Материал: залежи нефти и газа

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Введение

Комплексное использование геофизических методов повышает эффективность геофизических работ на всех стадиях геофизического процесса, при поисках всех видов полезных ископаемых – способствует вовлечению в геологическое изучение труднодоступных районов, увеличивает глубинность поисков в экономически освоенных районах, поднимает на более высокий уровень достоверность и качество разведки месторождений. К геофизическим методам относятся: сейсморазведка, электроразведка, гравиразведка, магниторазведка, радиометрия.

Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ отлична от таковой на твердые ископаемые, что связано со спецификой размещения залежей нефти и газа на более значительных глубинах. Поисковый этап включает две стадии: 1 – выявление и подготовку нефтегазоперспективных геологических объектов к поисковому бурению, 2 – поиски месторождений и залежей. Геофизические работы сосредоточены главным образом на первой из них и носят главенствующий характер и ограниченно представлены на второй стадии, играя вспомогательную роль.

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Глава 1

1. Поиски геологических объектов, перспективных на нефтегазоносность

Поисковый этап работ включает две стадии: 1-выявление и подготовка нефтегазоперспективных геологических объектов к поисковому бурению; 2- поиски месторождений и залежей. В процессе работ выявлению и геологическому изучению подвергаются структуры 3-го и 4-го порядков (антиклинали, рифогенные поднятия, соляные купола, грязевые вулканы и др.), а также литолого-стратиграфические, тектонические и другие ловушки.

В пределах структур нередко наблюдаются литолого-фациальные изменения пород. Часто отмечается уменьшение плотности пород от крыльев к своду, т.е. разуплотнение пород в сводах, уменьшение плотности может составлять от 0.05 до 0.25 г/см, такое разуплотнение приводит к уменьшению скорости сейсмических волн на 0.3-0.5км/с и увеличению их поглощения, магнитные свойства пород верхней части разреза зависят от окислительно-восстановительной активности среды, под влиянием углеводородов возможно появление вторичного магнетита, это может привести к увеличению магнитных свойств.

Определенные изменения физических свойств пород происходят в пределах ореола вторжения углеводородов, появление ореола сопровождается увеличением пористости глинистых пород-покрышек, уменьшением плотности, повышением битумо- и газонасыщенности, уменьшением скорости сейсмических волн, изменением электрического сопротивления, наибольшее разуплотнение глинистых пород характерно для сводовых частей.

Выделяют разного типа нефтеперспективные объекты: соляные купола, платформенные структуры, неантиклинальные ловушки.

Рассмотрим подробнее особенности комплексирования геофизических методов при поисках нефтеперспективных объектов – соляных куполов.

1.1 Соляные купола

Геологическая модель. Соляные купола развиты во впадинах, которые представляют собой крупные осадочные бассейны с мощными осадочными толщами и нефтегазообразованиями. В разрезе солянокупольных районов выделяют три основных структурных этажанадсолевой, соленосный и подсолевой.

В надсолевых отложениях нефтеперспективными считаются антиклинальные структуры различных размеров, структуры примыкания к крутым стенкам штоков, экранированные козырьками, карнизами, месторождения в них разной формы, но небольшие по размерам, в соленосной толще могут иметь место ловушки нефти и газа в виде воронок, образующихся под сводами соляных структур при вымывании соли подземными водами, подсолевых отложениях нефтегазоперспективными являются антиклинальные структуры, образовавшихся в пределах впадин и их бортов, наличие крупных скоплений нефти и газа в подсолевых отложениях связано со слабой проницаемостью соленосных отложений.

Петрофизическая модель. Наиболее четкая дифференциация пород по плотности, для надсолевой толщи характерно увеличение плотности пород с глубиной, причем наибольшее увеличение плотности наблюдается у песчаников, установлена тенденция повышения плотности от периферии впадины к центру, плотность отложений подсолевых толщ мало изменяется с глубиной и имеет значения от 2.35.до 2.7 г/см.

Магнитные свойства пород разреза солянокупольных районов изучены слабо, известно только, что у большинства осадочных пород магнитная восприимчивость находится в пределах 0-50*10 –5 ед. СИ и только у отдельных разновидностей, главным образом у песчаников, достигает 125*10-5 ед.СИ. Удельное электрическое сопротивление пород разреза варьирует в широком диапазоне, самыми высокоомными образованиями

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

являются соленосные отложения, сопротивление соли составляет 100-1000 Ом м. В подсолевых отложениях преобладают низкоомные породы (1-10 Ом*м).

Наиболее хорошо изучен скоростной разрез солянокупольных районов. Например, у отложений надсолевого этажа Прикаспия пластовая скорость изменяется от 1.5-2 км/с, у терригенных образований палеогена и неогена до 4-4.6 км/с, у соленосной толщи более высокие значения скоростей: 4.2- 4.7-каменная соль; 4-4.6-калиево-магниевая; 4.5-6- ангидриты. В толще подсолевых отложений наименьшие значения скорости у терригенных отложений нижней перми (3-4 км/с), а самые высокие у карбонатных образований нижней перми-карбона (5.8-6.9 км/с).

Геолого-геофизические разрезы и геофизические поля.

Гравитационное поле солянокупольных районов весьма сложное и обусловлено влиянием надсолевой толщи, соленосных отложений, подсолевой толщи, фундамента. По периферии Прикаспийской впадины проявлены четкие зоны больших градиентов, своего рода гравитационные ступени. На фоне отрицательного гравитационного поля впадины четко выделяются интенсивные локальные аномалии (отрицательного знака), обусловленные соляными куполами и штоками. Магнитное поле в пределах впадины немного пониженное с небольшими градиентами. Положительные и отрицательные локальные аномалии связаны с фундаментом. С севера на юг спокойное поле впадины обрамляется линейными положительными аномальными зонами.

2. Физико-геологическая модель залежи нефти и газа

Геологическая модель залежи нефти и газа определяется следующим: приуроченностью залежи к антиклинальным и неантиклинальным структурам, зонам выклинивания и тектонического экранирования, наличием в разрезе пород коллекторов, способных вмещать промышленные скопления нефти и газа, перекрытием залежи непроницаемыми породами-покрышками, изменчивостью литолого-фациального состава отложений в пределах структур, тектонической нарушенностью пород разреза и другими факторами. Под залежью нефти и газа принято понимать естественное скопление нефти и газа в ловушке, образованной породой коллектором под крышкой из непроницаемых пород.

Породы-коллекторы характеризуются литолого-петрографическим и гранулометрическим составом пород, структурно-текстурными особенности скелета, пористостью, проницаемостью и трещиноватостью, видом цементирующего вещества и механическими свойствами скелета, количеством пластовой воды в порах и ее минерализацией. В обобщенном виде породы-коллекторы можно подразделить на терригенные и карбонатные. Первые представлены песчаниками, алевритами, алевролитами, вторые известняками и доломитами. Для песчано-алевритовых коллекторов характерны высокая пористость (в среднем 20-30%), проницаемость, изменяющаяся в широком диапазоне (от единиц до 10000 мД и более), и высокие коэффициенты нефтегазонасыщенности (до 0.5-0.7 и более). Цемент преимущественно глинистый и карбонатный. Карбонатные коллекторы имеют меньшие значения пористости (10-15%) и проницаемости.

Для пород продуктивных горизонтов характерна литолого-фациальная изменчивость отложений в пределах отдельных структур. Терригенные породы становятся грубее, песчанистее по направлению от крыльев к своду структуры, в карбонатном разрезе в сводах представлены преимущественно известняки, а на крыльях доломиты.

В зависимости от положения и морфологии выделяются залежи: запечатанные (пласты, головные части которых обнажаются на поверхности с образованием асфальта), висячие (в которых не наблюдается продвижение нижнего контура нефтяного поля из-за недостаточного подпора вод), козырьковые или тектонически-экранированные (когда накопление нефти и газа обусловлено наличием дизъюнктивных тектонических нарушений), пластовые (приуроченные к какому-либо пласту, ограниченному сверху и

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

снизу непроницаемыми пластами), рукавообразные (приуроченные к песчаным отложениям древних речных долин).

В числе факторов, определяющих особенности обобщенной модели залежи, М. А. Киричек, В. М. Березкин и др. выделяют пять основных: 1) саму залежь; 2) слой,

Петрофизическая модель. Основа прямых поисков – отличие физических свойств пород в области залежей от свойств пород-коллекторов, в которых они находятся. Помимо этого учитываются изменения этих свойств под влиянием вторичных (эпигенетических) процессов - уплотнения, вторичной цементации, возникновения минеральных новообразований, а также влияние консервирующих свойств нефти.

Плотностная модель залежи нефти и газа обусловлена главным образом плотностью пород коллектора, нефти и газа, пластовой воды. Плотность пластовой воды в зависимости от степени ее минерализованности колеблется в пределах от 1 до 1.26. с увеличением давления плотность воды возрастает, а с ростом температуры уменьшается. Плотность нефти при атмосферном давлении и температуре 20 С варьирует в пределах 0.76-0.96,а в пластовых условиях составляет 0.5 и менее в зависимости от количества растворенного газа, температуры и давления. Плотность сухого газа 0.00128, в пластовых условиях достигает 0.4-0.5. плотность пород-коллекторов зависит от пористости, так, когда пористость песчано-алеврито-глинистых коллекторов составляет 0 и 40%, плотность соответственно будет равна 2.8 и 1.6.

Заполнение пор нефтью и газом приводит к уменьшению плотности залежи. Такое уменьшение плотности, или эффективная плотность залежи эф (разность плотностей залежи и водоносной части коллектора), может быть определено из выражения эф=( в-нг)/ п* нг, где в – плотность пластовой воды, нг – плотность нефти и газа в естественных условиях, п – коэффициент пористости, нг – коэффициент нефтегазонасыщения.

Вобласти залежи наблюдается понижение плотности по сравнению с законтурной частью коллектора до 0.1-0.25 для газа и до 0.1-0.15 для нефти. Эффективная плотность у нефтяных месторождений изменяется от 0.05 до 0.08, у газовых – от 0.07 до 0.2. с глубиной изменение плотности и пористости происходит медленно.

Вобласти залежи можно видеть и изменение электрических свойств – удельного электрического сопротивления и поляризуемости. Сопротивление залежи определяется сопротивлением пород-коллекторов, нефтегазонасыщенностью и структурой их порового пространства, сопротивлением пластовых вод и нефти. Сопротивление вод зависит от количества растворенных в ней солей, температуры, давления; варьирует в пределах 10-2- 10-3 Ом*м. С увеличением температуры сопротивление уменьшается. Диэлектрическая постоянная у воды 81. УЭС нефти достигает 10*15 Ом*м, диэлектрическая постоянная 2. Сопротивление нефтегазоносных пород может превосходить сопротивление водоносных на 30-500%. В целом сопротивление пород с глубиной увеличивается, а соленость воды уменьшается. На некоторых месторождениях отмечено увеличение сопротивления над залежью. Причиной этого может быть миграция углеводородов из залежи. На ряде месторождений установлена повышенная поляризуемость пород в области залежи и выше нее. Обусловлена она пиритом, образовавшимся в результате преобразования железистых соединений под влиянием углеводородов. Поляризуемость образований залежи (3-15%) может превосходить поляризуемость в законтурной части (1-3.5%) в несколько раз.

Магнитная восприимчивость (X,10*-5 ед СИ ) нефтегазонасыщенность пород зависит от таковой у пород-коллекторов и у флюидов-наполнителей. Нефть - диамагнетик, X=-1. В пластовых условиях нефтенасыщенные породы могут приобретать парамагнитные свойства. Породы-коллекторы слабомагнитные, значения X у них