Разведка месторождений

В комплексе разведки месторождений представлены детальные наземные геофизические работы и геофизические исследования в скважинах. Объектами разведки являются открытые месторождения (залежи). Цель -подготовка залежи к разработке на основе подсчета запасов и их дифференциация по методам извлечения. В процессе разведки проводится широкое комплексирование наземных и скважинных методов и осуществляется комплексный анализ всей полученной информации. Работы отличаются высокой детальностью и точностью наблюдений.

Для подсчета запасов нефти и газа используют геометрию кровли и подошвы, мощность продуктивных пластов, контуры залежи, положение водо и газонефтяного контакта, газоводяного контакта, пористость и нефтегазонасыщеность пластов. Использование геофизики позволяет рационально разместить сеть глубоких разведочных скважин, сократить объемы бурения, выбрать эффективный режим бурения, повысить достоверность разведки и подсчета запасов.

Наземные работы. Основным методом комплекса является сейсморазведка методом отраженных волн (МОВ) в модификации общей глубинной точки (ОГТ) (сейчас система 3D). Плотность профилей повышается до 5-10 км. на 1 км³, кратность перекрытий достигает 24 и более. Шаг между сейсмоприемниками составляет 12.5 -25м, между пунктами возбуждения 25 - 50 м.

Сейсмические колебания регистрируются многоканальными цифровыми системами. Прием колебаний на современном этапе осуществляется с помощью вертикальных электродинамических сейсмоприемников, например СВ-20. они соединяются с сейсмостанцией сейсмической косой. Регистрация колебаний проводится многоканальной станцией, представляющей собой в общем случае блок аналоговых усилителей по числу каналов с коэффициентом усиления в сотни раз и аналого-цифровой преобразователь с разрядностью не менее 12 и компьютер.

Иногда применяют высокоточную гравиметрию и строят сейсмогравиметрическую модель разреза. В настоящее время для высокоточных съемок используются компьютерезированные гравиметры или высокочувствительные гравиметры на основе электромагнитных подвесов. Гравиметры нового поколения значительно облегчают и ускоряют исследования на этапе разведки нефтегазовых месторождений.

Масштабы съемки 1:25000, 1:10000. Гравиметрия используется для уточнения структуры и выявления антиклинальной залежи (АТЗ) от крупных структур на глубине более 2000м, второй метод МОГТ- для изучения морфологии структур и уточнения АТЗ на глубинах до 2000м. Сечение карт изаномал 0.2 и 0.1 мГл, точность съемки 0.06 - 0.07 мГл и 0.03 - 0.04 мГл. Данные сейсморазведки и гравиметрической съемки дают возможность установить корреляционные связи между параметрами сейсмогеологического разреза и гравитационного поля. Основными признаками гравиметрии являются величины и знак аномалии, их морфология, дисперсия, горизонтальные градиенты. В сейсморазведке используются, главным образом, геометрические параметры слагающих слоев разреза.

Комплексирование МОГТ и электроразведочных методов становления поля в ближней зоне и магнитотеллурического зондирования в модификации аудио-МТЗ позволяет сопоставить сейсмо- и геоэлектрические разрезы в сложнопостроенных условиях, где данные двух методов проверяют и дополняют друг друга. В настоящее время используются современные цифровые станции для электромагнитных зондирований. Последние пригодны для нескольких модификаций, т.е. многофункциональны, основаны на возбуждении переменных полей и сопровождаются программным обеспечением. Особого внимания заслуживают многоканальные комплексы, предназначенные для регистрации аудимагнитотеллурических полей, становления поля и измерений в методах сопротивлений.

В результате строят сейсмоэлектрический разрез с определением свойств пород (жесткость, пластичность, проводимость). Профили МОГТ совмещают с профилями ЗС-БЗ, АМТ. Расстояние между точками ЗС, АМТ - 100 - 200 м. Наземные исследования позволяют осуществить интерполяцию моделей между скважинами, используя данные акустического каротажа и вертикального сейсмического профилирования. Последние модификации определяют детальную линейную геоакустическую модель разреза.

Геофизические исследования скважин (ГИС). Задачи ГИС: литологическое расчленение разреза, выделение пород - коллекторов, определение

коллекторных свойств (пористости, глинистости, нефтегазонасыщености), обнаружение нефтяных и газовых пластов и установление их мощности, определение водонефтяных, газонефтяных и газоводных контактов, корреляция разрезов скважин, выделение и увязка опорных (геофизических) и стратиграфических границ, количественная оценка продуктивных пластов, оценка запасов нефти и газа.

Литологическое расчленение разреза скважин основано на различии физических свойств горных пород, которые изменяются у каждой литологической разновидности. Перекрытие диапазонов указывает на то, что породы не могут быть опознаны по одному геофизическому методу, т. е. нужна комплексная геофизическая характеристика. Наиболее эффективно расчленение по каротажу песчано-глинистого разреза. Комплекс включает измерения ПС (собственная поляризация), КС (кажущегося сопротивления), определение диаметра скважины и замеры микрозондами.

С усложнением разреза (уплотнением, уменьшением пористости и проницаемости, увеличением глинистости) комплекс дополняют гамма-каротажем, нейтронным гамма-каротажем (НГК), акустическим каротажем АК. В карбонатном разрезе ведущими методами ГИС являются ГК, НТК, ГТК, КС.

Выделение коллекторов (коллектор - это пористая, проницаемая порода, вмещающая нефть и газ). Основные критерии коллекторов - высокая пористость, наличие зоны проникновения и глинистой корки, изменение потенциала ПС против пласта. Каротаж КС осуществляется способом микрозондов с помощью потенциал - и градиент-зондов (он основан на тесной зависимости показаний от толщины глинистой корки).

Способом измерения КС другими зондами (разными) обеспечивается выделение зон пониженного и повышающего проникновения (боковой зонд-БЗ). Замеры кажущихся сопротивлений во времени устанавливают изменение р_к по времени; ПС (собственная поляризация) выделяет коллектора по принципу снижения ПС против пласта; увеличение ПС указывает на обогащение породы глинистым материалом.

В радиометрическом каротаже используется тесная зависимость показаний от общей пористости или глинистости. Пористые коллекторы хорошо выделяются комплексом методов нейтрон-нейтронного каротажа, нейтрон-гамма каротажа, гамма-гамма-каротажа, а их глинистость оценивается гамма-каротажем. Коллекторы, насыщенные водой и нефтью выделяются методами ННК и НГК по повышенному водосодержанию, а ГГК отмечает повышение интенсивности гамма-гамма-излучения, что указывает на пониженную пористость пород, заполнение их поровым простраством.

В акустическом каротаже (АК) выделение коллекторов основано на зависимости скорости упругих волн от пористости пород, а также затухания волн от характера порового пространства коллектора и его заполнения.

Ядерно-магнитный каротаж дает информацию о свободной жидкости, содержащей водород (вода, нефть). Диэлектрический каротаж определяет зоны проникновения, содержащую промывочную жидкость (здесь повышенное значение диэлектрической проницаемости е). Измерение диаметра скважины d_скв используют для выделения коллекторов по уменьшению этого параметра из-за наличия глинистой корки, а при ее отсутствии и в трещинах в трещинных коллекторах по небольшому увеличению диаметра скважин.

Для выделения сложных коллекторов (низкопористых, трещинных) методы ГИС комплексируют с геологическими характеристиками -отбором керна, шлама. В комплекс ГИС может входить индукционный каротаж и импульсный индукционный каротаж для выделения коллекторов по двум скважинам. В этот комплекс включают также отбор проб пластовых флюидов приборами на кабеле (коллекторам соответствует приток флюидов) и измерение пластового давления для определения коэффициента эффективной проницаемости пласта.

Геометризация засечки. Эта операция осуществляется с привлечением данных о рельефе опорных горизонтов, контролирующих размещение залежей (внешняя структура) и о внутренней структуре комплексов, вмещающих продуктивные отложения. Изучение геометрии структур базируется на эффективной сейсмоакустической модели, под которой понимают совокупность зависимостей физико-механических, акустических и структурно-формационных свойств отложений. Такую модель строят на основе данных МОГТ и ГИС (ГГК, АК, ВСП). Метод МОГТ используют для определения рельефа опорных горизонтов между скважинами, увязки их с коллекторами, а геофизические исследования в скважинах для уточнения границ и корреляции построений.

Оценка коллекторских свойств включает определение пористости, коэффициент нефте-газонасыщенности, характера насыщения.

Пористость оценивают по удельному сопротивлению пласта и зоны проникновения, а также по данным нейтронного каротажа (НК) и акустического каротажа (АК). Метод НК применяют в случае, когда поровое пространство заполнено водой и нефтью. По акустическому каротажу оценивают пористость оценивают по уравнению среднего времени. Кроме того, можно использовать зависимость скорости продольных вол (V_р ) от наличия пор и трещин.

Коэффициент нефтегазонасыщенности (К_н, К_г) определяют по увеличению удельного электрического сопротивления пласта, т.е. используется в качестве основного метод сопротивлений боковое электрическое зондирование (БЭЗ) и боковой каротаж (БК). Кроме того, используют импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК). Прогнозирование нефти основано на физических свойствах флюидов в коллекторах и связях их с геофизическими параметрами. Так, определенные соотношения акустической жесткости коллекторов и покрышек в области залежи на глубинах до 1-1,5 км вызывают заметные эффекты в сейсмической залежи.

Надежный признак нефтегазонасыщенности коллектора - это обнаружение переходной зоны и водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Эта зона и положение ВНК, ГВК в необсаженных скважинах определяются по данным больших зондов бокового каротажного зондирования БКЗ и индукционного каротажа в скважинах, пробуренных на нефильтрующейся промывочной жидкости, изготовленной на нефтяной основе. Положение водонефтяного контакта и газоводяного контакта устанавливается по данным диэлектрического и индукционного каротажа.

В обсаженных скважинах водонефтяной контакт выделяется по данным импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК), а для определения газонефтяного контакта (ГНК) используют временные замеры нейтронного каротажа или данные гидродинамического каротажа.

Оценка характера насыщения межзерновых коллекторов производится с помощью бокового каротажного зондирования (БКЗ) бокового каротажа БК, газового каротажа, отбора проб флюидов опробователем пластов на кабеле.

Примером разведки месторождения на структуре неантиклинального типа может служить залежь нефти и газоконденсата на Непском своде (Ярактинское месторождение). Оно расположено на моноклинали по южному склону свода с градиентами наклона ׀-3׀‌ км и приурочено к песчаникам мотской свиты. Общая мощность базальных терригенных отложений не превышает 35м.

Месторождение приурочено к литолого-стратиграфической ловушке. С запада и севера оно ограничено зоной выклинивания продуктивного горизонта, с востока-литологическим экраном, а с юга-контактом законтурных вод. На месторождении отработан оптимальный комплекс геофизических методов для выделения залежи.

Для обеспечения достоверности прогноза получена новая информация на базе сейсморазведки высокого разрешения: регистрация сигнала в более высоком частотном диапазоне, повышенные соотношения сигнал/помеха, увязка данными геофизических исследований скважин и результатами глубокого бурения. В процессе обработки применен новый граф для данных МОВ-ОГТ с динамическим анализом, построен скоростной разрез модели среды, выполнен анализ интегральных характеристик коэффициента и декремента частотного поглощения для МПВ и комплексная интерпретация геолого-геофизических данных.

При этом амплитудные характеристики на временных разрезах МОГТ используется с целью прогноза, а фазы - для повышения корреляции геологического разреза. Значения амплитуд в районе скважин с промышленными притоками нефти в 3 раза превышали амплитуды в нормальном поле, а в районе газовой залежи в 5 раз. Для локализации залежи углеводородов анализировались данные интервальных скоростей, которые характеризовали изменения литологического состава отложений между опорными отражающими границами.

Частотные характеристики поглощения также использованы для прогнозирования залежи. При этом установлены корреляционные связи параметров частотного поглощения с геометрическими разрезами Ярактинской залежи. Контрастность аномалии поглощения над газовой частью месторождения была выше, чем над нефтяной.

По данным ЗСБ определены закономерности изменения суммарной продольной проводимости (S), по которым установлены положения проницаемых горизонтов, т.е. коллекторов терригенных отложений залегающих над высокоомной карбонатной толщей. Несмотря на относительно малую мощность горизонтов, они выделены благодаря заполняющих их минерализованной водой. Резкость возрастания величины S указывало на положение в плане законтурных вод, а снижение ее указывало на исчезновение коллектора, т.е. выклинивание продуктивного горизонта.

На основе материалов геофизических исследований скважин составлены литолого-акустические модели, синтетические сейсмограммы по большому числу скважин и альбомы синтетических трасс. Интерпретация временных разрезов позволила выделить и проследить по площади на различных стратиграфических уровнях разрывные нарушения, раздувы соленосных горизонтов, вертикальные смещения трапповых сигналов, обеспечить литолого-стратиграфическую привязку горизонтов, выявить и проследить отражения, приуроченные к продуктивному горизонту.

Полученная информация и корреляционные зависимости составили единую базу данных для проведения комплексного анализа на других месторождениях нефти и газа в пределах Непского свода. В целом исследования на месторождениях: Дулисминское, Платоновское, Даниловское, Верхнегонское показывают высокие возможности современных геофизических методов.

Кроме того, в процессе разведки месторождений выявляются особенности и закономерности физических параметров пород в пределах локальных нефтегазовых структур. Такая задача обычно ставится перед структурной петрофизикой.

Например, на молодой Западно-Сибирской платформе латеральные изменения плотности и пористости пород обычно рассматривается в двух случаях: структура нефтеносная и структура «пустая». В качестве нефтеносной выбраноУсть - Балакинское нефтяное месторождение. Разрез на этом поднятии слагают в основном песчаники, алевролиты и аргелиты.

Плотность песчаников продуктивных пластов для водонасыщенных образцов изменяется по площади от 2.23 (на своде) до 2.32г/см³ на переклинали. Изменение плотности водонефтенасыщенных песчаников этих пластов между сводом и переклиналью составляет 0.12г/см³. Естественно, что нефтенасыщение обуславливает понижение плотности пород, находящихся внутри контура нефтеносности.

У алевролитов нефтеносных пластов изменение плотностных свойств по площади происходит примерно также: от свода к переклинали перепад плотности составляет 0.06г/см³, пористости-3.8%. Для соответствующих интервалов разреза по глубине составляются плотностные разрезы, и закономерность их дает основания относить площади к продуктивным и выявлять, таким образом, месторождения. Для «пустых» структур выявлены иные закономерности распределения плотности и пористости.

Определенные закономерности для этой платформы установлены и в отношении других петрофизических свойств: продольной интервальной скорости Vр, удельного электрического сопротивления, поляризуемости, поглощения упругих волн, магнитной восприимчивости.