CC BY
156
Несмотря на малые значения коэффициента эффективной трещиноватости (т =0,4-1,47%) емкость трещин может содержать извлекаемые запасы нефти, соизмеримые с запасами, находящимися в порах блоков коллектора.
Определение эффективной емкости трещин имеет значение лишь для низкоемких пород с пористостью менее 5,5%, в других случаях следует оценивать фильтрацию углеводородов и возмож ность перетока флюида из матрицы в трещины.
При значительной мощности отложений, интенсивной трещиноватости и тонкопористой матрице, которая, по существу, при порах с ра диусами менее 0,1 мкм занята связанной водой, емкость трещин, безусловно, имеет самостоятельное значение даже при величине, равной 1,0%, и может содержать существенные извлекаемые запасы углеводородов.
Емкость коллектора трещинного типа, достигающая 1,0-2,5%, характеризует пласты с интенсивной трещиноватостью.
Из зарубежной практики разработки нефтяных месторождений известно, что при низкой пористости пород, редко достигающей 3%, из залежи, тем не менее, извлекались значительные запасы нефти и газа [2].
Исследование литолого-физической характеристики трещинных и порово-трещинных карбонатных коллекторов евлано-ливенских отложений на Белокаменном месторождении показало довольно сложное строение их пустотного пространства. Оно характеризуется наличием мельчайших пор, микро- и макротрещин, каверн и других пустот, которые в процессе вскрытия пласта интенсивно кольматируются буровым раствором, приводя к полному нарушению гидро динамической связи пласта со скважиной.
Результаты работ по освоению скважин на Белокаменной площади свидетельствуют о том, что в этих условиях промышленные притоки нефти и газа были получены лишь при применении методов интенсификации (солянокислотные обработки) притоков нефти и газа.
Библиографический список
1. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М., 1977. 287 с.
2. Багринцева К.И. Трещиноватость осадочных пород. М., 1982. 256 с.
удК 550.83
ФИЗИКО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ МЕТОДАМИ РАЗВЕДОЧНОЙ ГЕОФИЗИКИ И ПРАКТИКА ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
М.И. Рыскин
Саратовский государственный университет, кафедра геофизики E-mail: [email protected]
Рассматриваются вопросы о возможностях прогнозирования залежей углеводородов с помощью методов грави- и магниторазведки на основе многоуровневых физико-геологических моделей нефтегазовых залежей. Продемонстрированы примеры комплексирования геопотенциальных методов при прогнозировании нефтегазовых объектов и возможности использования корреляционной методики разделения геофизических аномалий КоМР.
Physico-geological Bases of Forecasting Objects, Perspective on Oil and Gas by Methods of Prospecting Geophysics and Practice of their Application
M.I. Riskin
Questions on оррог^тйвз of forecasting of deposits of hydrocarbons with the help of gravimagnetic methods are considered on the basis of multilevel physico-geological models of oil-and-gas deposits. Examples integration geopotential methods are shown at forecasting oil-and-gas
objects and an opportunity of use of a correlation technique of division of geophysical anomalies KOMR.
Предварительные замечания
Нефтяная отрасль продолжает оставаться определяющим компонентом экономического благополучия России, и потому современное ее состояние и перспективы роста волнуют значительную часть россиян. На рубеже 90-х гг. прошлого века произошли громадные перемены в структурировании отрасли, вызванные революционным переделом всего нефтяного рынка России. Это повлекло за собой тяжелые последствия в самом функционировании геолого-разведочных и нефтедобывающих предприятий. До этого времени в Саратовской области, к примеру, работы на нефть и газ проводили 2 недропользователя - Мингео и Миннефтепром, в настоящее время их 28. Геофизический рынок в стране представлял собой консолидированную службу с централи зованной наукой и выпуском оборудования. Раз работкой и внедрением матобеспечения для всех
производственных организаций Миннефтепрома (превратившихся в сервисные акционерные компании) занималась единственная организация - Центральная геофизическая экспедиция в Москве, куда были собраны выдающиеся специалисты в области нефтяной геофизики, многие из которых уже выехали из России. Потеря собственной централизованной науки привела к переходу на западные технологии, к беспорядочным закупкам различных пакетов программ для обработки, интерпретации, моде лирования и проектирования, которые зачастую не соответствуют российским моделям данных [1]. Добыча нефти и газа стабилизировалась на уровне 300 млн т (что составляет половину советского максимума), а ее увеличение сдер живается среди многих причин существенным уменьшением объемов разведочных работ. Все эти и множество других обстоятельств требуют привлечения каких-то неординарных средств для того, чтобы обеспечить количественный рост нефтеразведки и качественное преобразование геофизической службы как основного фактора, обеспечивающего жизнеспособность и развитие нефтегазовой службы.
Большая часть таких средств обращается в сфере экономики и менеджмента. Так, в [1] прогнозируется третья волна смены руководства предприятиями отрасли и уход значительных объемов производства нефти в руки зарубежных крупных компаний - инвесторов, имеющих опыт как в финансовых, так и в производственных вопросах, и прежде всего в управлении. Однако определенная перспектива роста связана также с инновационной деятельностью самих нефтяников и геофизиков-разведчиков. Уместно вспомнить, что на рубеже 80-90-х гг. ХХ столетия, если судить по отчетам крупнейших зарубежных геофизичес ких фирм, во взглядах геофизиков наметились довольно существенные изменения. Тогда падение стоимости нефти на мировом рынке привело к частичному уменьшению объемов дорогостоящей сейсморазведки и к расширению фронта работ легкими методами, в первую очередь, гра-виразведкой в комплексе с магниторазведкой, на которые были возложены задачи по выявлению объектов поиска для последующей сейсморазвед ки («фокусировка» сейсморазведки). Кроме того, стала очевидной целесообразность согласования методики комплексных геофизических исследований со спецификой геолого-геофизических усло вий проведения работ, которые характеризуются значительной изменчивостью как в вертикальном, так и в латеральном направлении. В России же до сих пор геофизики зачастую используют в разных ситуациях более или менее стандартную методику, определяемую не столько геологией, сколько достигнутым технико-методическим уровнем. Используется, например, одна и та же методика МОГТ (с одинаковым Хмакс, кратностью перекрытий и пр.) в условиях солянокупольного
Прикаспийского бассейна с глубоководными под-солевыми толщами и в мелководном бессолевом разрезе Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Вполне понятно, что более объективным, как пишет О.К. Кондратьев [2], был бы «индивидуальный» подбор методов и средств исследований для каждого конкретного случая.
В итоге уже в 90-е гг. наиболее актуальной стала проблема гибкого комплексирования сейсморазведки с другими геофизическими методами - электроразведкой, гравиразведкой, магниторазведкой. Свидетельством тому может служить дискуссия на эту тему, развернутая на страницах журнала «Геофизика» в конце 90-х - начале 2000-х годов. Действующими лицами этой дискуссии оказались все крупнейшие деятели современной разведочной геофизики, начиная от О.К. Кондратьева и В.Н.Страхова и заканчивая А.С. Кашиком и А.А. Никитиным. Все началось со статьи О.К.Кондратьева [2], в которой была сформулирована новая парадигма комплексирования геофизических методов, про тивопоставленная старой стратегии «проведения в начале рекогносцировочных региональных ра бот более легкими и дешевыми геофизическими методами» (гравиразведка и магниторазведка) и т.д. Кондратьев [2] утверждает, что эта парадигма сыграла свою историческую роль и изжила себя, поскольку в большинстве нефтяных районов всякого рода рекогносцировку можно считать давно завершенной.
Сущность предложенной О.К. Кондратьевым новой парадигмы состоит в следующем.
В прежней «стадийной» системе комплексирования все методы геофизики были ориентированы на решение одной геологической задачи. В новой системе на смену этой установке приходит «тезис о различии физических возможностей методов, а следовательно, и о различии решае мых более тонких задач каждым геофизическим методом. Единой остается геологическая формулировка задачи, которая разделяется на разные геофизические подзадачи, решаемые в комплексе разными геофизическими методами» [2, с. 16]. Так, на долю «сейсморазведки» выпадает решение структурных задач при изучении пликативных сред, поскольку все другие методы не обладают нужными для этого точностью и детальностью ис следований. В таком смысле сейсмические работы должны быть опережающими в общем комплексе. Они должны готовить объекты по месту их поло жения для последующих работ по определению вещественного состава или состояния среды. Электроразведочные методы обнаруживают наибольшие возможности в плане прогнозиро вания литологической характеристики разреза, и особенно в отношении прогнозирования нефтега-зоносности пород. А в том случае, «когда дистан-ционность и необходимость строгой локализации объектов не являются решающими факторами, что мы имеем при каротаже скважин» [2, с. 10],
электромагнитные методы исследований, позволяющие получить более разносторонние параметры среды, начинают играть главенствующую роль в комплексе. В этой связи интересно рассмотреть и возможности гравимагнитных методов при решении задач нефтегазовой геологии.
В уже цитированной статье О.К. Кондратьева указывается, что «перед» высокоточной гравиметрией, а также магнитометрией надо, прежде всего, поставить задачи изучения покрывающей толщи пород, выявления в ней субвертикальных неод нородностей и «расширения числа разнородных осредненных характеристик пород, учитываемых при построении приближенной к реальной общей геофизической модели среды» [2, с. 17]. Такая задача может показаться малозначимой, однако это не так. Все плохо учтенные особенности верхней части разреза, через которую проходит сигналь ное сейсмическое или электромагнитное поле, в той или иной степени неизбежно переносятся на относимые к глубоким слоям параметры среды. При решении достаточно тонких геолого-геофизических задач, находящихся на грани физических возможностей наших методов, это совсем немаловажно [2]. Против сказанного нет возражений, однако, по нашему мнению, сказано далеко не все. В частности, здесь не упоминается аспект прямого прогнозирования нефтегазоносности по гравимагнитным данным. Между тем этот аспект обсуждается в последнее время весьма активно [3]. Таким образом, целесообразно более обстоятельно остановиться на вопросах геологической информативности гравимагнитных данных в отношении углеводородного фактора.
о возможностях прогнозирования нефтегазовых залежей грави- и магниторазведкой
Единой общепринятой точки зрения на возможности прогнозирования нефтегазоносности по гравимагнитным данным, к сожалению, не сложилось. Единства нет даже среди самих гравиметристов и магниторазведчиков. В то же время никем, по существу, не оспаривается тот факт, что залежи углеводородов - легких и диамагнитных флюидов - находят то или иное отображение в геопотенциальных полях, поскольку создают дефект плотности и область отрицательных намагниченностей в сводовой части залежи. Из последних по времени публикаций по данным вопросам наиболее обстоятельными являются работы В.Г. Мавричева, О.В. Витвицкого, А.А. Чернова, В.В. Колесова, И.Н. Михайлова. Не утратили своей содержательности и более давние публикации М.А. Киричек, Л.А. Гершанок, С.И. Кассина и др.
В работе [3] справедливо отмечается, что источником гравитационных аномалий, диагностирующих залежь, является разуплотнение. Однако наличие последнего еще не может быть доказа тельством нефтеносности объекта, т.е решение
задачи обнаружения залежи хотя и представляется возможным, но не бывает полностью однозначным. Далее авторы [3] акцентируют внимание читателя на том, «что уменьшение плотности на контактах вода-нефть-газ происходит резко, а за счет разуплотнения изменения постепенны от крыльев к своду структуры. Поэтому эффект от собственно залежи может по форме отличаться от влияния разуплотнения. Моделирование тем не менее показывает, что по форме эти эффекты одинаковы и неразличимы по горизонтальным градиентам» [3, с. 40]. Моделирование также дает порой заниженную оценку аномальных эффектов - по сравнению с экспериментально наблюдаемыми. Например, по таким структурам Саратов ского Поволжья, как Урицкая, Первомайская и Степновская, теоретический эффект от залежи составил 0.25 мГал, 0.1 мГал и 0.28 мГал, а выделенные из наблюдаемого поля минимумы равны соответственно 0.91мГал, 1.8 мГал и 1 мГал, т.е. гравиэффект, обусловленный непосредственно залежью, составляет 10-15 % от полного минимума, наблюденного над структурой [4].
Феномен несоответствия расчетных и наблюденных аномалий над месторождениями О.В. Витвицкий [5] объясняет тем, что теоретические расчеты обычно проводят для сосре доточенных масс, заполняющих лишь интервал промышленной нефтегазоносности, и не учитывают насыщенность углеводородами разреза в целом, тогда как многочисленные нефтегазоп-роявления, а также обширный ореол рассеяния над залежью недвусмысленно свидетельствуют об этом. Поэтому, пишет далее Витвицкий [5], результаты прямых расчетов следует рассматри вать как минимальную, существенно заниженную оценку возможного эффекта. Замечено также, что локальные минимумы над залежью часто характеризуются эффектом автолокализации: по размерам соответствуют размерам залежи (а не «размазываются» над ней как при моделировании) и отличаются наличием резких горизонтальных градиентов в краевых частях минимума. Эффект автолокализации А.А. Чернов и В.В. Колесов [3] объясняют при этом «флюидизацией» разреза над залежью и тем, что на контактах вода-нефть-газ в результате химических процессов происходит также изменение состава и свойств пород в околозалежном пространстве, которое приводит к повышению плотности этих пород. Последнее вызывает небольшие по горизонтальным разме рам аномалии, проявляющиеся в суммарном поле Ag в виде резких горизонтальных градиентов над контактами вода-залежь. Таким образом, наблю даемый в аномальном гравитационном поле над залежью нефти и газа минимум силы тяжести с резким горизонтальным градиентом на концах может быть основным поисковым признаком при оценке нефтегазоносных структур.
В магнитном поле отображается до 85 % нефтегазовых месторождений и по большей части
залежи отвечает слабое (от единиц до первых десятков нТл) понижение напряженности поля ЛТ [3]. Такие понижения объясняются диамагнитными свойствами нефти (до -1- 10-5Си), часто наблюдаемым формационным увеличением намагниченности породы-коллектора от центра структуры-ловушки к крыльям, благодаря увеличению содержания гематита и магнетита, изменением направления вектора намагниченности с горизонтального в своде на вертикальное - в крыльях, а также физико-химической активнос тью углеводородного флюида на контакте залежи с окружающей средой, в связи с чем в этих краевых зонах накапливается вторичный тонкодисперсный магнетит и сидерит, из-за чего отмечается тенден ция уменьшения х над залежью. Магнетит может образоваться и над залежью в результате редук ции гидратов окислов железа и (или) гематита от миграции углеводородов в ореоле вторжения над залежью, и тогда в поле ЛТ фиксируется макси мум [6].
Максимумы, как отмечается в [5], могут появиться над залежью и в поле Л§ по тем же причинам и в соответствии с принципом инвер сности, согласно которому всякому недостатку массы, образующемуся в земной коре в результате каких-либо процессов, с необходимостью должен соответствовать избыток массы, генетически связанный с первым. Такой избыток может, в час тности, возникнуть на контакте углеводородов с породами, покрывающими залежь и подпирающи ми пластовыми водами, т.е. в ближней зоне - про странстве, непосредственно окружающем залежь. Под действием происходящих здесь физико-химических и биохимических процессов происходит образование кальцита, кварца, пирита и других минералов. Выпадая в осадок, они цементируют породы, увеличивают их плотность и уменьшают пористость. Наиболее интенсивно вторичные преобразования происходят в подошве залежи, что связано с активной жизнедеятельностью суль фатредуцирущих микроорганизмов на контакте пластовых вод и углеводородов (запечатывающий слой). Преобразование горных пород в дальней зоне (выше залежи) также определяется взаимодействием пород с углеводородными газами, диффузионно проникающими из залежи. Основными каналами восходящей диффузионной миг рации УВ являются кольцевые субвертикальные участки максимальных касательных напряжений - зоны деструкции (нарушений). Преобразования пород в области газовых «ореолов вторжения» аналогичны рассмотренным преобразованиям в ближней зоне. Основные отличия заключаются в том, что процессы преобразования происходят с меньшими концентрациями УВ (чем в залежи) и главным образом с наиболее легким углеводоро дом - метаном [3].
Таким образом, в целом можно говорить о многообразии форм проявления залежей в геопо тенциальных полях, о знакопеременном характере
многих признаков залежи, об отсутствии универ сального геофизического признака, надежно ра ботающего в различных ситуациях. Возвращаясь к несоответствию результатов моделирования с наблюдаемыми эффектами, заметим, что нами предпринимались попытки моделирования гео логических структур с нефтегазонасыщением, опираясь на так называемую многоуровневую модель нефтегазовой залежи.
Модель «Антиклинальное поднятие»
Модель включает все основные факторы (зоны) обобщенной физико-химической модели залежи, показанной на рис. 1, и является трех уровневой.
Фактор, соответствующий первому - структурному - уровню представлен двумя элементами: тектоническим выступом (горстом) в рельефе поверхности, как бы имитирующей кровлю крис таллического фундамента на глубине 3000 м, и слоем терригенных пород (нижний терригенный комплекс осадочного чехла), расположенным над этой поверхностью. Амплитуда тектонического выступа - 200 м, «сложен» он плотными и магнитными магматическими породами гранитно-мета морфического комплекса. Значение эффективной плотности (Лст б) для этого объекта задавалось равным 0.25-10 кг/м3, интенсивность намагничения (/) - 100 нТл. Уже упоминавшийся слой пород, перекрывающий кровлю кристаллического фундамента, имеет Лстизб= 0.1-103 кг/м3, ./=30 нТл и запечатывает пласт-коллектор снизу.
Второй фактор - пласт-коллектор мощностью 300-500 м с максимальной глубиной залегания подошвы 2800 м, «сложенный» рыхлыми слабомагнитными терригенными породами; Лсти б этого слоя задавалась равной - 0.2-103 кг/ми3, / = 10 нТл. В результате изгиба пласта-коллектора образуется антиклинальное поднятие, сводовая часть которого представляет собой ловушку УВ. Амплитуда ловушки составляет 300 м, глубина залегания (ВНК) - 2400 м. В варианте модели с нефтегазонасыщением ловушка насыщена углево дородными флюидами - нефтью и газом. Для нижнего слоя (интервала) залежи, насыщенного не фтью, Лстизб принималась равной - 0.25 -103 кг/м3, / = -3 нТл (нефть-диамагнетик). Иными словами, дефицит плотности по отношению к фоновым значениям составляет -0.05-103 кг/м3, интенсивность намагничения в три с лишним раза меньше. Для верхней части залежи, заполненной газом, Лстизб= -0.4-103 кг/м3 (дефицит плотности -0.2-103 кг/м3, . = -1 нТл). Значение . на порядок меньше фонового. Этому фактору отвечает 2-й уровень многоуровневой модели - ловушка как плотностная и петромагнитная неоднородность.
Третий фактор представлен ореолом втор жения УВ, расположенным непосредственно над газовой «шапкой», и субвертикальными кольцеоб разными зонами с разнонапряженным состоянием пород, которые подверглись преобразованиям в
Д&мГал ДТ,нТл
Ag
А Г
лс, км
-4
Ар=0 00 J= 3
Аст= .
Дс^
До= .
Аст=
=3
=- ""--
-------- ——-
Н, км
Рис.1. Многоуровневая гравимагнитная ФГМ антиклинальной структуры с нефтегазонасыщением
результате миграции УВ. Для центрального ореола вторжения УВ Дстизб=-0.02-103 кг/м3, J = -1нТл, для субвертикальных кольцеобразных зон Дстизб = = -0.01 и Дстизб = 0.0-103 кг/м3, 3 = -1 и 3 = 3 нТл.
Четвертый фактор составлен из трех горизонтальных объектов (пластин), расположенных в интервале смены зон восстановительного и окислительного режимов. Для центральной пластины Дстизб = 0.2-103 кг/м3, 3 = 30 нТл, для краевых Дстизб= = 0.0-103 кг/м3, 3 = 3 нТл. Два последних фактора отвечают третьему ореольному уровню неоднородности многоуровневой модели.
Собственно приповерхностная зона (Дстизб = = 0.0-103 кг/м3, 3 = 0.03 нТл) аппроксимирована горизонтальной пластиной.
Геометрические характеристики и оценки плотностных параметров вышеописанной модели были использованы и при исследовании теоре тического волнового поля В.Г. Балабановым [7]. Выяснилось, что из всех учтенных физико-геологических элементов модели наиболее сильно на динамику отраженных волн влияет фактор 2-го уровня, т.е. собственно залежь, заданная как область с повышенным поглощением сейсмической энергии (значение коэффициента поглощения
было задано на порядок сильнее фонового). При этом инверсный характер изменения амплитуд отражений от кровли и подошвы продуктивной толщи может быть, как полагает Балабанов, использован как прогнозный критерий при динамической интерпретации сейсмоданных: при наличии залежи УВ в своде антиклинальной структуры интенсивность отражений от подошвы продуктивной толщи и фундамента уменьшается в направлении к своду структуры, образуя широкий минимум. Интенсивность отражений от кровли нефтегазосодержащего интервала разреза возрастает от 2.8-10-6 усл.ед. (на ПК 0-10) до 6.510-6 усл.ед. (ПК 30), образуя максимум над сводом структуры.
Соответствующее отображение такой модели в гравитационном и магнитном полях выглядит следующим образом. Сложение всех факторов физико-геологической модели (ФГМ) (см. рис. 1) приводит к появлению локального прогиба-мини мума (амплитудой 0.8 мГал) на фоне основного «структурного» максимума. В поле ДТ введение субвертикальных кольцеобразных зон с исполь зованием программы Интермаг (С.А. Перваго) вызывает более резкую дифференциацию кривой,
где каждый вертикальный скачок интенсивности намагничения петрофизической модели отмечает ся особыми точками и перепадами значений ЛТ. Наибольший перепад значений от максимума к минимуму составил более 20 нТл. Такая сильная дифференцированность рельефа поля ЛТ вполне ожидаема и следует из известного соотношения Пуассона.
Анализ выполненного вычислительного эксперимента позволяет сделать следующие выводы.
1. Основной рисунок (знаковый образ) исследованной ФГМ - максимум - создается в полях Л§ и ЛТ структурными факторами модели (т.е. факторами 1-го уровня), и прежде всего выступом фундамента.
2. Соответствующее выступу антиклиналь ное поднятие усиливает этот образ, дополняя его малозаметными локальными осложнениями.
3. Область залежи как плотностная и магнитная неоднородности (факторы 2-го уровня) не меняет основной рисунок, но снижает амплитуду гравитационной аномалии на 10.5%, а магнитной - на 3.5%.
4. Вертикальные каналы миграции и физи ко-химическое изменение вещества под действи ем УВ придают рельефу кривых, особенно ЛТ, знакопеременный изрезанный характер, причем локальные экстремумы достигают значитель ной величины в Л§ 0.8 мГал (20%), а в поле ЛТ 15.2 мГал (77%). Пилообразный рисунок аномалии ЛТ становится определяющим, почти полно стью видоизменяя первоначальный структурный образ (максимум).
В целом картина распределения поля при обретает зонально-кольцеобразный характер, не раз отмечавшийся авторами экспериментальных исследований структуры геопотенциальных полей
[5,7].
Резюмируя полученные результаты геосейсмического и гравимагнитного многоуровневого моделирования, можно констатировать наличие вполне реальных физических основ у всех ме тодов сейсмогравимагнитного комплекса, достаточных для его применения с целью поисков нефтегазовых ловушек (месторождений) исследо ванной природы - тектонических антиклинальных структур, сопряженных с выступами фундамента. Очевидно, что переход к анализу трансформиро ванных (остаточных) аномалий, как это обычно делается в практике гравимагнитных наблюдений, существенно усилит «чувствительность» геопо тенциальных методов.
Модель «Подсолевая органогенная постройка Карачаганакского типа»
Модель подсолевой органогенной постройки рифового типа, использованную для моделирова ния [8], можно описать четырнадцатью геологическими телами (рис. 2), которые сообразно учету
особенностей формирования аномалий Л§ и ЛТ собраны в четыре группы.
1. Цоколевую, представленную слабомаг -нитным кристаллическим фундаментом с Лстизб = = 0.4-103 кг/м3, / = 30 нТл. В эту группу включено плотное пластообразное тело 2, имитирующее нижний терригенный комплекс осадочного чехла, развитый на всех древних платформах. Лстизб этого тела также 0.4-103 кг/м3, / = 10 нТл .
2. Карбонатно-терригенную подсолевую, включающую тела 3—9, которая состоит из плотных и немагнитных рифовых сооружений и компенсационных толщ заполнения терригенной природы: с Лстизб = 0.3-0.2-103 кг/м3, / = 0.03-10 нТл.
3. Солянокупольную, состоящую из двух одинаковых по форме и размерам соляных ку полов (тело 10). Исследовалось два варианта задания этих тел: петрофизически симметричная картина «чистых куполов» (Лстизб = -0.2-103 кг/м3, . = -5 нТл) и асимметричная - один из куполов как бы «засорен» привнесенным терригенным материалом (с Лстизб = -0.05-103 кг/м3, / = 2 нТл), как это имеет место на реальном Карачаганакском объекте.
4. Ореольную, куда вошли элементы 11—13, имитирующие факторы третьего уровня - сопутс твуюшие ловушкам УВ: ореол вторжения 12 (Лстизб= = -0.01-103 кг/м3 и / = 0.03 нТл) и субвертикальные кольцеобразные зоны физико-химически измененных пород 11 (Лстизб = 0.02-103 и Лстизб = = 0.0-10-3 кг/м3, J = 0.03 и J = 0 .0 нТл). В эту группу вошли также «неизмененные» тела 13.
5. Зону поверхностных неоднородностей 14, вызванных сменой окислительного и восстановительного режимов. Ее параметры Лст б = = 0.1-103 кг/м3, / = 30 нТл.
6. В дальнейшем к этим факторам доба вились некоторые «осложняющие» элементы, дифференцирующие петрофизическую основу модели, и общее число ее элементов было дове дено до 20. Итоговые результаты вычислительных экспериментов по оценке эффектов, создаваемых в геопотенциальных полях Л§ и ЛТ совокупностью элементов ФГМ, показаны на рис. 3 (асимметрич ная модель).
Рассмотрение этих результатов показывает, что в поле Л§ флюидальные факторы полностью экранируются сопряженным эффектом купол-мульда, где влияние немагнитной соли оказывается менее значительным, уровень аномальных углеводородных эффектов может приблизиться к солянокупольному. Однако на рис. 3 в сочетании кривых Л§ и ЛТ над исследуемыми подсолевыми объектами органогенной природы есть характерная особенность: над относительно плоским «моноклинальным» участком кривой ЛТ (от ПК -5 до ПК +5) располагается область максимума кривой Л§, а сама эта кривая не имеет выраженных минимумов солянокупольной природы (эти минимумы редуцированы влиянием подсолевого рифового комплекса). Такое соотношение может,
1 А
IÜ 3 Ч
Рис. 2. Геометрическая и петрофизическая параметризация объекта Карачаганакского типа: а - исходная геологическая модель по [8]: 1 - границы геологические, 2 - фундамент, 3 - известняк, 4 - терригенные породы, 5 - соль, 6 - сульфаты, 7 - аномалийная зона физических параметров, обусловленная ореолом углеводородов, 8 - нефть, 9 - газ; б - геометризованный образ, использованный для моделирования: 1-14 - номера многоугольника, До - плотность, О - намагниченность
как свидетельствуют многочисленные экспериментальные данные, освещенные в литературе [9], служить диагностическим импульсом выявления крупной карбонатно-органогенной постройки. Данные по Карачаганакскому месторождению подтверждают эти оценки влияния факторов 2-го и 3-го уровня [9]. Иными словами, нефтегазонос-ность объектов в полях Аg и АТ в столь сложных
геолого-геофизических условиях отражения не находит. Временной разрез (рис.4) позволяет выявить элементы конфигурации рифовмещаю щего комплекса и нижнепермской надстройки, но ореольные эффекты и нефтегазонасыщен ность ловушки также не выявляются. Остается предположить, что они могут быть выявлены по динамическим характеристикам сейсмозаписей.
АТ, нТл 35
30
25
20
15
10
5
мГал
X, км
А Т А £
Рис. 3. Гравимагнитная многоуровневая ФГМ объекта Карачаганакского типа
-6
Н, км
Рис. 4. Геолого-геофизический профиль скв. 35 - скв. 21. Карачаганакская площадь
Геосейсмическое моделирование по ФГМ, согласованной с моделью, приведенной на рис.2, подтверждает справедливость этих предположений. Авторам [8] удалось, в частности, установить факт латерального изменения интенсивностей отраженных волн, связанного с влиянием рифогенных построек (без нефтегазонасыщения): по кровле рифосодержащей толщи отмечается уменьшение амплитуд отражений, а по подошве - увеличение амплитуд отражений на пикетах, примерно соот ветствующих сводовым частям рифов.
Из сказанного очевидно, что только комплекс сейсмо-, грави- и магниторазведки является теоретически достаточным для прогнозирования подсолевых органогенных объектов и их нефтегазоносности. Такой минимальный по числу входящих в него методов комплекс можно считать рациональным. При этом по результатам совместного анализа гравимагнитных съемок должно, по-видимому, намечаться плановое по ложение прогнозируемых органогенных построек на сейсмических временных разрезах, должна просматриваться их геометрическая конфигурация, наконец, на основе углубленного анализа динамических характеристик сейсмозаписи - приниматься решение о возможном нефтегазо насыщении объекта. Можно также предполагать, что при успешном исключении гравиэффектов от соли из аномального поля Аg удается использовать для прогнозирования нефтегазонасыщенности подсолевых объектов данные гравиразведки.
Опыт моделирования свидетельствует все же о неполном, несмотря на все старания, вос создании тех эффектов, которые наблюдаются на практике. А эти эффекты порой так значительны, что И.Н. Михайлов [10] связывает их именно с гравиразведкой. Обратимся к собственному опыту решения задач нефтегазовой геофизики, включая прогнозирование нефтегазоперспективных объектов, основанному на привлечении геопотенциальных методов.
Примеры комплексирования геопотенциальных методов при прогнозировании нефтегазовых объектов
Основные задачи, которые могут быть наиболее эффективно решены комплексом геопотенци альных методов с сейсморазведкой, определяются с учетом двух обстоятельств. Первое состоит в том, что гравиразведка и магниторазведка относятся к методам сплошного обследования территории. Поэтому на основе результатов гравимагнитных съемок решаются задачи районирования террито рии исследований по особенностям распределения геофизических полей и, следовательно, задачи структурно-геофизического районирования. Тем самым территории разделяются на участки, в рамках каждого из которых выдерживается постоянство геолого-геофизических условий и характер связи геофизических аномалий с геологическими
источниками, т.е. соблюдается принцип аналогий. Опираясь на принцип аналогий можно осуществлять прогнозирование объектов поиска нефти и газа по этим аномалиям, что создает необходимые предпосылки для «фокусировки» дорогостоящих сейсморазведочных работ на перспективных в нефтегазоносном отношении участках.
Второе обстоятельство заключается в глубинной геологической природе гравимагнитных аномалий, которые контролируют в первую оче редь выступы в рельефе плотных и относительно магнитных пород фундамента, глубинные разло мы и прочие факторы, в немалой степени предо пределяющие наличие структурных осложнений в разрезе осадочного чехла. К этим осложнениям, как известно, обычно приурочены ловушки нефти и газа. Поэтому первая задача, для решения которой следует привлекать гравимагнитные данные,
- выявление участков (на основе структурно-геофизического районирования), перспективных для постановки сейсморазведочных работ на нефть и газ. Уместно напомнить, что районирование облегчает выбор первоочередных направлений поисково-разведочных работ не только на слабо изученных территориях, но и в старых нефтегазоносных провинциях, где в нарушение принципа стадийности поиска сразу проводились сейсморазведочные круп номасштабные поисковые работы на отдельных локальных площадях, а целостного представ ления о строении территории не сложилось. Обычно районирование осуществляют по ано мальным полям Аg и АТ порознь, используя такие признаки этих полей, как знак аномалий, интенсивность, возмущенность поля и т.п. Нами предлагается проводить районирование путем направленного суммирования предварительно отнормированных на величину стандарта полей Аg и АТ и построения карт комплексного гравимагнитного параметра КП [10], а также карт распределения коэффициентов корреляции аномалий г (Аg и АТ). Это позволяет реализовать более продуктивную идею районирования территорий по соотношению гравитационных и магнитных аномалий с выделением областей их моногеничности (максимумы КП-1 - прямое суммирование), и амоногеничности (максимумы КП-2 - инверсное суммирование). В этом случае областям, в разрезе которых развиты плотные и немагнитные карбонатные толщи (рифовые тренды, погребенные органогенные постройки депрессионного типа и пр.), отвечают максимумы КП-2, а участкам поднятий в рельефе плотных и относительно магнитных пород фундамента и нижнего терригенного (доверхнедевонского) комплекса - максимумы КП-1. Максимумам КП-2 обычно соответствуют зоны высоких отрицатель ных корреляций Аg и АТ, а максимумам КП-1
- интенсивные плюсовые корреляции.
В качестве примера выделения перспектив ных участков на рис. 5 приводятся карты комплек-
сного параметра КП-2 северо-западного сегмента Прикаспийской впадины, полученные путем направленного суммирования поля ЛТ с полем Л§, редуцированным за влияние солянокуполь-ной толщи, откартированной сейсморазведкой. На этом рисунке хорошо видно, что вдоль трассы
100001
регионального общефедерального геофизического профиля Оренбург-Маныч выделено несколько максимумов КП, контролирующих пространственное положение крупных нефтегазоносных карбонатных подсолевых тел. Наличие двух из них (2 и 5) уже подтверждено сейсморазведкой.
80000-
6000
40000-
Рис. 5. Карта комплексного гравимагнитного параметра, построенная с использованием Дgр(
1-5 - максимумы КП:
■- изолиния КП; I
' - глубокая скважина
Другая задача возникает в связи с интегральной природой геопотенциальных аномалий. Эту задачу можно обосновать как задачу вычленения остаточных аномалий, их пространственной привязки к локальным геологическим струк турам (поднятиям, ископаемым органогенным постройкам и пр.) - источникам малоразмерных и малоамплитудных возмущений Л§ и ЛТ, которые на гравиметрических и аэромагнитных картах проявляют себя в виде слабых вариаций хода изолиний, «фестонов» и пр. Особенно невнятным рисунком такие аномалии отличаются на картах масштаба 1:200 000; на картах более крупного масштаба (1:50000) они существенно отчетливей, но такие съемки проведены не повсеместно и их результаты более труднодоступны. Стоит подчеркнуть, что в нефтяной геофизике любая работа с гравимагнитными данными неизбежно связана с решением этой задачи, которая может быть определена как задача локализации объектов поиска. Локализацию проводят путем частотных и статистических преобразований (трансформаций) геопотенциальных полей или введением геологических редукций, т.е. вычислением прямых грави-или магнитоэффектов от известных элементов строения геологического разреза и последующим вычитанием этих эффектов из исходного суммар ного поля Д§ или ЛТ.
Пример с решением задачи локализации объектов поиска приведен на рис. 6, где показаны карты исходного и трансформированного полей
Д§ по одной из площадей Саратовского Заволжья. Видно, что рисунок нетрансформированного поля (рис. 6, а) определяет региональная трендовая компонента - значения Д§ (в условном уровне) закономерно уменьшаются с севера на юг, прак тически линейный ход изолиний осложняется небольшими локальными возмущениями типа фестонов. Последние наиболее заметны в районе сосредоточения глубоких скважин, контролирующих месторождение. В трансформированном поле, полученном устранением тренда 1-го поряд ка (рис. 6, б) с последующим вычислением трансформации Саксова-Нигарда (рис. 6, в), эта область четко локализовалась в знакопеременную систему - область минимума, окруженную кольцеобразной зоной максимумов, не воссоздающую своего рода типовой портрет нефтегазовой аномалии.
Наконец, третью основную задачу комплексной интерпретации данных сейсморазведки с гравимагнитными резонно определить как задачу повышения достоверности выделения объектов на сейсмических временных разрезах за счет привлечения независимой, дополнительной информации об этих объектах, извлекаемой из геопотенциальных полей. Причем повышение достоверности наиболее очевидно в случае многовариантной сейсмической интерпретации, когда выбор оптимального варианта достигается в ходе сейсмогравиметрического или сейсмог-равимагнитного моделирования, т.е. примене нием детерминистской методики построения и
1624000-
1622000-
1620000
1618000-
1616000-
1614000
1612000-
S130000 5132000 5134000 5136000 5138000 5140000 5142000 5144000 5146000 5148000 5150000 5152000 5154000
a
4 1618000-
5142000 5144000 5146000 5148000 5150000 5152000 5154000 5156000
5142000 5144000 5146000 5148000 5150000 5152000 5154000 5156000
б
в
Рис. 6. Карты исходного и преобразованных полей силы тяжести Богородского лицензионного участка: а - карта изоаномал поля тяжести (в условном уровне): 030425 - профиль физико-геологического моделирования; б - фрагмент карты Д^ после исключения трендовой составляющей первой степени; в - фрагмент карты аномалий Саксова-Нигарда с использованием поля Д^, освобожденного от трендовой составляющей (г1=500м, г2=2000м)
исследования согласованной ФГМ. В качестве оптимальной рассматривается согласованная по параметрам скорости и плотности (намагниченности) модель, для которой в процессе подбора достигнуто совмещение расчетных кривых Аg и АТ с наблюденными.
В качестве заключительного этапа комплекс ной интерпретации можно рассматривать построение прогнозных структурных карт (схем) по целевым горизонтам разреза, т.е. создание структурной основы, необходимой для обоснованного выбора
первоочередных направлений поисково-разведочных работ. Последнее предполагает в первую очередь размещение сейсмических профилей и скважин глубокого бурения. Прогнозирование осуществляется на основе анализа взаимосвязей геопотенциальных аномалий с эталонными сей сморазведочными и буровыми данными о глубинах залегания изучаемых горизонтов. Анализ взаимосвязей завершается построением оператора прогноза на основе многомерной регрессии, после чего осуществляется процедура прогнозирования.
Прогнозирование структурных планов может оказаться излишним, если разведуемая площадь уже изучена сейсморазведкой по достаточно густой сети профилей. Тогда наиболее актуальной задачей становится прогнозирование неструктурного геологического фактора с целью определения планового положения потенциальных залежей углеводородов. Для структурного и неструктурного прогнозирования можно воспользоваться корреляционной методикой разделения геофизи
д£,мГал. аТ, нТл
ческих аномалий КОМР [1]. Рассмотрим примеры применения этих методик.
Согласованная сейсмогравиметрическая ФГМ одного из объектов, намеченных максимумом КП на карте рис. 5, представлена на рис. 7. Процедура согласования осуществляется на ос нове структурного каркаса, составленного по ре зультатам интерпретации волнового поля (рис.8), дополненного данными, снятыми со структурной карты по кровле фундамента.
О 5 10 15 20
-у—Л. —
—---'--_____— 1—Н—1—*— 1___
__
— кривая Ag;
- кривая £ред (с исключением влияния подсолевой карбонатной постройки); -кривая д Т
Рис. 7. Фрагмент геофизического профиля «Оренбург-Маныч»
16-
14-
12-
10-
^ 50 - изолиния ЭПС;
^ - контур поднятия по горизонту П2 (данные сейсморазведки);
—-— - линия профиля
Рис. 8. Карта ЭПС (расхождений ДЯ эталонных сейсморазведочных и прогнозных по КОМР значений глубин
до горизонта П2)
Блоки фундамента петрофизически параметризуются, исходя из сложившихся в результате аэ ромагнитных и гравиметрических съемок прошлых лет. Учитывая, что намагниченность осадочных пород не превышает, как правило, 100х10-3 А/м и наиболее магнитные из них участвуют в стро ении нижнего терригенного комплекса, петро-магнитная характеристика блоков фундамента и упомянутого терригенного комплекса подбирается такой, чтобы полностью «скомпенсировать» кривую ДТ (нелишне заметить, что профиль «Орен-бург-Маныч» проходит почти в крест преобладающего простирания изолиний поля ДТ). Затем осуществляется параметризация тех же блоков в плотностной модели, так, чтобы плотностная их характеристика не противоречила петромагнит ной. После уяснения роли блоков фундамента и тесно корреляционно-связанного с ним нижнего терригенного комплекса в формировании поля Д§ подбираются плотности вышезалегающих комп лексов осадочного чехла с учетом скважинных и
литературных данных. Внутриформационная геометризация этих комплексов модели, их разбиение на отдельные квазивертикальные «блоковые» тела осуществляются в соответствии с рисунком вол нового поля. В конечном счете достигается сов мещение расчетных и наблюденных кривых Д§. Процесс формирования согласованной сейсмогра вимагнитной ФГМ завершается петромагнитной параметризацией «квазиблоков» и совмещением расчетной кривой ДТ с наблюденной. Процесс подбора кривых останавливается достижением минимума среднеквадратического отклонения расчетных кривых Д§ и ДТ от наблюденных. Для подбора ФГМ и расчета теоретических кривых используется программный комплекс Grav_bul и Mag_bul, разработанный А.А.Булычевым (МГУ им. Ломоносова, 2000 г.). Модель рис.8 интересна наличием разрастания мощности карбонатного интервала под соляным куполом, в контуре выделенного по сейсморазведочным данным карбонатного объекта. По кривой Дgред,
полученной исключением из числа гравиактив-ных комплексов ФГМ упомянутого карбонатного интервала, видно, что образовавшийся минимум интенсивностью до 5 мГал подтверждает факт наличия контрастного по плотности карбонатного тела в разрезе подсолевого палеозоя.
Карта ЭПС, полученная с помощью методики КОМР на той же самой площади, приводится на рис. 8. Этой методикой из поля Ag при корректирующем участке значений поля АТ была выделена оптимальная остаточная составляющая Ag^ коррелированная с рельефом поверхности соли, закартированным сейсморазведкой МОГТ, на уровне значения коэффициента корреляции r = 0.95. Фоновая составляющая, таким образом, взяла на себя влияние всех подсолевых факторов. Из нее выделена неструктурная составляющая седьмой степени, с помощью которой построена карта «эпсилон», или ЭПС (AH). Значения АН - это расхождения прогнозных по КОМР и эталонных сейсморазведочных глубин до кровли отражающего горизонта П2, заданного в качестве геологической характеристики H. По поверхности П2, отождествляемой с кровлей карбонатных предположительно нефтегазоносных толщ среднего карбона, а также по поверхности нижнепермских карбонатов Пх, намечено поднятие, о котором уже говорилось при рассмотрении результатов моде лирования на рис. 7. Пространственный контур данного поднятия показан на рис. 8. Из работ [11, 12] известно, что область максимальных Ag (в два и более раз превышающих фоновые) могут рассматриваться как индикаторы наличия залежи углеводородов.
Таким образом, нетрудно убедиться в рабо тоспособности предлагаемого комплекса геофизических методов применительно к различным задачам нефтегазовой геологии, включая непосредственное прогнозирование нефтегазоносности.
Заключение
Резюмируя представленные в статье матери алы можно видеть, что данные геопотенциальных методов в комплексе с сейсморазведочными обнаруживают способность к прогнозированию структур осадочного чехла, включая флюидаль-ную компоненту. Впервые проведенные вычислительные эксперименты по многоуровневым моделям с нефтегазонасыщением дают этому оптимистическому заключению вполне прием
лемое теоретическое обоснование, а примеры практического применения этого комплекса, как приведенные в настоящей работе, так и многие другие, позволяют рекомендовать его к использованию в Волго-Уральской и Прикаспийской нефтегазоносных провинциях.
Библиографический список
1. КашикА.С. Российская нефтяная геофизика. Некоторые мысли накануне третьего тысячелетия // Геофизика. 2000. №3. С. 3-12.
2. Кондратьев О.К. Физические возможности и ограничения разведочных методов нефтяной геофизики // Там же. 1997. №3. С. 3-18.
3. Чернов А.А., КолесовВ.В. Обнаружение и картирование залежей УВ по их проявлениям в геопотенциальных полях // Там же. Спецвыпуск к 10-летию ЗАО «Пангея». 2004. С. 38-48.
4. Конценебин Ю.П. Геологическая интерпретация гравитационных аномалий Нижнего Поволжья. Саратов, 1988. 216 с.
5. Витвицкий О.В. Локальный прогноз нефтегазоноснос-ти по данным высокоточной гравиразведки // Прикладная геофизика. М., 1990. Вып. 123. С. 107-118.
6. Рыскин М.И. и др. Комплексирование геофизических методов при поисках органогенных построек в подсолевом разрезе Прикаспийской впадины // Геология нефти и газа. 1992. №7.С. 31-34.
7. Конценебин Ю.П., Рыскин М.И., Балабанов В.Г. и др. Геофизическое моделирование ловушек нефти и газа. Саратов, 1999. 198 с.
8. Шестюк В.А. Применение комплекса геофизических методов для прогнозирования разреза и его нефтегазонос ности. Саратов, 1984. 182 с.
9. Рыскин М.И., Лепилин В.М., Романов В.В. Выявление пространственных закономерностей размещения нефте-газоперспективных зон на основе структурно-геофизи ческого районирования // Недра Поволжья и Прикаспия. Саратов, 1995. Вып. 8. С. 21-31.
10. Михайлов И.Н., Чертовских К.А. Гравиразведка на нефть и газ // Разведка и охрана недр. 2001. № 4. С. 19-22.
11. Витвицкий О.В. Корреляционные преобразования геофизических полей. Состояние и перспективы // Геофизика и математика: Материалы 1-й Всерос. конф. М., 1999. С. 27-32.
12. Навальнева В.И. Возможности выделения нефтега-зоперспективных участков корреляционным методом // Разведочная геофизика. 1986. Вып. 102. С. 90-97.
