Сурс 2 методы оценки перспективности подготовленных структур и прямые поиски месторождений нефти и газа

1. Геофизические методы оценки перспективности структур

В последние годы большое внимание уделяется исследованиям по применению геофизических методов для прямых поисков с целью выяв­ления и оконтуривания залежей нефти и газа с поверхности Земли до на­чала бурения поисковых скважин. С этой целью делаются попытки использовать сейсмические, гравиметрические и электроразведочные методы.

 

Сейсморазведка. Возможность применения сейсморазведки для непосредственных поисков нефтяных и газовых залежей основывается на двух поисковых признаках:

-наличии отражения от практически горизонтальных зеркально отражающих контактов ВНК, ГВК, ГНК на фоне наклонных геологических границ и

- увеличении коэффициента поглощения сейсми­ческих волн газовыми и нефтяными залежами.

Проведенные Л. А. Сергеевым, И. Я. Баллахом и другими лабора­торные исследования показывают, что поверхность водонефтяного или газонефтяного контакта является отражающей границей. Величина коэффициента отражения от контактов может достигать 10—20%, что в ряде случаев дает возможность их фиксировать современной сейсмической аппаратурой для прямых поисков залежей и их оконтуривания. Следует отметить, что коэффициент отражения от контактов с увеличением пори­стости продуктивных пластов возрастает.

Кроме этого, границы контактов обычно являются горизонтальными и относительно более гладкими, зеркальными по сравнению с геологи­ческими границами, которые акустически неоднородны и более шерохо­ваты. В результате проведенной проверки возможности использования сейсморазведки MOB для прямых поисков залежей нефти и газа на Мухановском месторождении Куйбышевской области были зарегистриро­ваны отражения от водонефтяных контактов залежей в девонских, каменноугольных и пермских отложениях. Намеченные контуры нефте­носности по сейсмическим материалам в основном совпадают с положе­нием контуров по данным разведочного бурения. 

На ряде площадей значительную эффективность для прямых пои­сков показал метод РНП, который позволяет выделить отражения от контактов по принципу их горизонтальности и зеркальности на фоне бо­лее акустически неоднородных и геометрически шероховатых наклонных геологических границ.

Использование описанного поискового признака малоэффективно в районах, характеризующихся тонкослоистым и неоднородным разрезом, небольшими залежами с нечетко выраженными контактами, а также при больших глубинах залегания залежей.

При использовании второго поискового признака для прямых пои­сков залежей исходят из того, что скопления нефти и особенно газа по сравнению с водонасыщенной частью продуктивных пластов характе­ризуются пониженными скоростями распространения и повышенным по­глощением энергии сейсмических волн. Поэтому в участках наличия за­лежей наблюдается уменьшение глубины исследований MOB, затухание записи, сокращение числа отражений, ухудшение корреляции и появле­ние «слепых» зон. Вместе с этим следует заметить, что повышенное по­глощение сейсмических волн не является особенностью только залежей газа и нефти, а может вызываться и другими причинами.

 Высокоточная гравиразведка. С целью прямых поисков залежей нефти и газа применяется также метод высокоточной гравиразведки. Предпосылкой для исполь­зования этого метода является различие плотностей между нефте- и га­зонасыщенными породами по сравнению с теми же породами, насыщен­ными водой. Указанное различие зависит от физических особенностей коллекторов, физического состояния нефти и газа и плотности пластовой воды. Названные факторы создают локальные минимумы силы тяжести, которые фиксируются при высокоточной гравиметрической съемке.

Гравитационный эффект, вызванный газовой залежью, согласно теоретическим расчетам и опытно-методическим полевым съемкам, мо­жет колебаться от нескольких сотых миллигала до 1,5-2,5 мгл. Эффект от нефтегазовых и нефтяных залежей измеряется величиной от сотых миллигала до 1,5 мгл. Современная гравиметрическая аппаратура при точности съемки ±0,02-0,03 мгл позволяет уверенно регистрировать указанные аномалии.

Теоретические предпосылки использования высокоточных гравимет­рических исследований были проведены на значительном количестве площадей в различных регионах страны. Залежи нефти и газа в боль­шинстве случаев фиксируются появлением небольшого минимума на фоне общего гравитационного максимума, вызванного структурой, либо выполаживанием этого максимума.

Высокоточные гравиметрические исследования с целью прямых пои­сков могут использоваться для месторождений с большими суммарными газонасыщенными (>50 м) и нефтенасыщенными (>200 м) мощностями до глубины 3000 м. Однако следует отметить, что появление локальных минимумов силы тяжести в сводах локальных структур может быть связано не только с газонефтеносностью разреза, но также с разуплотне­нием в присводовых частях поднятий, наличием зон трещиноватости и повышенной пористости. Кроме этого, к осложняющим факторам могут относиться гравитационные влияния, обусловленные плотностной неодно­родностью поверхностного слоя, осадочной толщи, тектонических нару­шений, а также плановое несоответствие структурных этажей. Указан­ные факторы сильно затрудняют применение гравиметрических исследо­ваний при прямых поисках залежей газа и нефти. Повышение эффективности высокоточной гравиметрии для прямых поисков может быть достигнуто с внедрением скважинных высокоточных гравиметров, которые могут дать полную плотностную характеристику разреза над залежью и вне контура и решить вопросы о структурном эффекте, литологическом строении разреза и о разуплотнении пород над сводовыми частями структур.

 Электроразведка. При прямых поисках залежей нефти и газа делается попытка ис­пользования также метода электроразведки. Предпосылкой для этого является значительное различие электрических свойств газо- и нефтенасыщенных коллекторов и вмещающих их пород. Для многих местоскоплений нефти и газа электропроводность газоносных коллекто­ров в десять раз, а нефтяных в три раза меньше, чем водоносных пород. В силу вышеуказанного над газовыми и нефтяными залежами кривые вертикального зондирования характеризуются локальным увеличением кажущегося сопротивления. Как показывают проведенные опытно-мето­дические работы в различных регионах, наиболее дифференцированные кривые получаются при замерах постоянным током при дипольных зондированиях (ДЭЗ, ТЭЗ и др.). Метод частотного зондирования на пере­менном токе (Ч3) имеет меньшую разрешающую способность и неболь­шую глубину проникновения тока. При современном развитии методов электроразведки можно обнаруживать только крупные залежи мощ­ностью более 100 м на глубинах до 2 км в районах с простым низкоомным геоэлектрическим разрезом. В районах со сложным геоэлектриче­ским разрезом, представленным чередованием терригенных и карбонат­ных пород, проведение работ значительно осложняется.

Для прямых поисков может быть также использован метод вы­званной поляризации. Основанием для этого является то, что залежи углеводородов обычно сопровождаются аномалийным распрост­ранением сопутствующих сульфидных минералов, обусловливающих по­вышенные значения вызванной поляризации.

 

Магниторазведка. Из практики геолого-геофизических исследований известно, что над место­рождениями нефти и газа развиты орео­лы рассеяния флюидов УВ, воздействие которых на вмещающие и перекрываю­щие залежь породы приводит к измене­нию их первичного состава за счет разви­тия эпигенетических минералов [1-4]. Это соответственно отражается на физи­ческих свойствах пород, что служит обоснованной геологической предпосыл­кой применения геофизических методов для прямого прогнозирования нефтегазоносности.

 

 

Рис. 3.4.2. Морфология магнитного поля над Новопортовским месторождением

Область значений магнитного поля: 1 - повышен­ных, 2 - пониженных, 3 - знакопеременных; 4 - изогипсы опорных отражающих горизонтов вер­хней юры, км; 5 - контур залежи по данным бурения

 

Новопортовское месторождение ха­рактеризуется многоэтажностью нефтегазоносности - более 10 залежей, распре­деленных по разрезу от доюрского осно­вания до сеномана включительно. Зале­жи газовые и газоконденсатные с нефтя­ной оторочкой. Общий контур нефтегазоносности 10х35 км. В морфологии маг­нитного поля область отрицательных значений в виде кольцевой аномалии приурочена к периферийным частям контура нефтегазоносности при равно­мерном знакопеременном поле at по площади центральной части месторожде­ния (рис. 3.4.2). Некоторые отмечаемые отличия в амплитуде аномалий объясня­ются тем, что интенсивность процессов изменения первичного состава пород и соответственно магнитных свойств в разных частях ореола различна, отсю­да вариации в морфологии магнитного поля и его значениях над объектами неф­ти и газа при сохранении в целом картины, отражающей результаты моделирования.

Размеры ореола измененных пород месторождения в магнитном поле реко­мендуется определять по нулевой линии трансформированного поля, совпадаю­щей с переходом поля at в положитель­ную область, т.е. нулевая линия ограни­чивает внешний контур ореола изменен­ных под влиянием флюидов УВ пород и поэтому ее следует принимать как кон­тур аномалии типа "залежь" (АТЗ).

 

 Радиоволновой метод. В последние годы делаются попытки использовать для прямых поис­ков радиоволновой метод, исходя при этом из возможности получения отражений радиоволн от водонефтяных и газонефтяных кон­тактов. Эффективность этого метода пока не выяснена. Некоторые по­ложительные результаты получены за рубежом.

 

Радиометрические исследования. Среди прямых методов поисков нефтяных и газовых скоплений уде­ляется также внимание радиометрическим исследованиям, которые проводятся путем наземной и воздушной радиометрических съемок. Результаты проведенных исследований во многих нефтегазоносных районах страны показывают, что нефтяные и газовые скопления на картах гамма-съемки характеризуются пониженными значениями по отношению к законтурным частям. Зоны пониженного естественного гамма-поля в плане в общих чертах совпадают с находящимися на глу­бине залежами, при этом разница в перепадах гамма-активности над залежами и законтурных частях достигает 15-25%.

Указанные небольшие величины аномалий значительно затрудняют интерпретацию радиометрических исследований. Часто аналогичные колебания гамма-активности могут быть вызваны другими причинами (литологическая и возрастная смена пород; наличие источников грун­товых вод; засоленность почвы; морфология местности и др.), которые при интерпретации радиометрических исследований должны тщательно учитываться.

Наличие зон пониженных значений величин гамма-активности над залежами одни исследователи объясняют экранирующим влиянием неф­тяных и газовых залежей на направление диффузионного потока водяных паров. Вода, поступающая при вертикальной миграции вместе с углеводородами в зону испарения, приносит с собой растворенные соли, в том числе урановые, которые накапливаются в зонах относительно высокого испарения. Такими зонами могут являться периферийные час­ти нефтяных и газовых залежей, так как углеводороды препятствуют миграции на поверхность водяных паров. Другие исследователи, зани­мающиеся изучением природы радиоактивных аномалий над нефтяными и газовыми залежами, считают, что распределение гамма-поля отобра­жает только литолого-фациальные особенности верхнего покрова, нали­чие антиклиналей, разрывов, а не геохимические процессы, связанные с залеганием скоплений нефти и газа на глубине.