Нефтегазоносные структуры, выявленные в ходе поисковых геолого-геофизических
работ, становятся объектом детальной разведки. Целью ее является
уточнение геометрии нефтегазоперспективных структур (положение кровли
и подошвы продуктивных пластов); определение коллекторских свойств
пород; выявление положения в залежах нефти и газа водонефтяного,
газонефтяного и газоводяного контактов; подсчет запасов нефти и газа.
На стадии разведки нефти и газа применяют следующие
геофизические методы: сейсморазведку (МОГТ) в трехмерном (3-
D) площадном варианте (сейсмическая томография), когда по сотням
расставленных на изучаемой площади сейсмоприемников улавливаются
упругие волны, приходящие от расположенных в разных частях этой площади
пунктов возбуждения. Проверка выявленных структур-ловушек осуществляется
бурением параметрических и поисково-разведочных скважин и проведением
в них геофизических исследований. Окончательные выводы по разведанным
месторождениям делают на основе результатов комплексных геолого-геофизических
исследований, выполненных как при разведке, так и в ходе предшествующих
поисковых работ и обычно заканчивающихся построением сейсмостратиграфических
карт и разрезов.
Особенностями полевых и скважинных разведочных работ на нефть и газ являются:
- повышенная детальность сейсмических работ и плотность сети наблюдений на изучаемых площадях;
- применение сложных приемов обработки информации с помощью ЭВМ для изучения кинематических (времен прихода) и динамических (амплитуд и их затуханий) характеристик волн;
- тесная связь данных полевых сейсмических работ и геофизических исследований скважин (электрическими, сейсмоакустическими, ядерными);
- геохимические, гидрогеологические, гидродинамические, технологические опробования и испытания скважин, позволяющие совместно с ГИС и петрофизическим изучением керна определять пространственные положения контактов газ - нефть - вода в разрезе скважин;
- тщательное использование всей геолого-геофизической информации для прогнозирования геологического разреза, четкого определения геометрии и контуров залежей, сейсмостратификации разрезов, изучения коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности слоев для подсчета запасов и составления схемы разработки месторождения нефти и газа.
Большие перспективы открываются при внедрении автоматизированных
систем управления процессом разведки, что возможно при тесной совместной
работе геологов-нефтяников и геофизиков.
Косвенные геофизические поиски нефти и газа и, прежде всего,
выявление ловушек являются необходимым, но недостаточным этапом
разведки, поскольку только треть структур, выявленных геофизическими
методами и проверенных поисково-разведочным бурением, оказываются
промышленно нефтегазоносными. Поэтому важное значение имеет разработка
способов прямых поисков (ПП) или оценка нефтегазоносности выявленных
структур до вскрытия их скважинами. На разных этапах поисково-разведочных
работ на нефть и газ с использованием самых совершенных техники,
методики проведения и интерпретации результатов геофизических исследований
при обязательном комплексировании сейсмо-, грави-, электро-, терморазведки,
радиометрии и геохимических методов проблема прямых поисков, в принципе,
может быть решена.
Основанием для возможности и осуществления прямых
поисков является то, что физические свойства нефтегазонасыщенных
залежей, а также подстилающих и перекрывающих их пород различаются
между собой и отличаются от свойств пород аналогичных структурно-литологических
этажей тех районов, где нефти и газа нет. Это объясняется тем, что
присутствие углеводородов формирует следующие дополнительные физико-геологические
неоднородности как в самой залежи, так и вокруг нее и особенно над
ней (вплоть до земной поверхности): разуплотнение пород; растворение
некоторых минералов и окисление углеводородов, приводящее к возникновению
вторичных минеральных образований в порах и трещинах, например, пирита
и др.; изменение минерализации подземных вод; образование вокруг
залежи субвертикальных зонально-кольцевых физико-химических и деформационных
полей, а над залежью - " столбов " пород с измененными физико-химическими
свойствами.
Установлено, что в нефтегазонасыщенных коллекторах,
а иногда и в перекрывающих породах, уменьшается акустическая жесткость
(  ) за счет снижения скорости (  ) распространения
продольных волн и уменьшения плотности (  ). В результате
получаются отражения упругих волн от водонефтяного и газоводяного
контактов. Кроме того, наблюдается аномальное затухание (поглощение)
упругих волн как в нефтеносных, так и в большей степени в газоносных
породах, что ведет к появлению аномалий в волновом поле.
Над нефтегазовой залежью на фоне обычно наблюдаемого
гравитационного максимума за счет антиклинальных структур и более
высокой плотности подстилающих водоносных пород могут быть получены
локальные минимумы поля силы тяжести малой амплитуды (0,05-1 мГал).
Они обусловлены разуплотнением пород, вмещающих нефть и газ и перекрывающих
их, из-за наличия углеводородов и повышения пористости, разрушенности
пород в сводах антиклиналей. Вследствие немагнитности нефтегазонасыщенных
пород они иногда выделяются отрицательными локальными магнитными
аномалиями с амплитудой от единиц до сотен нанотесла.
Достаточно эффективными методами для прямых поисков
нефти и газа иногда оказываются электрические и электромагнитные
зондирования (ВЭЗ, ВЭЗ-ВП, ЗСБ) в комплексе с сейсморазведкой. Обусловлено
это тем, что нефтегазонасыщенные коллекторы выделяются повышенными
по сравнению с окружающими породами удельными электрическими сопротивлениями.
Это объясняется рядом факторов. Во-первых, более высоким сопротивлением
самих нефтегазоносных пластов за счет наличия непроводящих ток нефти
и газа в породах высокой пористости. Во-вторых, более низкой минерализацией
подземных вод (в контуре нефтеносности) и их специфическим химическим
составом. В-третьих, уплотнением пород за счет высокого пластового
давления, а также карбонатизации пород. Возможны и другие причины,
увеличивающие, а иногда уменьшающие удельное электрическое сопротивление
продуктивной толщи.
При комплексировании электромагнитных зондирований
с сейсморазведкой и бурением совместную интерпретацию проводят следующим
образом. В результате интерпретации кривых зондирований с высокой
точностью получают лишь параметры эквивалентности нефтегазоносной
толщи. В зависимости от типа разреза это могут быть продольная проводимость
(  ), поперечное сопротивление (  ) или мощность толщи
(  ). По данным сейсморазведки или бурения определяется более
точно h, поэтому для той же толщи можно получить величину
ее сопротивления (  , или
 ), которая является диагностическим
признаком нефтегазоносности.
На некоторых нефтяных и газовых месторождениях
в контуре нефтеносности и над залежью параметры поляризуемости становятся
несколько выше, чем вокруг залежи. Это обусловлено наличием вкрапленности
мелкокристаллического пирита и других продуктов окисления, образующихся
за счет миграции и окисления углеводородов залежи. Поэтому при площадных
наблюдениях методом вызванных потенциалов на постоянном токе (ВЭЗ-ВП)
и частотно меняющемся поле (ЧЗ-ВП) по аномально высоким значениям
параметров ВП можно оконтурить залежь. К сожалению, небольшие аномалии
ВП могут получаться над бывшим месторождением, из которого нефть
и газ мигрировали или выработаны.
Над многими нефтяными и газовыми месторождениями наблюдаются радиометрические и геохимические аномалии: минимумы гамма- и бета-активности, уменьшение содержания сорбированного урана, хрома, никеля и других тяжелых элементов. Причиной этого является поглощение их потоком углеводородов, распространяющихся от залежи. На некоторых месторождениях нефти и газа за счет конвекционного перемещения флюидов и газов наблюдаются положительные аномалии температуры (1-2 С) при измерении в неглубоких (1-2 м) шпурах на земной поверхности.
В целом поиски и разведка нефти и газа методами
нефтяной геофизики являются сложным, перспективным, дорогим направлением
геофизики, требующим выбора для каждого района своих комплексов геолого-геофизических
методов и совместной интерпретации данных с помощью ЭВМ.
Даже на эксплуатируемых месторождениях нефти и
газа, например, с помощью так называемой четырехмерной (4- D)
сейсморазведки, когда площадные наблюдения по осям x, y, z проводятся периодически через разное число месяцев
(  ), можно осуществлять мониторинг, т.е. изучать изменения
физических условий месторождения, происходящие в ходе откачки нефти
и газа.
Поиски и разведка подводных месторождений
нефти и газа на акваториях океанов и морей являются крайне важными,
так как почти треть нефти и газа добывается на акваториях. Они сводятся
прежде всего к выявлению литолого-стратиграфических и структурных
ловушек, где могут быть залежи нефти, газа или современных газогидратов.
Основным методом изучения донных осадков как на
поисковом этапе, так и в ходе разведки и обустройства скважин на
акваториях является непрерывное сейсмическое профилирование (НСП),
представляющее собой одноканальный вариант метода отраженных волн
(МОВ). Метод НСП по технике проведения наблюдений близок к эхолотированию
или ультразвуковой локации, но благодаря использованию более низких
частот позволяет получать отраженные сигналы от многих контактов
поддонных слоев с контрастными акустическими жесткостями. На автоматически
получаемых временных разрезах для каждой точки определяется нулевое
время:  ,
где  - эхоглубина залегания отражающего контакта, а
 - средняя скорость в толще горных пород мощностью
 . Чтобы определить глубину отражающей границы, необходимо
получить . Для этого используется многоканальная
сейсморазведка МОВ или МОГТ. Последний метод оказывается крайне необходимым
для выявления полезных отраженных волн на фоне многократно отраженных,
которые особенно интенсивны при работах на акваториях.
Методика и глубинность исследований
этими методами различаются. Так, НСП служит для изучения верхней
части осадочного чехла глубиной до 1,5 км при больших скоростях движения
судна по одному проходу галса (профиля). МОГТ позволяет детально
изучать разрез глубиной в несколько километров, но при многократных
проходах судна по одному галсу. Получаемые в результате НСП и МОГТ
временные и глубинные сейсмогеологические разрезы позволяют выявлять
отражающие контакты, картировать структуры и сейсмостратиграфические
комплексы, которые могут быть потенциально нефтегазоносными. Разведка
перспективных участков проводится детальными площадными работами
МОГТ (трехмерной сейсморазведкой (3- D) или томографической
сейсморазведкой). При ее выполнении сотни донных сейсмоприемников
устанавливаются на изучаемой площади и подключаются либо проводами,
либо с помощью радиобуев к многоканальной цифровой сейсмической станции
на измерительном корабле. С помощью второго корабля, несущего невзрывные
источники упругих волн, производится их возбуждение во множестве
точек. В результате недра как бы " подсвечиваются " со всех
сторон и получается их объемная " голографическая картина "
в поле упругих волн. Обработка информации производится на измерительном
корабле с помощью мощных ЭВМ. Такая морская сейсморазведка оказывается
высокоточной и экономически выгодной, несмотря на высокую стоимость
техники и проведения работ на акваториях. Окончательная разведка
месторождений, за которой часто следует добыча нефти и газа, ведется
с помощью морских (океанических) скважин и комплексных геофизических
исследований в них.
Назад| Вперед
|
