Відображення нафтогазонакопичення територій в аномаліях геофізичних полів

Зазвичай пошукові роботи на нафту і газ починають з аеромагнітної і гравітаційної зйомок перспективних площ в масштабі 1:50000 і більше. Над нафтогазоперспективними структурами залежно від їх розмірів, глибини залягання, знаку і величини, щільності, аномалії можуть складати від доль до перших десятків мілігал. Позитивні і негативні аномалії на гравімагнітних картах, як і взагалі перспективні ділянки з пологими формами складчастості, доцільно перевіряти площадковими електромагнітними зондуваннями з відстанями між точками спостереження 0,5-1 км.

Сейсморозвідка методом відображених хвиль (МВХ) є провідним методом пошуків нафтогазоперспективних структур, які приурочені до антиклінальних пасторк. Проте в даний час частіше доводиться мати справу з малоамплітудними, комбінованими і неантиклінальними пастками, що зустрічаються в районах розвитку проміжного структурного поверху, солянокупольної тектоніки, траппу магматизма, похоронених рифів, в зонах літологічних та тектонічних екранувань і тому подібне. В таких випадках здебільшого проводять сейсмопрофілювання методом загальної глибинної крапки (МЗГК). Пошукові мережі спостережень при роботах МЗГК в масштабі 1:50000 і більше змінюються від 2 до
(4-6)км., а при виявленні структур до 0,2- (0,5-1) км. при розвідці найбільш перспективних ділянок з метою оконтурювання структур і підготовки до пошукового буріння. На рисунку 2.1 приведені результати сейсморозвідки МЗГК на одному з нафтових родовищ Західного Сибіру.

а - ділянка тимчасового розрізу МЗГК, б - результат динамічної обробки матеріалу; 1 - глина, 2 - пісковик, 3 - піщано-глинисті відклади, 4 - межі пісковиків продуктивного пласта Рисунок 2.1 Часовий розріз МЗГК і результати його обробки (Східно-Тарасівське родовище нафти)

Нафтогазоносні структури, виявлені в ході пошукових геолого-геофізичних робіт, стають об'єктом детальної розвідки. її метою є уточнення геометрії нафтогазоперспективних структур (положення покрівлі і підошви продуктивних пластів); визначення колекторських властивостей порід; виявлення положення в покладах нафти і газу водонафтового, газонафтового і газоводяного контактів; підрахунок запасів нафти і газу.

На стадії розвідки нафти і газу застосовують наступні геофізичні методи: сейсморозвідку (МЗГК) в тривимірному (3-D) площовому варіанті (сейсмічна томографія), коли по сотнях розставлених на площі сейсмоприйомників, що вивчається, уловлюються пружні хвилі, що приходять від розташованих в різних частинах цієї площі пунктів збудження. Перевірка виявлених структур-пасток здійснюється бурінням параметричних і пошуково-розвідувальних свердловин і проведенням в них геофізичних досліджень. Остаточні висновки по розвіданих родовищах роблять на основі результатів комплексних геолого-геофізичних досліджень, виконаних як при розвідці, так і в ході попередніх пошукових робіт і зазвичай закінчуються побудовою сейсмостратиграфічних карт і розрізів.

Особливостями польових і свердловинних геофізичних розвідувальних робіт на нафту і газ є:

· підвищена детальність сейсмічних робіт і щільність мережі спостережень на площах, що вивчаються;

· застосування складних прийомів обробки інформації за допомогою ЕОМ для вивчення кінематичних і динамічних характеристик хвиль;

· тісний зв'язок даних польових сейсмічних робіт і геофізичних досліджень свердловин (електричними, сейсмоакустичними, ядерними);

· геохімічні, гідрогеологічні, гідродинамічні, технологічні випробування і випробування свердловин, що дозволяють спільно з ГДС і петрофізичним вивченням керну визначати просторові положення контактів газ - нафта, - вода в розрізі свердловин;

· повне використання всієї геолого-геофізичної інформації для прогнозування геологічного розрізу, чіткого визначення геометрії і контурів покладів, вивчення колекторних властивостей і нафтогазонасиченості шарів для підрахунку запасів і складання схеми розробки родовища нафти і газу.

Великі перспективи відкриваються при впровадженні автоматизованих систем управління процесом розвідки, що можливо при тісній спільній роботі геологів-нафтовиків і геофізиків.

Непрямі геофізичні пошуки нафти і газу і, перш за все, виявлення пасток є необхідними, але недостатнім етапом розвідки, оскільки тільки третина структур, виявлених геофізичними методами і перевірених пошуково-розвідувальним бурінням, виявляються промислово нафтогазоносними. Тому важливе значення має розробка способів прямих пошуків (ПП) або оцінка нафтогазоносності виявлених структур до розкриття їх свердловинами. На різних етапах пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ з використанням найдосконалішої техніки, методики проведення та інтерпретації результатів геофізичних досліджень при обов'язковому комплексуванні сейсмо-, граві-, електро-, терморозвідки, радіометрії і геохімічних методів проблема прямих пошуків, в принципі, може бути вирішена.

Підставою для можливості і здійснення прямих пошуків є те, що фізичні властивості нафтогазонасичених порід покладу відрізняються від властивостей підстилаючих і перекриваючих їх порід. Це пояснюється тим, що присутність вуглеводнів формує додаткові фізико-геологічні неоднорідності як в самому покладі, так і навколо нього.

Встановлено, що в нафтогазонасичених колекторах, а іноді і в перекриваючих породах, зменшується акустична жорсткість за рахунок зниження швидкості розповсюдження подовжніх хвиль і зменшення щільності. В результаті отримують віддзеркалення пружних хвиль від водонафтового і газоводяного контактів. Крім того, спостерігається аномальне поглинання пружних хвиль як в нафтоносних, так і більшою мірою в газоносних породах, що веде до появи аномалій в хвильовому полі.

Над нафтогазовим покладом на тлі звичайного спостережуваного гравітаційного максимуму за рахунок антиклінальних структур і вищої щільності підстилаючих водоносних порід можуть бути отримані локальні мінімуми поля сили тяжіння малої амплітуди (0,05-1 мГал). Вони обумовлені ущільненням порід. Внаслідок не магнітності нафтогазонасичених порід вони іноді характеризуються негативними локальними магнітними аномаліями з амплітудою від одиниць до сотень нанотесла.

Достатньо ефективними методами для прямих пошуків нафти і газу іноді виявляються електричні та електромагнітні зондування (ВЕЗ, ВЕЗ-ВП, ЗСБ) в комплексі з сейсморозвідкою. Обумовлено це тим, що нафтогазонасичені колектори відзначаються підвищеними в порівнянні з навколишніми породами питомими електричними опорами. Це пояснюється рядом чинників. По-перше, вищим опором самих нафтогазоносних пластів за рахунок наявності непроводящих струм нафти і газу в породах високої пористості. По-друге, нижчою мінералізацією підземних вод (у контурі нафтоносності) і їх специфічним хімічним складом. По-третє, ущільненням порід за рахунок високого тиску пласта, а також карбонатизації порід. Можливі й інші причини, що збільшують, а іноді зменшують питомий електричний опір продуктивної товщі.

При комплексуванні електромагнітних зондувань з сейсморозвідкою та бурінням сумісну інтерпретацію проводять таким чином. В результаті інтерпретації кривих зондувань з високою точністю отримують лише параметри еквівалентності нафтогазоносної товщі. Залежно від типу розрізу це можуть бути подовжня провідність, поперечний опір або потужність товщі. За даними сейсморозвідки або буріння визначається точніше h, тому для тієї ж товщі можна отримати величину її опору, яка є діагностичною ознакою нафтогазоносності.

На деяких нафтових і газових родовищах в контурі нафтоносності та над покладом параметри поляризації стають вищими, ніж навколо покладу. Це обумовлено наявністю вкрапленості дрібнокристалічного піриту й інших продуктів окислення, що утворюються за рахунок міграції та окислення вуглеводнів покладу. Тому при площових спостереженнях методом викликаних потенціалів на постійному струмі
(ВЕЗ-ВП) і частотно змінному полі (ЧЗ-ВП) по аномально високих значеннях параметрів ВП можна оконтурити поклад.

Над багатьма нафтовими і газовими родовищами спостерігаються радіометричні та геохімічні аномалії: мінімуми гамма- й бета-активності, зменшення вмісту сорбованого урану, хрому, нікелю та інших важких елементів. Причиною цього є поглинання їх потоком вуглеводнів, що розповсюджуються від покладу. На деяких родовищах нафти і газу за рахунок конвекційного переміщення флюїдів і газів спостерігаються позитивні аномалії температури.

Для орогенних областей альпійських геосинклінальних поясів характерні пониженні значення гравітаційного поля з різко вираженими лінійними аномаліями знакоперемінних величин. При цьому в передгірських прогинах частіше спостерігаються гравітаційні мінімуми які встановлені в Передальпійському, Передкарпатському і Передкавказькому прогинах. В той же час як платформні нафтогазоносні регіони характеризуються аномаліями ізотермічної форми з незначними градієнтами.

Аномальність гравітаційного поля обумовлена слідуючими факторами:

- зміна товщини Земної кори;

- густинні неоднорідності в земній корі;

- компенсаційним ефектом;

- густинними неоднорідностями мантії.

Отже, аномальність гравітаційного поля може обумовлюватись як товщиною осадового чохла так і густинними неоднорідностями верхньої мантії.

Для Карпатського регіону розміщення нафтогазоносних областей у взаємозв’язку з особливостями гравітаційного поля в редукції Буге встановлена В.В.Глушком. Тут фіксуються полосовидні гравітаційні мінімуми різної інтенсивності та площі. Тут виділяються основні найбільш крупні мінімуми. У Внутрішній зоні - це глибокий мінімум який протягується від Борислава до Долини. У Зовнішній зоні між Мединичами і Городком.

Встановлено що всі основні нафтогазові родовища Внутрішньої зони просторово повязані з Бориславсько-Долинським мінімумом близько 98% відомих запасів вуглеводнів прогину. В той же час як у Зовнішній зоні прогину основні газові родовища приурочені до полоси гравітаційних мінімумів. У межах Мединицько-Городоцького мінімуму - 77% запасів газу.

Взаємозв’язок розміщення нафтових і газових родовищ та гравітаційних мінімумів дуже добре відслідковуються в межах міжгірських впадин Альпійського геосинклінального поясу.

У Віденській западині, в її центральній частині, на фоні понижених значень сили тяжіння виділяється гравітаційний міенімум інтенсивністю до 40мгл. В межах цього мінімуму який співпадає за поширенням із Штайнбергським розломому локалізуються всі основні нафтогазові родовища (рисунок 2.1).

Особливості нафтогазонакопичення в межах активних ділянок платформ вивчено на прикладі Дніпрово-Донецького грабену де відмічається близько 9 гравітаційних мінімуми до яких і приурочені основні нафтогазоконденсатні родовища ДДЗ. Приуроченість зон нафтогазонакопичення до крупних гравітаційних мінімумів встановлено також в межах Рейнського та Суецького грабенів.

В цілому пошуки і розвідка нафти і газу методами нафтової геофізики є складним, перспективним, дорогим напрямом геофізики, що вимагає вибору для кожного району своїх комплексів геолого-геофізичних методів і сумісної інтерпретації даних за допомогою ЕОМ.

Питання для самоперевірки:

1 Схарактеризуйте геотектонічні особливості розподілу ресурсів нафти і газу у межах відомих Вам осадових басейнів.

2 Розкрийте причини зональності нафтогазонакопичення в земній корі.

3 Розкрийте зв‘язок нафтогазоносності осадових басейнів із особливістю їх глибинної будови

4 Характер відображення нафтогазонакопичення територій в аномаліях геофізичних полів.

5 Розкрийте суть взаємозв’язку між розломами, тріщинуватістю і нафтогазоносністю осадових басейнів?

Читайте також:

<== попередня сторінка	\|	наступна сторінка ==>
Полюси» нафтогазонакопичення	\|	Структурно-тектонічні особливості геологічної будови родовищ, які приурочені до платформ

Не знайшли потрібну інформацію? Скористайтесь пошуком google:

Генерація сторінки за: 0.018 сек.