Прямые поиски залежей нефти и газа

Непосредственное обнаружение залежей развивается в последние десятилетия в связи с трудностью выявления залежей в пологих структурах и ловушках неантиклинального типа традиционными комплексами. Поиски таких элементов разреза сильно затруднены или весьма неоднозначны. Эти условия негативно влияют на выбор первоочередных структур для глубокого поискового бурения. Примером таких разрезов являются рассматриваемые выше структуры Непского свода в южной части Сибирской платформы.

Задачи прямых поисков: - поиски залежей в пологих структурах и ловушках НАТ, прогнозирование и оценка нефтегазоносности, определение контуров залежей, вскрытых одной скважиной, поиски месторождений в шельфовых зонах морей и океанов.

Физико-геологическая модель залежи. Геологическая модель определяется: приуроченностью залежи к антиклинальным и неантиклинальным структурам, зонам выклинивания и тектонического экранирования в разрезе, наличиемпород - коллекторов, способных вмещать промышленные скопления нефти и газа перекрытием залежей непроницаемыми породами -покрышками, изменчивостью литолого-фациального состава отложений в пределах структур, тектоническими нарушениями.

Под залежью принято понимать естественное скопление нефти и газа в ловушке, образованной породой - коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Породы - коллектора характеризуется литолого-петрографическим составом пород, структурно-текстурными особенностями скелета, пористостью, проницаемостью и трещиноватостькх цементирующим веществом и количеством пластовой воды в порах и ее минерализацией.

Все породы – коллекторы в общем виде разделяются на терригенные (песчано-алевролитовые) и карбонатные (трещинные). Первые представлены песчаниками, алевритами и алевролитами, вторые – известняками и доломитами. Для песчано-алевролитовых коллекторов характерна высокая пористость (20 - 30%), проницаемость (от единиц до 10 тыс. мДарси), высокие коэффициенты нефтегазонасыщенности (до 0,5 - 0,7). Карбонатные коллектора имеют меньшие значения пористости (10 - 15%) и проницаемости.

Цемент обычно глинистый и карбонатный. Для пород продуктивных горизонтов характерна литолого-фациальная изменчивость отложений в пределах отдельных структур. В пределах структур терригенные породы грубее и песчанистее по направлению от крыльев к своду, в карбонатном разрезе - в своде известняки, на крыльях - доломиты.

В зависимости от положения и морфологии выделяются залежи: 1) запечатанные (пласты головные части которых обнажается на поверхности с образованием асфальта), 2) висячие (в которых продвижение нефти наверх не наблюдается из-за недостаточности подпора воды), 3) водоплавающие (пластовые сводовые в которых мощность залежи меньше мощности пласта коллектора на своде и поверхность водонефтяного еонтакта проходит выше подошвы пласта –коллектора), 4) козырьковые или тектонически-экранированые (когда накопление углеводородов обусловлено тектоническими нарушениями), 5) пластовые (приуроченые к какому-либо пласту, ограниченному сверху и снизу непроницаемыми породами), 6) рукавообразные (приуроченные к песчанистым отложениям древних речных долин.

Выделяют пять факторов обобщенной модели: 1) сама залежь; 2) слой, запечатывающий залежь на контактах; 3) неоднородность в области ореола углеводородов; 4) субвертикальные кольцеобразные неоднородности или зоны с разнонапряженным состоянием пород в приконтурных частях; 5) неоднородности - саттелиты в верхней части разреза в интервале смены зон окислительного и восстановительного режимов.

Петрофизическая модель. Основа прямых поисков - отличие физических свойств пород в области залежей от свойств пород - коллекторов, в которых они находятся, а также в области эпигенетических процессов - уплотнения, вторичной цементации, минеральных новообразований и влияния консервирующих свойств нефти. Эти отличия отмечаются геофизическими аномалиями по плотности, удельному электрическому сопротивлению, магнитной восприимчивости, скорости упругих волн.

Плотностная модель (σ, г/см³) обусловлена плотностью породы - коллектора, нефти и газа, пластовой воды. Пластовая плотность воды в зависимости от минерализации (1-300 ^г/_л) колеблется от 1 до 1.26 ^г/_см³. Плотность нефти при атмосферном давлении и температуре t = 20° изменяется в диапазоне 0.76 - 0.96 г/см³, а в пластовых условиях 0.5 г/см³ и менее, в зависимости от температуры и давления плотность газа в пластовых условиях достигает 0.4 - 0.5 г/см³.

Плотность пород - коллекторов зависит от пористости и для песчано-алевролитовых составляет 2.8 (песчаник) -1.6 (глины). Заполнение пор нефтью и газом приводит к уменьшению плотности залежи. Такое уменьшение плотности обозначают эффективной плотностью залежи, которая определяется эмпирическими формулами.

В области залежи наблюдается понижение плотности по сравнению с законтурной частью на 0.1 - 0.25 г/см³ для газа и 0.1 - 0.15 г/см³ для нефти. С глубиной изменение плотности и пористости происходит медленно. В пределах ореола вторжения углеводородов увеличивается пористость и уменьшается плотность глин в своде, увеличивается битумо- и газонасыщеность.

Удельное электрическое сопротивление (УЭС) залежи определяется УЭС коллектора, нефти, газа и пластовых вод. Сопротивление вод зависит от количества растворенных в них солей, температуры, давления изменяется в диапазоне 10^-2 - 10³ Ом*м. С увеличением температуры сопротивление понижается. Диэлектрическая постоянная (ε₀) воды равна 81. удельное сопротивление нефти достигает 10¹⁵ Ом*м, диэлектрическая постоянная равна 2. Сопротивление нефтегазоносных пород превосходит УЭС водоносных горизонтов на 30 - 500%. В целом удельное сопротивление пород с глубиной увеличивается, а соленость воды уменьшается. Многое зависит от фациального состава и минерализации пластовых вод по латерали и глубине.

На некоторых месторождениях над залежью часто наблюдается повышение удельного сопротивления (ρ) и поляризуемости (η). Увеличение сопротивления связано с миграцией углеводородов в верхние горизонты.

Повышение поляризуемости объясняется наличием пирита в пределах ореола вторжения углеводородов в результате преобразования железистых соединений под влиянием флюидов нефти. Поляризуемость залежи и в ореоле может превосходить вмещающие породы в несколько раз.

Магнитная восприимчивость (æ, 10^-5 ед.СИ). Магнитная восприимчивость зависит от насыщения пород флюидами нефти, поскольку для нефти æ= -1, т.е. она является диамагнетиком. В пластовых условиях коллектора могут приобретать парамагнитные свойства. Нефтенасыщенные породы слабомагнитные и для них значения магнитной восприимчивости изменяются в диапазоне от 0.5 до 50*10^-5 ед.СИ в зависимости от присутствия магнитных минералов (магнетита и др.).

Наиболее высокие значения æ у песчаников и конгломератов. В платформенных условиях они обычно не превышают 300*10^-5 ед.СИ. в верхней части разреза в ореоле вторжения возможны резкие перепады магнитной восприимчивости, в зависимости от окисных и закисных форм железа.

Упругие свойства (скорость V_р и поглощение α) зависят в первую очередь от пористости, сжимаемости пор и порозаполнителей, структурно-текстурных особенностей минерального состава и типа цемента, минерализации вод, структуры и текстуры пород и температуры. В залежи V_р уменьшается на 200 - 500 ^м/_с (т.е. 15 - 25%), коэффициент поглощенияувеличивается в 10 и более раз. Значение V_р в залежи 2.1 - 2.8 ^км/_с, за контуром 2.5 - 3.3 ^км/_с. С повышением температуры V_р уменьшается особенно в нефтенасыщенных породах, а увеличение давления ведет к повышению скорости V_р. В ореоле вторжения углеводородов скорость V_р уменьшается до 0.5 ^км/_с.

Надо отметить, что сейсмические методы дают возможность измерять большое количество параметров, которые разделяются на кинематические (времена, скорости) и динамические (амплитуда, частота). Но в настоящее время, как указано, чаще используются только два параметра Vр и а.

Модель геофизических полей. В гравитационном поле над залежью имеем остаточные отрицательные аномалии интенсивностью 0.2-0.5 мГал, на фоне положительных аномалий силы тяжести, вызванных самой перспективной структурой. Это приводит к некоторой ущербности структурных аномалий. Расчеты показывают, что для получения эффекта от залежи (0.15 - 0.3м/Гал) на глубинах 1500 м. залежь должна иметь суммарную мощность 100 -150 м. с нефтью и более 30 м. - при заполнении ее газом.

Магнитное поле над залежами обычно сложное. Иногда над залежами отмечают понижение интенсивности магнитного поля на 5 - 10 нТл, однако заметить их можно в случае отсутствия неоднородностей в верхней части разреза. Появление аномалий положительного знака связано с магнитными минералами в области вторжения углеводородов.

Удельное электрическое сопротивление пластов в залежи на порядок больше, поэтому над залежью наблюдаем положительные аномалии кажущихся сопротивлений, которые на десятки процентов превышают уровень сопротивления законтурной области. На непродуктивных структурах удельное сопротивление мало изменяется от крыльев к своду. Аномальные эффекты от залежей наиболее четко проявляются на кривых зондирований (ВЭЗ,ДЭЗ,ЗСП). Аномалии поляризуемости ц над залежами составляют 4 - 7% при фоновых 1-2°. Причем наиболее интенсивные из них отвечают нефтяным залежам.

Над залежью ухудшается качество сейсмозаписи, наблюдаем дисперсию скоростей V_р, уменьшаются амплитуды волн. Уменьшается скорости V_р и в области вторжения углеводородов, в зонах разуплотнения пород в сводах структур. Но для распознавания залежей в волновом поле могут быть использованы и другие признаки, такие как увеличение скорости в запечатывающем слое, уменьшение скорости в сводах структур, где происходит разуплотнение пород, а также изменение скоростей и положения волн в зоне вертикальных неоднородностей.

На некоторых месторождениях фиксировались отрицательные аномалии β—активности хорошо согласующиеся с контурами залежей. Интенсивности их в 3 - 5 раз превышают фоновые. Но небольшая глубина исследования этим методом является отрицательным фактором. Можно предположить аномальную геохимическую ситуацию над залежами, которая связана с геохимичкскими преобразованиями пород и их сорбционными свойствами. Но существенной помехой для выделения таких аномалий является глинистость поверхностных образований.

Комплексы геофизических методов. Вначале проводятся аэромагнитная и аэрогамма-спектрометрическая съемки масштаба 1:25000, высота полета 25 - 50 м. Точность магнитной съемки 1-2 нТл. Это позволит, возможно, определить положение некоторых типов структур, иногда заметить эффекты от залежи. Аэро-гамма съемка может выделить аномалии в радиогеохимических полях. Применяют в экспериментальных целях и аэроэлектроразведку методами дипольного индуктивного профилирования, переходных процессов, естественного электромагнитного поля для выявления аномалий кажущегося сопротивления, связанных с геохимическими (эпигенетическими) преобразованиями в породах над залежами.

Наземная гравиметрия выполняется с высокой точностью, точность не ниже 0,03 - 0,04 мГал. Масштаб не мельче 1:10000, сечение карт 0,1 мГал. Надо пересечь залежь не менее чем 8-10 профилями. На небольших залежах(1-2км²) лучше использовать площадные съемки, а при значительных размерах залежи (более 10 км²) можно применять систему профилей.

Методы электрического зондирования ВЭЗ, ВЭЗ-ВП применяются для изучения глубины 500 - 1000 м, дипольное электрическое зондирование –ДЭЗ, зондирования становлением поля –ЗС, частотные зондирования –ЧЗ (глубины исследования до 2000 -3000) и магнитотеллурические зондирования –МТЗ (свыше 3 км). Густота сети выбирается из расчета пересечения залежи 5-10 точками на 3 - 5 профилях. На малых глубинах сеть проектируется гуще гуще и лучше применять электрическую томографию.

При изучении разреза до 500 м. применяют метод естественного поля ЕП М 1:25000 для обнаружения аномалий от ореолов пиритизации над залежами. Метод магнитотеллурического зондирования лучше применять для исследования разреза на глубинах до 1000 м в модификации ауди-МТЗ. Эти исследования на больших глубинах помогают установить зоны разнонапряженного состояния пород, тектонических нарушений. А общая цель электроразведочных исследований установить геоэлектрический разрез месторождения, и использовать данные при построении геолого-геофизической модели месторождения.

На завершающем этапе применяют методы сейсморазведки отраженными волнами в модификации общей глубинной точки МОВ-ОГТ, а иногда используют метод преломленных волг (МПВ) и метод обменных волн. Залежь должна пересекаться минимум тремя профилями, а длина профилей должна перекрывать размеры залежи не менее чем 5-10 раз. В сложных геолого-геофизических условиях используется система 3D. Эффективность работ повышается при совместном использовании продольных и поперечных волн в разных модификациях, а в некоторых случаях благодаря привлечению высокочастотной сейсморазведки.

При выделении радиогеохимических аномалий над залежью в комплексе используют наземную гамма-съемку, гамма-спектрометрическую и β-съемки. Наблюдения выполняются на поверхности или по канавам для снижения влияния поверхностных неоднородностей. Масштаб съемки 1:50000, сеть наблюдений в среднем составляет 500 * 50 м.

Съемки сопровождаются гранулометрическим анализом поверхностных образований. На отдельных месторождениях геохимическими съемками отмечены аномальные распределения в пределах газонефтяных залежей легколетучих элементов, таких, как йод, ртуть и бром. Необходимо применять газогеохимию для выделения аномалий метана и других газов от залежей.

В Восточной Сибири прямые поиски нефти и газа получили наибольшее развитие. Здесь применяется преимущественно сейсмо- и электроразведочные методы. На Сибирской платформе наиболее перспективным является венд―кембрийский осадочный комплекс, представленный непостоянными по мощности карбонатной, терригенно-карбонатной и галогенно-карбонатной толщами.

Терригенные отложения приурочены к нижней подсолевой и верхней надсолевой частям разреза. Наблюдается резко выраженное несоответствие структкрных планов верхних и глубоких горизонтов разреза. В ряде районов широко развиты пластовые и секущие интрузии трапов. (Трапп - развитый на платформе комплекс магматических горных пород основного состава, который распространен в виде огромных покровов).

Изучение выявленных месторождений показало, что положение залежи нефти или газа контролируется не только структурными формами, но и литологическим составом пород, коллекторские свойства которых очень изменчивы. Амплитуда структур и соответственно углы наклона по нижним горизонтам малы и картирование их современными средствами сейсморазведки очень затруднительно.

В пределах Непского свода, рассмотренного в предыдущей лекции, часть выявленных залежей приурочена к неантиклинальным ловушкам. Литологический состав разреза может быть охарактеризован изменениями значений скорости и плотности. Эта изменчивость «волнового сопротивления» обуславливает величину и амплитуду сейсмической волны на контактах резких плотностных границ. Если проследить эти изменения вдоль определенных продуктивных горизонтов и использовать связи зависимости между плотностью, скоростью, пористостью и влиянием насыщающего флюида (нефть, газ и вода), то можно прогнозировать наличие залежи углеводородов.

Присутствие углеводородов в ловушке проявляется и в изменении динамических параметров, охватывающих вышележащие экранирующие горизонты разреза. Эти параметры отражают частотный спектр, основным из которых является коэффициент поглощения (β).

Сущность исследования явления поглощения заключается в сравнении частотного состава волн, прошедших различные участки разреза. Поинтервальное исследование поглощения волн на месторождениях показало, что поглощение высоких частот и затухание амплитуд сейсмической записи происходит преимущественно в газоносыщенных породах подсолевого комплекса.

Но закономерности изучения параметров зависят от реальной геологической обстановки: типа ловушки, размера и мощности продуктивных горизонтов, наличия нарушений, характера покрышек и дифференцированности разреза по физическим свойствам. Поэтому для выделения залежи применяют закономерности изменения электрических параметров, и в частности, удельное сопротивление.

Пластовые воды, подпирающие залежь, высоко минерализованы, что обуславливает их высокую электропроводность. Благодаря этому в пластах- коллекторах наблюдается различие в значениях электропроводимости в пределах и за пределами залежи в 5-20 раз. При этом, если мощность водонасыщенного горизонта (5-10м) составляет 0.2-0.5% мощности разреза, то доля его электропроводности от суммарной продольной проводимости разреза составляет 5-20%. Такие значения находятся в пределах разрешающей способности метода становления поля в ближней зоне (ЗС-БЗ) по их достоверной оценке.

Кроме метода ЗС-БЗ, используется дифференциально- нормированный метод электроразведки, основанный на измерении многокомпонентных дифференциальных пространственных и временных параметров электромагнитного поля, вместо интегрального кажущегося сопротивления, полученного с помощью традиционных методов электромагнитного зондирования. По этим параметрам можно изучать изменение электропроводности и поляризуемости слагающих пород разреза по латерали. Причем этот метод позволяет исключать искажающее влияние на результаты измерений приповерхностных и боковых неоднородностей и выявлять только глубинные аномалии, возникающие, например, на контуре залежи.

Таким образом, в этом регионе определился комплекс сейсморазведочных и электроразведочных параметров, в основе которых лежит общее представление о залежи как о едином гидродинамическом объекте: частотные аномалии приурочиваются непосредственно к залежи, аномалии высокой электропроводности - к оконтуривающим залежь пластовым водам. Применение методов, в конечном счете, сокращает число непродуктивных скважин на этапе поисков месторождений нефти и газа.

Главное - выделить модель нефтегазовой залежи. В Приморье можно проводить переинтерпритацию материалов электроразведки, чтобы выделить ореолы вторжения углеводородов в верхнюю часть разреза над возможными залежами углеводородов.