Прямые поиски залежей нефти и газа

Физико-геологические основы. В настоящее время накоплен значительный опыт прямых поисков залежей нефти и газа. Однако эта проблема остается далеко не решенной из-за сложности физико-геологического строения месторождений нефти и газа. На рис. 76 приведена обобщенная схема распределения физических свойств для антиклинального нефтегазового месторождения. Рассмотрим факторы, отражающиеся в геофизических полях.

Рис.76. Схема распределения физических свойств пород в пределах нефтегазоносных структур платформенного типа. I - залежь нефти и газа; II - запечатывающий слой; III - ореол вторжения углеводородов; IV - зона разуплотнения пород в своде структуры; V - зоны субвертикальных неоднородностей пород и разнонапряженных состояний; VI - опорные границы между породами с различными физическими свойствами; VII – фундамент.

Залежи нефти и газа. Наличие нефти и газа приводит к уменьшению плотности в объеме залежи по отношению к водоносной части коллектора. Значения избыточной плотности дающей гравитационный эффект определяются следующими факторами: различием плотностей нефти, газа и законтурной воды, заполняющей поры, а также степенью эпигенетических преобразований коллектора. Значение такого эффекта за счет первого фактора для нефтяных месторождений находится в пределах 0,05 - 0,10 г/см³, а для газовых месторождений - 3,05 - 0,15 г/см^э. Значение гравитационного эффекта за счет второго фактора определяется различными причинами и может существенно превосходить первый с глубиной. При увеличении всестороннего давления плотность пород-коллекторов увеличивается, а пористость уменьшается. Однако, как показывает опыт бурения глубоких скважин, пористость в объеме залежи остается высокой. Залежи нефти и газа приводят к появлению в гравитационном поле относительных отрицательных аномалий силы тяжести, как правило, (0,1 - 0,5)×10^-5 м/с². Таким образом, при наличии такой модели целесообразна постановка высокоточных гравиразведочных работ.

Удельное электрическое сопротивление залежей нефти и газа определяется следующими факторами: нефтегазонасышенностью и структурой порового пространства, минерализацией пластовых вод, составом цементирующего вещества, термодинамическими условиями залегания, особенностями строения залежей и т.д. Имеющиеся к настоящему времени данные свидетельствуют, что ρ нефтегазоносных пластов может превосходить ρ водоносных в 100 раз и более. Наиболее вероятнее значение равно 10. Удельное электрическое сопротивление газовых залежей выше нефтяных. Наличие повышенного сопротивления у нефтегазовых залежей обусловливает положительные аномалии кажущегося сопротивления ρ_к в первые десятки процентов по отношению к законтурной области. Месторождения нефти и газа характеризуются повышенной электрической поляризуемостью пород, как в области залежи, так и выше. Это связано с наличием пирита, образовавшегося благодаря сложным взаимодействиям залежей нефти и газа с вмещающими породами. Коэффициент поляризуемости пород в контуре залежи может увеличиваться по сравнению с законтурной частью до 5-7 раз. Для непродуктивных структур увеличение поляризуемости в области свода не наблюдалось. Отмечено, что для нефтяных месторождений коэффициенты поляризуемости выше, чем для газовых. При определении геометрических параметров месторождения (предположительных) и проведении расчетов на вероятный эффект от залежи на поверхности проводятся электроразведочные работы в той модификации которые могут обеспечить прямое выявление данного эффекта от залежи находящейся на данной глубине (ЗСБЗ, ЧЗ, ВЭЗ).

Скорость продольных сейсмических волн Vp, поперечных волн и их поглощение ά в осадочных породах определяются упругими свойствами скелета. Непосредственно наибольшее влияние на данные величины оказывают пористость, сжимаемость пор и порозаполнителя, структурно-текстурные особенности пород, минералогический состав и тип цемента, минерализация вод, термодинамические условия залегания и другие факторы. Нефть и газ оказывают определенное влияние на скорость распространения и поглощение волн при прохождении их через залежь, хотя величина этого влияния твердо не установлена. Выполненные на ряде месторождений измерения V_p и ά в условиях естественного залегания показали, что скорость в нефтегазовых отложениях уменьшается по сравнению со скоростью в водоносной части в среднем на 0,5 км/с или на 15-25 %. Коэффициент ά увеличивается в 10 раз и более Упругие и поглощающие свойства залежей нефти и газа могут привести к появлению аномалий сейсмического волнового поля. Прежде всего, возможно наличие отражений от водонефтяных и газожидкостных контактов залежей, поскольку коэффициент отражения от них может достигать 20 - 25 %. Непосредственно поверхность залежи может приводить к появлению аномалий типа "яркого" и "темного" пятен. Акустические границы внутри залежи также приводят к появлению непротяженных аномалий. При происхождении волн через залежь возможно уменьшение их амплитуд в 2 раза и более. Далее залежь приводит к уменьшению на несколько процентов эффективных скоростей, преобладающей частоты, к изменению характера сейсмозаписей, и т.д. Постановка высокоточных сейсмических работ многоволновой сейсморазведки и специализированная обработка в комплексе с данными исследования скважин является важным элементом прямого прогноза месторождения. Реальная глубинность прямого прогноза сейсмическими методами на сегодняшний день составляет 1.- 1.5 км.

Магнитная восприимчивость нефтегазовых залежей определяется магнитной восприимчивостью коллекторов, углеводородов и остаточной воды. Большинство минералов, слагающих коллекторы, слабомагнитны с абсолютной величиной магнитной восприимчивости не более 3×100⁵ ед.СИ. Нефть является диамагнетиком. Величина магнитной восприимчивости нефти отрицательна и примерно равна -2×10⁵ ед.СИ. Магнитные аномалии от залежей, связываемые с различием углеводородов и законтурных вод, а также пород коллектора в области залежи и вне ее, как показывают расчеты, составляют первые единицы нанатеслов.

Запечатывающий слой. В области контактов залежей нефти и газа наблюдаются процессы растворения минералов, образования кальцита, кварца, пирита и других минералов, которые ведут к существенному уменьшению пористости и соответственно повышению плотности пород. Образуется так называемый запечатывающий слой (см. рис.76), мощностью от нескольких до сотен метров. Плотность слоя увеличивается на 0,2 - 0,4 г/см³, иногда до 0,60 г/см³ по сравнению с областью залежи. Это может привести к появлению в гравитационном поле положительных аномалий до (0,3-0,5)×10^-5 м/с², увеличению скорости сейсмических волн и электрического сопротивления. Таким образом, при комплексной постановке исследований может быть выделен прямой эффект от запечатывающего слоя.

Ореол вторжения углеводородов. Появление ореола вторжения (см. рис.76) или возникновение аномально высокого пластового давления (АВПД), т.е. давления, превышающего нормальное (гидростатическое) давление, обусловлено различными причинами. Физические свойства глинистых пород в ореоле вторжения (нижняя часть глинистой покрышки, подвергающаяся интенсивному воздействию пластовых вод, нефти и газов при сверхвысоких пластовых давлениях и температурах) изменяются следующим образом: увеличивается пористость, уменьшается плотность, повышается битумо- и газонасыщенность. Скорость сейсмических волн уменьшается. Электрическое сопротивление может, как уменьшаться, так и увеличиваться.

Зона разуплотнения пород в сводах структур. В значительном числе случаев терригенные породы становятся песчанистее по направлению от крыльев структуры к ее своду. При наличии карбонатных отложений на сводах структур преимущественно развиты известняки, а на крыльях - доломиты. Это, прежде всего, приводит к уменьшению плотности парод от крыльев к своду до 0,1 - 0,2 г/см³. Наличие разуплотнения приводит к появлению в гравитационном поле относительных отрицательных аномалий, в ряде случаев довольно близких к аномалиям от залежей. Разуплотнение пород приводит к уменьшению скоростей сейсмических волн до 0,5 км/с и увеличению поглощения. Электрическое сопротивление зон разуплотнений изучено недостаточно полно. Магнитная восприимчивость в этих зонах обычно уменьшается и может составлять (40-60)×10-⁵ ед.СИ, а в отдельных случаях и больше. В зоне окисления она обычно увеличивается от 20×10^-5 до 200×10^-5 ед.СИ по сравнению с породами вне области над залежью. Подобное распределение параметра с учетом других факторов может приводить к различным магнитным аномалиям над продуктивными структурами как положительным, отрицательным и знакопеременным.

Зоны субвертикальных неоднородностей пород или разнонапряженных состояний. В крыльевых частях структур установлено наличие таких зон. В геофизических полях этот фактор иногда выделяется резкими скачками физических свойств по вертикали.

Таким образом, для целей прямого прогноза нефтегазоносности есть предпосылки использования не только сейсмических методов разведки, но и высокоточных несейсмических геофизических исследований. Наблюдения всеми геофизическими и другими методами должны проводиться по одним и тем же профилям.

Дата добавления: 2014-01-04