Материал: залежи нефти и газа

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

лия &g от нефтеносных горизонтов; 6—расчетная аномалия от нефтегазовых горизонтов

Отражение залежей в магнитном поле довольно сложное. На месторождениях Удмуртии показано, что аномальные эффекты от структур (Ижевской, Гремихинской и др.) положительного знака и имеют интенсивность до 10-15 нТл. Параметры таких структур: длинна 4-5 км, ширина 2-3 км, амплитуда 30-50 м. Это подтверждается и расчетами, проведенными на моделях структур. На всех обследованных структурах района с известными контурами нефтеносности зафиксированы локальные понижения интенсивности магнитного поля над залежами: 5-10 нТл на Ижевской, 4-7 нТл на Юськинской, 3-10 нТл на Гремихинской. Однако такие аномалии могут быть замечены в условиях ограниченного влияния поверхностных геологических неоднородностей при тщательном анализе морфологии поля. В условиях Белоруссии замечено проявление подобного рода минимумов на фоне положительных аномалий, обусловленных нефтеперспективными валообразными поднятиями. Появление магнитных аномалий над залежами может быть связано с изменением петрофизической обстановки в области вторжения углеводородов.

Удельное сопротивление нефтегазоносных пластов превосходит сопротивление водоносных в 10 раз и более, причем сопротивление газовых залежей выше нефтяных. Это обуславливает положительные аномалии кажущегося сопротивления, которые на десятки процентов превышают уровень сопротивления законтуреной области. На непродуктивных площадях удельное сопротивление зачастую мало изменяется от крыльев к своду. Аномальные электрические эффекты от залежей наиболее отчетливо проявлены на кривой зондирования ВЭЗ. Аномалии поляризуемости над залежами нефти и газа, выделяемые с помощью ВЭЗ-ВП, составляют 4-7% при фоновых значениях1-2%, притом более интенсивные из них отвечают нефтяным залежам.

Упругие и поглощающие свойства залежей нефти и газа могут привести к появлению аномалий сейсмического волнового поля. Для него характерны наличие отражений от водонефтяных (ВНК) и газожидкостных (ГНК, ГВК) контактов залежей (коэффициент отражения от контактов достигает 20-25% и более), уменьшение амплитуд волн при прохождении через залежь (в 2-5 раз и более), уменьшение (на несколько процентов) эффективных скоростей, преобладающей частоты, ухудшение качества сейсмозаписи и некоторые другие особенности. Поглощение энергии упругих волн в области залежей взрастает в 10 раз и более. Для опознания залежей в волновом поле могут быть использованы также и другие признаки, такие, как увеличение скорости упругих волн в запечатывающем слое, уменьшение скорости в области ореола вторжения углеводородов и в зонах разуплотнения пород в сводах структур.

В меньшей степени изучены особенности и природа радиогеохимических аномалий над нефтегазовыми залежами, хотя определеныне закономерности в проявлении подобных эффектов отмечали многие исследователи. Так, работами 60-х годов, на ряде месторождений Мангышлака были зафиксированы отрицательные аномалии бетаактивности, хорошо согласующиеся с контурами залежей (рис.2).

Интенсивность таких аномалий в 3-5 раз превышает фоновые значения радиоактивности. Ввиду незначительной дальности бетаизлучения и, следовательно, небольшой глубиности бетасъемки, можно предполагать аномальную геохимическую ситуацию над залежами,

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

Рис. 2. Результаты -съемки на нефтяном месторождении (Мангышлак): /—графики -активности; 2—изогипса (м), оконтуривающая структуру, по данным

МОВ; 3— контуры залип во данным -съемки

Работы следует начинать с проведения высокоточных аэрогеофизических съемок с наземной детализацией. Обязательными их видами могут быть аэромагнитная и аэрогамма-спектрометрическая съемки. Масштаб их 1:25000, высота полетов— минимально возможная по условиям безопасности полетов (25 — 50 м). Магнитная съемка (точность 1 — 2 нТл) может определить положение некоторых типов структур, а в благоприятных условиях в их пределах заметить эффекты от залежей. Гаммаспектрометрия может зафиксировать аномальные ситуации в радиогеохимических полях. В экспериментальном плане в пределах известных месторождений нефти и газа следует опробовать аэроэлектроразведочные методы (дипольного индуктивного профилирования, переходных процессов, радиоволнового и др.), рассчитывая на выявление аномалий кажущегося сопротивления, связанных с геохимическими преобразованиями в породах над залежами.

Из наземных видов работ, в первую очередь, следует обратиться к гравиметрической съемке повышенной точности. Это могут быть как площадные, так и профильные работы, при которых точность определения аномалий силы тяжести должна быть не ниже 0,03— 0,04 мГал. На небольших залежах (1—2км) лучше использовать площадные съемки, но масштаба не мельче 1:10000 (сечение карт изоаномал 0,1 мГал); при значительных размерах залежей (5—10км) можно использовать систему профилей с учетом пересечения залежи не менее чем 8—10 профилями.

Из методов электроразведки в комплексе могут найти применение ВЭЗ и ВЭЗ-ВП (при глубине изучения до 500—1000м), ДЭЗ, ЗСП и ЧЭЗ (до 2000—3000м) и МТЗ, МТП и ТТ (свыше 3000м). Густота сети наблюдений выбирается из расчета подсечения аномалий от залежей 5—10 точками на 3—5 профилях. Более густая сеть применяется при малых глубинах, с увеличением глубины исследований сеть разрежается. При малых глубинах изучения (до 500 м) целесообразно опробовать съемку естественного электрического поля (масштаба 1:25000—1:50000) для обнаружения аномалий, вызванных ореолами пиритизации над залежами, а при глубинах до 1000 м— съемку естественных электромагнитных полей для установления зон разнонапряженного состояния пород, тектонических экранов и др.

Сейсмические методы привлекают в комплекс на завершающем этапе поисков АТЗ, когда возможности других методов уже исчерпаны и требуется проверить их результаты и рекомендации, а в случае неопределенности решения дополнить их

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

сейсмической информацией. Сейсморазведка ведется с использованием профильных работ MOB в модификации МОГТ, методами преломленных и обменных волн, регулируемого направленного приема (РНП). Необходимо, чтобы залежь была пересечена не менее чем тремя профилями, а длина их перекрывала размеры залежи не менее чем в 5—10 раз. В сложных геолого-геофизических условиях возможно применение пространственных систем наблюдений. Эффективность работ повышается при совместном использовании продольных и поперечных волн, а в некоторых случаях благодаря привлечению высокочастотной сейсморазведки.

В случае выделения радиогеохимических аномалий над залежью в комплекс могут быть введены наземные гамма-, гамма-спектрометрическая, бета-съемки (один из видов). Наблюдения выполняются или по поверхности, или по специальным буркам (чтобы снизить влияние поверхностных неоднородностей). Масштаб съемки 1:50000, сеть наблюдений в среднем 500 50 м. Съемки сопровождаются гранулометрическим анализом поверхностных образований. На отдельных месторождениях геохимическими съемками отмечены аномальные распределения в области газонефтяных залежей легколетучих элементов, таких, как йод, ртуть, бром.

Глава 2

1. Методика изучения рифейских отложений ЮрубченоТохомской зоны по данным сейсморазведки

Юрубчено-Тохомская зона нефтегазонакопления (ЮТЗ) - необычайно сложный объект для сейсмического изучения продуктивных рифейских отложений: значительная эрозия поверхности продуктивных рифейских карбонатных отложений (шероховатая граница); наличие мощной толщи надрифейских отложений, относительно высокоскоростных, с резкими границами раздела (источник кратных волн), связанными в т. ч. и с трапповыми покровами; относительно слабые отражающие границы в рифее, резкая латеральная неоднородность рифейских отложений литологическая и фациальная, наличие тектонических нарушений; сложное строение верхней части разреза.

В результате многолетних исследований Куюмбинского месторождения, расположенного в северной части ЮТЗ, не получены качественные временные разрезы ОПТ - основные сейсмические материалы.

Сейсморазведкой изучалась повсеместно лишь поверхность рифея - отражающий горизонт R0. Внутририфейские отражающие горизонты прослеживались эпизодически, на отдельных участках, и по ним интерпретация не проводилась, за исключением выделения многочисленных тектонических нарушений по прекращению корреляции осей синфазности и фиксации резко наклонных горизонтов, которые интерпретировались как литостратиграфические границы рифейских толщ, выклинивающихся под эрозионную поверхность рифея в соответствии со сложившейся многолетней, неизменной геологической моделью ЮТЗ

Все это привело к тому, что разведка Куюмбинского месторождения была проведена крайне неудачно: из 20 пробуренных скважин только четыре оказались с промышленными дебитами нефти. В том числе без желаемого результата пробурены две скважины, поставленные с учетом результатов сейсморазведки последних лет. При этом практически по материалам бурения каждой новой скважины было необходимо пересматривать представления о геологической модели в сторону усложнения строения составляющих ее блоков.

Работы ВНИГНИ 1991 -1993 гг. в центральной части ЮТЗ (ЮрубченоВэдрэшевский блок), включавшие переобработку и интерпретацию сейсморазведочных данных МОП" в комплексе с данными бурения и ГИС по разработанной во ВНИГНИ методологии структурно-литологической интерпретации, показали, что существуют реальные методические и технологические возможности для повышения качества результативных сейсмических материалов, для получения принципиально новой

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

информации о внутририфейских границах раздела. Разработана новая геологическая модель, основанная на качественной сейсмической фактуре, которая за прошедшие годы была подтверждена многочисленными скважинами.

С учетом этих методических и геологических результатов в 1997 - 1998 гг. во ВНИГНИ в большом объеме (более 2500 км) проведена обработка и интерпретация сейсморазведочных данных МОГТ в комплексе с данными бурения и ГИС для Куюмбинской площади размером более 1700 км2.

Обработка сейсморазведочных данных на ПК была направлена на достижение максимально возможного соотношения сигнал/помеха и когерентности сейсмических сигналов при приемлемой разрешенности сейсмической записи с целью: выделения и прослеживания отражающих горизонтов; выделения и трассирования аномалий волнового поля, связанных с тектоническими нарушениями; определения псевдоакустической характеристики продуктивных интервалов в рифейских отложениях; определения спектрально-временной характеристики региональных и локальных особенностей волнового поля.

Основные отличительные особенности предложенной и реализованной методики обработки сейсморазведочных данных МОГТ на ПК следующие:

1 восстановление (сохранение) истинных амплитуд c учетом расхождения и поглощения волн;

2минимально-фазовая предсказывающая деконволюция сейсмограмм;

3полосовая фильтрация сейсмограмм с ослаблением низкочастотных помех до 22 - 30 Гц и высокочастотных - свыше 100 Гц; D ДМО-преобразование сейсмограмм ОГТ для подчеркивания наклонных и криволинейных границ раздела;

4подавление (вычитание) кратных волн двумерной пространственно-временной фильтрацией сейсмограмм ОГТ;

5многократная (> 2) коррекция кинематических и статических поправок;

6коррекция остаточных фазовых сдвигов;

7коррекция формы сейсмических сигналов на сейсмограммах ОГТ (фильтрация

Винера);

8нуль фазовая деконволюция суммарных трасс;

9относительно высокочастотная полосовая фильтрация суммарных трасс 35-75, 90 Гц и низкочастотная - 22 - 75 Гц;

10 когерентная фильтрация временных разрезов;

11 миграция временных разрезов;