых отражений на участках прекращения их прослеживания и вблизи поверхности несогласия, а также с иными целями; г) специальная обработка с нуль-фазовыми или минимально-фазовыми фильтрами для повышения разрешенности сейсмической записи; д) построение разрезов и карт специальных параметров, прежде всего, амплитуд, частот, полярности, различных комплексных характеристик; е) формализованное выделение залежей на основе анализа сейсмических индикаторов УВ - наличия тусклого, яркого, плоского и т.п. пятен, отбеливания спектров и т.д.

Естественно, что по каждой ловушке производится построение карт изохрон и структурных карт по стандартной методике с вынесением на них положения латеральных экранов и прогнозных контуров залежей УВ.

Следует также отметить, что в большинстве случаев яркие аномалии сейсмической записи для НАЛ и КЛ УВ не характерны, а основными приемами их картирования на поисковой стадии являются динамический анализ и палеогеоморфологический метод, т.е. картирование динамических параметров (амплитудные и частотные показатели) и толщин сейсмокомплексов, включающих перспективные объекты.

Важным направлением геологоразведочных работ на нефть и газ являются прямые поиски УВ. Прямыми поисками нефти и газа считается применение геофизических и геохимических методов поисков и разведки, которые непосредственно фиксируют наличие УВ: газа, газового конденсата и нефти. В случае сейсморазведки УВ проявляются в сейсмическом волновом поле резким уменьшением скоростей распространения продольных волн и резким снижением акустической жесткости пород. Аномально низкие скорости и жесткости приводят к формированию интенсивных динамических аномалий, или аномалий «типа залежь». Для условий ЗС можно считать, что динамические, или амплитудные аномалии «типа залежь» (АТЗ), которые отражают УВ насыщение резервуаров или «напрямую» картируют залежь газа, газового конденсата или нефти, могут быть зафиксированы только для залежей с высокой пористостью (обычно 25% и более), в которых доля пластового флюида, резко снижающего скорость продольных волн, велика. Это отложения сеномана, апта, альба, верхней части разреза неокома (не всегда). Причем, в АТЗ проявляются преимущественно газовые и газоконденсатные залежи, а также нефтяные залежи с высоким газовым фактором. Нефтяные залежи с низкими газовыми факторами в АТЗ практически не проявляются.

Пожалуй, нижним стратиграфическим уровнем, на котором залежи газоконденсата фиксируются в АТЗ, являются нижние шельфовые пласты неокома, особенно в случае полосвидных баровых резервуаров с высокой пористость. В ачимовских и юрских отложениях АТЗ обычно не регистрируются.

Ниже рассмотрены примеры картирования НАЛ и КЛ УВ в основных продуктивных комплексах ЗС, а также приведена краткая характеристика перспектив их нефтегазоносности.