3. Комплексирование методов полевой геофизики для поисков нефтеперспективных объектов

7.4.1. Физико-геологические модели залежей углеводородов

Классической физико–геологической моделью месторождения углеводородов (ФГМ УВ) является модель месторождения, связанного с антиклинальными структурами платформенного плана (рис. 7.17).

Согласно этой модели в ее составе можно выделить 7 различных аномалиеобразующих факторов, обусловленных различными геологическими факторами:

1. влиянием залежи УВ,

1. влиянием запечатывающего слоя,

1. влиянием ореола вторжения УВ,

1. влиянием разуплотнения горных пород в сводах структур,

1. влиянием геометрии опорных границ,

1. влиянием геометрии вещественного состава фундамента.

Набор этих факторов влияет на пространственное распределение плотностных свойств горных пород и, соответственно, на структуру поля силы тяжести.

Природа аномалиеобразующих факторов в обобщенной физико-геологической модели (ФГМ) сводится к следующему:

Залежь нефти и газа. Аномальные свойства залежи зависят от особенностей физических свойств нефти и газа и особенностей строения пород коллектора. Физические свойства пород коллектора меняются под влиянием вторичных процессов уплотнения, цементации, минералообразования в поровом пространстве и в трещинах. Нефть же, обладая консервирующими свойствами, затормаживает, а иногда и полностью прекращает процессы аутигенного минералообразования, которые могли бы происходить при наличии воды в порах. Из-за этого скелет породы в водоносной части станет более жестким, чем в области залежи, что приводит к различию физических свойств. В то же время консервирующие свойства нефти сохраняют коллекторские свойства пород без каких-то особых изменений. Значение эффективной плотности залежи показано в табл. 2.2.

Запечатывающий слой. Запечатывающий слой образуется в области контактов углеводородов с водой. В этой области происходят процессы растворения минералов, образование кальцита, кварца, пирита и других минералов. Под действием этих процессов уменьшается пористость и увеличивается плотность пород. Все это приводит к образованию слоя закрывающего или запечатывающего залежь. Мощность такого слоя от нескольких метров до сотен метров. Плотность слоя по сравнению с плотностью пород области залежи увеличивается на 0,20—0,40 г/см³, а иногда доходит и до 0,60г/см³

Ореол вторжения углеводородов. Под действием различных процессов при затрудненной миграции флюидов в пластах образуется зона аномально высокого пластового давления (АВПД) — на 10—20% выше нормального гидростатического давления. Под влиянием АВПД в нижней части глинистой толщи-покрышки появляется ореол вторжения

углеводородов.

В ореоле вторжения углеводородов увеличивается пористость, уменьшается плотность, повышается нефтегазонасыщенностъ. Такие же изменения физических свойств могут происходить и в локальных глинистых отложениях внутри залежи, увеличивается пористость и пород-коллекторов залежи углеводородов.

Разуплотнение пород в сводах структур. В пределах отдельных структур наблюдается увеличение песчанистости терригенных пород по направлению от крыльев структуры к ее своду, т. е. эти породы становятся грубее. В случае карбонатных отложений известняки больше всего залегают на сводах структур, а доломиты — на крыльях. Такие литолого-фациальные изменения пород могут привести к изменению плотностных свойств пород в горизонтальном направлении, в частности в большинстве случаев плотность пород уменьшается от крыльев структуры к ее своду. Это явление впервые было выявлено Б. А. Андреевым. Оно получило название послойной латеральной зональности.

Изменение плотности может достигать значительных величин, например, для структур Татарии оно равно 0,06—0,19 г/см³ (3.М. Слепак), для структур Азербайджана и Северного Кавказа — 0,15-0.25 г/см³ (И.О. Цимельзон) и др.

5. Субвертикальные трубчатые зоны неоднородностей пород. Эти зоны располагаются по периметру залежей углеводородов в крыльевых частях структур, испытывающих наибольшее статическое напряжение, с деформациями растяжения и сжатия. Они характеризуются аномально высокими и низкими напряжениями горных пород, которые приводят к увеличению и уменьшению пористости и плотности пород. Например, при растяжении породы дробятся, повышается их трещиноватость и пористость, что приводит к уменьшению их плотности.

Рис. 7.17. Схема распределения физических свойств пород в пределах нефтегазоносных структур платформенного типа (по В.М. Березкину):

I – залежь нефти и газа; II – запечатывающий слой; III – ореол вторжения; IV – зона разуплотнения пород в зоне структуры; V – субвертикальные зоны неоднородностей (разнонапряженных состояний); VI – опорные границы между породами с различными физическими свойствами; VII – фундамент; 1 – граница между зонами окисления и восстановления; 2 – состояние физических свойств пород (относительно пород законтурной части залежи;  - плотность;  - скорость;  - удельное электрическое сопротивление;  - коэффициент поглощения;  - магнитная восприимчивость пород.

Особенностью этих зон является то, что они протягиваются по всему разрезу и отличаются повышенной проницаемостью из-за наличия трещин. По ним происходит перенос вод с различными элементами, повышенный перенос углеводородов при наличии залежей. Под действием процессов, происходящих в них, могут нарушаться первоначальные магнитные свойства пород.

Эти зоны проявляются в гравитационных и магнитных полях изрезанностью кривых, небольшими положительными и отрицательными аномалиями.

6. Опорные границы. К ним относятся выдержанные в горизонтальном направлении границы осадочной толщи, разделяющие породы с разными физическими свойствами. Их может быть в разрезе много (до 10—15), но основных из них несколько. Перепад плотностей на них может доходить до 0,3—0,5 г/см³. Эти границы являются гравиактивными и аномалии от нефтегазовых залежей иногда наблюдаются на фоне аномалии от структуры.

7. Фундамент. Основными факторами, определяющими величи­ну и особенности измеряемых на дневной поверхности элементов гравитационных полей, являются влияния поверхностей фундамента и неоднородностей его внутреннего строения. Осложняют наблюдаемые поля различные зоны нарушений и разломов в фундаменте, прослеживаемые в осадочной толще. Унаследованность структур терригенных образований усиливает гравитационный эффект.

По данным Каруса Е.В., Березкина В.М. с соавторами (1986) в разрезе над месторождением формируются три различные по характеристике геохимические зоны: нижняя, непосредственно связанная с локализацией нефтегазоносного пласта-коллектора, средняя, охватывающая область над месторождением до подошвы верхнего регионального водоупора (граница зоны аэрации) и верхняя, имеющая распространение от свободной поверхности до границы зоны аэрации. Главные особенности данных зон состоят в различии окислительно-восстановительных потенциалов пород. В частности, две нижние геохимические зоны отличаются восстановительной обстановкой из-за насыщения пород легкой фракцией углеводородов, обладающих, как известно, мощными восстановительными свойствами. При этом восстановительные свойства среды убывают вверх по разрезу. Верхняя зона характеризуется преимущественно окислительной обстановкой вследствие проникновения в разрез хорошего окислителя - атмосферного кислорода. На границе зоны аэрации при этом возникает окислительно-восстановительный барьер. В условиях Западной Сибири стратиграфическое положение данного барьера сопоставляется с подошвой глинистых отложений ганькинской свиты. Очевидно, что этот вариант вертикальной геохимической зональности должен иметь и латеральный аналог, т.е. над месторождением должна иметь место пространственная геохимическая и связанная с ней петрофизическая зональность. В настоящее время установлено, что в области нефтегазовых залежей, в среднем, наблюдается следующая естественная дифференциация пород по физическим свойствам: понижение плотности пород для газовых залежей на 0,1-0,25 г/см³, для нефти - на 0,1 - 0,15 г/см³; повышение суммарного электрического сопротивления пород от нескольких десятков до (400 – 500)%; повышение поляризуемости пород до 15% при среднем фоне _к=2 – 3%; повышение скорости продольных волн в сейсморазведке до 20 – 30%; увеличение поглощения (ослабление) сейсмических волн до десяти и более раз.

Эти особенности залежей нефти и газа приводят к созданию в околозалежном пространстве аномалий различных физических полей. Выделение таких аномалий по физическим полям, наблюдаемым вдали от залежи (на дневной поверхности или в скважине), и составляет основу проблемы нефтепрогноза по геофизическим данным. Из-за слабой контрастности физических свойств, малых размеров залежи и большой глубины залегания (часто 1,5 - 3 км) аномальные эффекты на линии наблюдения проявляются слабо. Задача осложняется ещё и тем, что наряду с аномалиями от залежей часто наблюдаются другие, похожие аномалии, обусловленные литолого-фациальными замещениями пород, особенностями тектоники, изменением минерализации подземных вод и др. Эти аномалии - помехи затрудняют выделение искомого эффекта от залежей и делают результаты отдельных геофизических методов в большинстве случаев неоднозначными. Тем не менее применение специализированных методик обработки и интерпретации позволяет выделить аномалии, пространственно приуроченные к залежам углеводородов.

Естественные радиоактивные элементы U, Th, K и продукты их распада характеризуются различной реакцией на изменение физико-химических параметров среды, в частности, величин рН - Еh. В верхней геохимической зоне месторождения уран в окислительных условиях образует стабильный уранил-ионный комплекс (UO₂)²⁺, хорошо растворимый в воде и легко подвижный. При сопряжении окислительной и восстановительной обстановок возникает геохимический барьер, на котором происходит осаждение урана и его соединений. Наблюдается вынос урана из внутриконтурной области и накопление его во внешней части. При этом торий, как менее подвижный элемент, концентрируется непосредственно в зоне влияния углеводородной залежи (рис. 7.18).

Рис. 7.18. Радиогеохимическая модель нефтегазовой залежи.

Обобщение имеющихся петрофизических данных (В.П. Меркулов, 2002) позволяет сделать следующие выводы:

1. Магнитная восприимчивость и радиоактивные свойства пород нефтегазоносных месторождений юго-восточной части Западно-Сибирской плиты характеризуется относительно малыми значениями. Наиболее магнитными и радиоактивными являются глинистые отложения, а наименее - песчаники.

2. В пределах юрских нефтегазоносных отложений изменение петромагнитных и радиоактивных характеристик пород происходит зональным образом, с постепенным уменьшением в направлении свода структуры.

3. Влияние залежи углеводородов на петромагнитные и радиоактивные параметры пород, вмещающих залежь углеводородов, сводится к систематическому уменьшению средней магнитной восприимчивости и радиоактивности осадков в зоне миграционного следа, увеличению величины и дисперсии магнитных свойств в верхней части разреза с перераспределением радиоактивных (U, Th, K) элементов.

4. Видоизменение магнитных и радиоактивных параметров пород не зависит от условий локализации залежей углеводородов, литотипов горных пород и принадлежности их к стратиграфическим комплексам. В пространстве над залежью формируется своеобразный петрофизический "столб" слабоизмененных в петромагнитном и радиоактивном отношении пород с характерным перераспределением концентраций естественных радионуклидов, который должен находить отображение в магнитных и радиогеохимических полях при условии выполнения съемок достаточно высокой точности.