CC BY
17
ИЗУЧЕНИЕ НЕОДНОРОДНОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РАЗРЕЗОВ
В.Н.Устинова, В.Г.Устинов, И.В.Данилов, Д.К.Волков (ТГУ)
Нефтегазовые месторождения юго-востока Западно-Сибирской плиты хорошо изучены геофизическими методами и бурением. Сложность вторичных преобразований пород в коллекторах и вмещающих породах в связи с нефтегазонасы-щением не всегда позволяет построить адекватные геологической ситуации физико-геологические модели залежей УВ. Однако детальные исследования керна, результаты каротажа скважин показывают, что в нефтегазоносных разрезах выявляются резкие изменения плотности пород и интервальной скорости, которые увязываются с нефтегазоносными отложениями, характеризуют их.
В пределах Нюрольской впадины, где отложения чехла продуктивны в широком стратиграфическом диапазоне, проведен значительный объем поискового и разведочного бурения. Средняя глубина скважин 3-4 км. Залежи УВ сосредоточены в основном на глубине 3-4 (в палеозойских отложениях) и 2-3 км (в юрских отложениях). Наиболее крупные залежи УВ приурочены к отложениям васюганской свиты, к песчаным пластам-коллекторам, индексируемым Ю1,-Ю*, редко Ю,\ Ю,5, Ю,6, Ю2. В отложениях тюменской свиты — это небольшие по размерам залежи в песчаных пластах Ю3—Ю14 (индексация пластов СНИИГГиМСа, принятая при подсчете запасов). В палеозойских отложениях залежи УВ связаны с эрозионно-тектоническими выступами фундамента. На месторождениях, расположенных на восточном
борту Нюрольской впадины, в разбуренной части разреза проведен детальный анализ изменения плот-ностных и скоростных параметров по вертикали.
В пределах ряда детально изученных месторождений (Нижнета-баганское, Северо-Калиновое, Калиновое, Северо-Останинское, Ур-манское, Южно-Тамбаевское) выявлен ряд неоднородностей в распределении плотностных и скоростных параметров по разрезам продуктивных скважин, связанных с юрскими залежами и залежами УВ в приповерхностной части фундамента. Исследован характер этих неоднородностей в связи с фазовым составом залежей УВ и мощностью коллекторов, определено влияние тектонической трещиноватости на размеры зон неоднородностей и степень вторичных изменений пород в их пределах.
Наличие залежей УВ в палеозойских отложениях либо юрской толще обычно сопровождается общим понижением скорости вдоль всего ствола исследуемой скважины (Устинова В.Н., 1989). Относительные отрицательные аномалии скоростей в интервале юрских отложений достигают 200-300 м/с, реже более и зависят от числа продуктивных пластов в разрезе и их мощности (мощность изменяется от 3-5 до 10, реже 15-20 м).
Изменение скорости в продуктивных скважинах в первую очередь обусловлено понижением упругих свойств пород в контуре залежи УВ, а также во вмещающих (перекрывающих) залежь породах (в зо-
не диффузионно-фильтрационного проникновения УВ) как в результате консервирующих свойств УВ, так и вследствие вторичных процессов, происходящих в залежах УВ и "ореолах вторжения УВ" и ведущих к разуплотнению минерального скелета породы [2, 5].
Профили интервальных скоростей по данным АК, сейсморазведки МОГТ и значений плотности, измеренных по керну, для юрских отложений Нижнетабаганского, За-падно-Останинского, Северо-Оста-нинского и Северо-Капинового месторождений приведены на рис. 1.
Результаты измерений наглядно иллюстрируют изменение интервальных скоростей отложений аалена (включая песчаные пласты Ю^-Юц), байос-бата (песчаные пласты Ю10-Ю5) и келловей-окс-форда (песчаные пласты Ю^Ю^. На Нижнетабаганском месторождении максимальные изменения интервальной скорости выявлены в скв. 16, где относительная отрицательная аномалия скорости интенсивностью до 400 м/с наблюдается в отложениях келловей-оксфорда, продуктивных по пластам Ю^ и Юз (таблица). В отложениях байос-ба-та интенсивность относительной отрицательной аномалии скорости несколько ниже (около 350 м/с), так как они продуктивны в верхней части — по пласту Ю5, из пласта получен относительно невысокий дебит нефти.
Понижение скорости в отложениях аалена до 300 м/с обусловлено, вероятно, наличием небольшой залежи УВ в низах тюменской сви-
GEOPHYSICAL INVESTIGATIONS
ты, не опробованной на нефтегазо-насыщение. С палеозойскими отложениями это изменение скорости не связано, так как по результатам испытаний залежей У В в палеозое не обнаружено.
В скв. 3 Нижнетабаганского месторождения также наблюдается общее понижение скорости в юрских, ааленских, байос-батских отложениях, кроме келловей-оксфорд-ских. Относительная отрицательная аномалия скорости в интервале юры по данным АК (по сравнению с аномалиями в скв. 4 и 10) меньше, чем в скв. 16 и составляет 300 м/с. Аномалия значений скорости в скв. 3 вызвана в основном наличием залежи УВ в палеозойских отложениях (см. таблицу). Малые значения общего аномального понижения интервальной скорости в разрезе юры в скв. 4 и 10 объясняются отсутствием залежи УВ в палеозое (скв. 10) и невысокой продуктивностью разреза (скв. 4), а также расположением скв. 4 и 10 в слабонарушенных (по результатам изучения тектонической тре-щиноватости) зонах. Аномалия значения скорости в разрезе скв. 16 выявляется в отложениях неокома, перекрывающих юрский комплекс, что обусловлено высоким дебитом газа по результатам испытаний пласта Ю<|.
Аномалии значений средней интервальной скорости в юрской толще и разрезах аалена, байос-ба-та и келловей-оксфорда до 300 м/с в скв. 21, 23 и 25 Северо-Калиновой площади (см. рис. 1) связаны с неф-тегазоносностью палеозойских отложений и нефтегазоносностью отложений юры по пластам Ю2, Юб. Залежи УВ в палеозойском фундаменте на Западно-Останин-ской и Северо-Останинской площадях проявляются в наличии относительных отрицательных аномалий плотности и значений интервальной скорости по данным сейсморазведки. На Западно-Останинской пло-
щади аномалии значений интервальной скорости отмечаются вплоть до верхов мела, при этом максимальной интенсивности они достигают в близрасположенных к залежам юрских отложениях.
Анализ размеров зон диффузионно-фильтрационного проникновения У В над залежами разного фазового состава в пределах Севе-ро-Калинового и Нижнетабаганского месторождений показывает, что размер "ореола вторжения УВ" резко возрастает при увеличении дебита, причем сильнее над продуктивными интервалами с высоки-
ми дебитами нефти (см. таблицу). Увеличение газовой фракции в залежах УВ приводит к незначительным увеличениям размеров зоны "ореола вторжения УВ", при этом может резко вырасти интенсивность относительной отрицательной аномалии интервальной скорости. Например, на Нижнетабаган-ском месторождении в скв. 10 — залежь пласта Юб, в скв. 16 — залежь пласта Ю3, в скв. 4 — палеозойская залежь; на Северо-Калиновом месторождении в скв. 21 — палеозойская залежь, в скв. 25 — залежь пласта Юб (см. таблицу).
Рис. 1. ЛАТЕРАЛЬНАЯ ИЗМЕНЧИВОСТЬ СКОРОСТНЫХ И ПЛОТНОСТНЫХ СВОЙСТВ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ СТРУКТУР ПО МАТЕРИАЛАМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ (А), КАРОТАЖУ СКВАЖИН (Б) И РЕЗУЛЬТАТАМ ЛАБОРАТОРНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ (В) КЕРНА (данные З.А.Мышко, Г.Г.Зятева)
Уинт,мД
5000 4000 3000 2000
Уинт,мД
4000 3800 3600 3400
440 А 440 А 443 А 3200
10 20 Дм
2380- ■60 -- 2500
2400- ■40 2540
2440-Н, м /7,М Западно-Останинская 2580 Мм
20 Л>
а, п-103 кг/м3
Уинт,м/с
3800-3600 3400
Нижнетабаганская Б
27
Сеееро-Останинская В
\о
24 25 21 23
А ,_4 А А
20 Л>
Северо-Калиновая Б
л ЕЕЗб и—1R EI
I А I I А I
- 8 9 I А I 10 I А I
и
Отложения: 1 - байос-бата, 2 - аалена, 3 - келловей-оксфорда, 4 - баженовской свиты; 5 - суммарная мощность песчаных тел юрской толщи (h); интервальные скорости между отражающими горизонтами: 6- Иа и III, 7- 1а и III, 8- 1а и Па (1/ит); 9-структурная поверхность отражающего горизонта Иа; скважины: 10 - непродуктивные, 11 - продуктивные
Размеры аномальных зон скоростей над залежами УВ по данным ГИС
Месторождение Номер скважины Возраст, индекс пласта Дебит нефти через 8-м м штуцер, м3/сут Дебит газа, тыс. м3/сут Интенсивность аномалии скорости в "ореоле вторжения УВ", м/с Размеры зоны "ореола вторжения УВ", м
Урманское 1 PZ 38,4 400-500 100
2 PZ 2,6 250 80
5 PZ 21,5 0,05 250-300 120
7 PZ 20,7 250 60
11 PZ 40,0 10,00 800-1000 240
11 PZ 125,0 29,50 800-1000 240
Нижнетабаганское 10 Ю6 0,7 9,90 200 100
Ю3 31,90 200 80
16 ю, 173,80 150 110
Ю3 12,7 101,00 450 130
ю5 1,4 350 100
3 PZ 150,0 0,10 400 210
4 PZ 22,0 41,30 400 70
ю6 0,07 0,09 50 50
Ю3 13,0 0,19 70 60
Северо-Калиновое 21 PZ 13,4 29,00 250-300 70
Ю6 13,50 240 70
ю2 5,10 210 60
23 PZ 40,8 150-200 150
25 PZ 123,5 2,94 200 70
Ю6 63,6 2,58 180 120
Ю, 66,10 150 150
24 PZ 0,28 50-100 150
Южно-Тамбаевское 75 PZ 81,6 62,00 300 160
Однако размеры зон "ореолов вторжения У В" в скв. 3, 10, 16 Ниж-нетабаганского месторождения и в скв. 21 Северо-Калинового месторождения значительно больше "ореолов вторжения УВ" в соседних с ними скважинах, близких по продуктивности. Важным фактором, оказывающим заметное влияние на размеры зон диффузионно-фильтрационного проникновения У В (достаточно контрастно проявляющихся в физических полях, т.е. подвергнутых интенсивным вторичным изменениям в УВ "столбе" над залежью) и степень сохран-
ности залежей УВ является тектоническая трещиноватость. Авторы данной статьи по палеоповерхности верхнеюрских отложений для Калиновой, Северо-Калиновой, Соло-новской и восточного участка Ниж-нетабаганской площадей построили схему расположения тектонических трещин (рис. 2) с указанием их ранга в соответствии с классификацией СС.Шульца (1973), Н.Д.Павлова (1989) по данным сейсморазведки с использованием метода трассирования соосных уступов.
Так как скв. 3, 10 и 16 Нижне-табаганского месторождения лежат
вблизи зон тектонических трещин северо-восточного и северо-западного простираний III порядка и субмеридионального простирания I порядка (см. рис. 2), увеличение интенсивности относительных отрицательных аномалий для всей юрской толщи и внутри толщи, вероятно, связано с повышением тектонической трещи новатости в разрезах этих скважин. Значительное повышение интенсивности относительных отрицательных аномалий скорости в скв. 21 Северо-Калинового месторождения при малых значениях дебитов нефти и газа также свя-
зывается с повышенной тектонической трещиноватостью в разрезе скв. 21, так как она лежит вблизи узла пересечения тектонических трещин III порядка северо-восточного и меридионального простираний. Высокая интенсивность относительных отрицательных аномалий скоростей в зонах "ореолов вторжения УВ" скв.З, 10 16 (Нижне-табаганское месторождение) и 21 (Северо-Калиновое) может быть объяснена понижением степени сохранности залежей. Коэффициенты сохранности залежей УВ и тектонической трещиноватости пород по керну в этих скважинах не определялись. По результатам визуального анализа в керне выявляются трещины разной природы (тектонические, кливажные и др.). Роль тектонических трещин в сохранности залежей контрастно проявляется на Калиновом месторождении. Продуктивность установлена только в сла-бодислоцированных блоках Калинового поднятия (скв. 5, 7, 9, 10, 12, 16, 18, 20). Скважины, расположенные непосредственно в зонах трещиноватости I, II порядков либо близ узлов пересечения тектонических трещин (в том числе, III порядка), пустые (скв. 2, 3, 6, 11, 14, 15, 30).
Имеющиеся данные об интенсивности дислокационных напряжений разного направления на исследуемой нефтегазоносной территории [1, 4] позволяют считать, что значения трещиноватости максимальны в зонах тектонических трещин I и II порядков. В большинстве случаев в зонах трещин I и II порядков на месторождениях Пуд и некого ме-гавала и Нюрольской впадины неф-тегазопроявление в продуктивных горизонтах отсутствует. Тектоническая трещиноватость III порядка способствует частичному расформированию залежей, что проявляется в увеличении зон "ореолов вторжения У В" над залежами в 1,5-2,0 раза. Так, скв. 5, 11, 19, 23 Н ижнетабаганского месторожде-
ния, скв. 28 Северо-Калинового месторождения, расположенные в зонах тектонической трещиноватости I, II порядков либо в зонах пересечения тектонических трещин III порядка, пустые (см. рис. 2); в скв. 21 Северо-Калинового месторождения и скв. 16 Нижнетабаган-ского месторождения наблюдается
увеличение размеров зон "ореолов вторжения УВ" при близкой продуктивности залежей в близлежащих скважинах (скв. 23, 25 Севе-ро-Калинового месторождения; скв. 10 Нижнетабаганского месторождения). Вероятно, высокая тектоническая трещиноватость юрских отложений в этих скважинах спо-
Рис. 2. ТЕКТОНИЧЕСКАЯ ТРЕЩИНОВАТОСТЬ ПЛОЩАДЕЙ ПО РЕЗУЛЬТАТАМ МОРФОСТРУКГУРНОГО АНАЛИЗА
I - глубокие скважины: а - продуктивные, б-с нефтепроявлениями, в - пустые; 2-стратоизогипсы по отражающему горизонту Па, м; 3 - тектонические трещины I (а),
II (б), III (в) порядков; площади: К - Калиновая, С-К - Северо-Калиновая, Н-Т -Нижнетабаганская, С - Солоновская; структурная карта на основе построений Г.И.Берлина
ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
собствовала более быстрому, чем на участках отсутствия такой тре-щиноватости, расформированию залежей. Такое предположение подтверждается результатами исследований специалистов СНИИГГиМСа (Еханин A.B., 1990), согласно которым степень сохранности залежей УВ в Центральном Приобье понижается в южном направлении, т.е. в сторону к изученным месторождениям.
В ходе исследований установлено, что тектоническая трещино-ватость оказывает заметное влияние на сохранность залежей УВ и формирование зон диффузион-но-фильтрационного потока УВ, а основными факторами, определяющими размеры и интенсивность аномалий геофизических параметров в зонах "ореолов вторжения УВ", являются: мощность продуктивного коллектора, степень его
нефтегазонасыщения, фазовый состав залежи УВ, тектоническая тре-щиноватость в пределах залежи и ее ранг.
На Урманском, Южно-Тамба-евском месторождениях продуктивны в основном палеозойские отложения (см. таблицу).
Все пробуренные на Урманском, Южно-Тамбаевском месторождениях скважины по данным КМПВ находятся в зоне повышенных граничных скоростей по горизонту Ф (кровля палеозойских отложений) (рис. 3), что связано с развитием доломитов в палеозойских отложениях [3], однако интервальные скорости по ГИС (рис. 4, см. таблицу) в контуре нефтегазо-носности Урманского месторождения (скв. 1, 2, 5, 11) значительно ниже, чем за его пределами (скв. 4, 6). Так как граничная скорость характеризует 200-300-м толщу пород под преломляющей границей (Гамбурцев Г.А., 1952), положительная аномалия граничных скоростей на участке подтверждает наличие доломитов, а относительная отрицательная аномалия интервальных скоростей (см. рис. 4), осложняющая эту аномалию, свидетельствует о наличии в их приповерхностной (поверхность палеозойских отложений) части залежей УВ.
Вертикальные размеры относительных отрицательных аномалий интервальных скоростей в низах тюменской свиты, обусловленные палеозойскими залежами УВ в скв. 1, 2, 5, 7 и 11 Урманского месторождения, различны (см. рис. 4, таблицу). Увеличение размеров и интенсивностей скоростных аномалий наблюдается в следующем порядке: скв. 7, 2, 5, 11. Эта последовательность соответствует и последовательности увеличения дебитов УВ (и мощности продуктивных пластов от 6 до 10 м) из продуктивных интервалов, за исключением скв. 2, где дебиты УВ при больших размерах зоны "ореола вторжения УВ"
Рис. 3. ГРАНИЧНЫЕ СКОРОСТИ В ПРИПОВЕРХНОСТНОЙ ЧАСТИ ПАЛЕОЗОЙСКОГО ФУНДАМЕНТА ПО РЕЗУЛЬТАТАМ КМПВ В ПРЕДЕЛАХ ПУДИНСКОГО МЕГАВАЛА (по материалам Ф.Г.Гурари, С.Ф.Богачева)
1
Iii
1 - изоаномалы величин граничной скорости, км/с; 2-контуры локальных поднятий: С-К - Северо-Калиновое, Т - Тамбаевское, Н-Т - Нижнетабаганское, Г - Ге-расимовское, О - Останинское, 3-0 - Западно-Останинское, У - Урманское, К -Калиновое; 3 - спектры приращений граничной скорости в пределах локальной структуры
GEOPHYSICAL INVESTIGATIONS
Рис. 4. КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ СХЕМЫ СРЕДНИХ ПЛАСТОВЫХ СКОРОСТЕЙ В ПЕСЧАНЫХ (А, В) И ГЛИНИСТЫХ (Б, Г) ОТЛОЖЕНИЯХ УРМАНСКОГО И ЮЖНО-ТАМБАЕВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4000 4000 4000 4000
4ооо yzzzzzzzzzzzz^
4000 |-
Z
Г.
4000 4000 4000 4000 4000 4000 4000
4000'
3000 -L . и 6 1 Мм д_¿^
ю7 ю8
Ю9
Ю10 Юн Ю12
ю ю
13
14
5
2 7 _
11
4 л
4000 4000 4000 4000
zzz^^^^^ ю2
Ю3
ю.
r^^^^^^^ZZZZZZZZZZZ^
4000 ^^ssssssssssssssss^^ZJ^ Ю
4000
4000 1- I .......^ Ю7
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000 3000 Н, м 6
ю8 ю9
Ю10
^UU^y^"" Ю11
з=——^^^^^ Ю12
ZZZZZZZZZZ
ю ю
14
1 л
5 л
2 л
7 л
11
4 л
А 5
J Issssssssss/ssssssssssss/TTTTT
[ " ' znzzzzm
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000
4000 '
4000
4000 '
4000 ' 3000 ■ Н, м
4000
4000 '
4000"
4000"
4000"
4000'
4000"
4000"
4000"
4000"
4000"
4000"
4000-
4000"
3000 J-мм
в
,-'_J ••',-' 1 1 '-■
75 л
76 л
Юг
ю2 Ю3 ю.
Ю, ю2
Ю3
ю4 Ю5 ю6 ю7 ю8 ю9
- Ю,о
юи Ю12 Ю13
ю
14
1 - скважины глубокого бурения; 2 - попластовые относительные отрицательные аномалии значений интервальной скорости (по материалам С.М.Шевченко)
самые низкие. Увеличение зоны "ореола вторжения УВ" в скв. 2 Ур-манского месторождения, как и в скв. 21 Северо-Калинового месторождения и скв. 16 Нижнетабаган-
ского месторождения, может быть связано с влиянием тектонической трещиноватости, а также не выявленными интервалами продуктивности. Вблизи скважины расположено на-
рушение северо-восточного простирания III порядка. Обширная зона понижения значений скоростей в низах тюменской свиты в скв. 2 (до 80 м по АК и до 240 м при сопо-
ставлении с соседними скважинами) обусловлена, вероятно, не только палеозойской залежью, но и залежью УВ в отложениях аалена или байос-бата (в верхах аалена пласты Ю11( Ю12 или в низах байос-бата пласт Ю10).
Залежи УВ в скв. 75 Южно-Тамбаевской площади также соответствует относительная отрицательная аномалия интервальной скорости в низах тюменской свиты (см. таблицу), ее интенсивность значительна и обусловлена высокопродуктивной залежью в палеозойских отложениях. Так как скв. 75 лежит внутри блока III порядка, вблизи тектонических трещин III порядка, тектоническая трещиноватостъ оказала определенное влияние на формирование коллекторов, проявилась и в размере зоны "ореола вторжения УВ ". Размеры зоны "ореола вторжения УВ" и значения дебита позволяют предположить, что для палеозойской залежи тре-щиноватость III порядка играет положительную роль, в том числе в нефтегазонасыщении залежи. Как и в некоторых продуктивных скважинах Северо-Калинового и Ниж-нетабаганского месторождений, в продуктивных скважинах Урман-ского и Южно-Тамбаевского месторождений наблюдается увеличение размеров "ореолов вторжения УВ" над залежами, содержащими газовые фракции (см. в таблице скв. 5, 11 Урманского месторождения, скв. 75 Южно-Тамбаевского месторождения).
В пределах Южно-Тамбаевско-го месторождения, кроме относительных отрицательных аномалий значений скорости в "ореоле вторжения УВ" палеозойской залежи скв. 75, выделены относительные отрицательные аномалии скорости (интервальные скорости по АК) в интервале пластов Юц, Ю12 в скв. 75, 76, 77. Относительные отрицательные аномалии значений скорости в "ореолах вторжения
УВ" как в песчаниках и алевролитах, так и в аргиллитах отмечаются на всех кривых АК, в том числе выявляются в интервальных скоростях для литологических разностей пород описанных месторождений. Над нефтегазонасыщенными коллекторами повышается изрезан-ность кривой скорости. Отклонения скорости для отдельных литологических разностей с 50-100 м/с в зонах, не подверженных вторичным изменениям, возрастают до 250-300 м/с в аномальных (нефте-газонасыщенных) зонах.
Сопоставление скоростных кривых для отложений ярусов (см. рис. 1) и для отдельных литологических разностей по материалам АК в скважинах Южно-Тамбаевско-го и Урманского месторождений (см. рис. 4) показало, что на поведение скоростных аномалий отложений ярусов заметное влияние оказывают мощности тех или иных литологических разностей пород и в первую очередь песчаных отложений. При увеличении мощности песчаных отложений увеличивается средняя скорость анализируемого интервала. Особенно контрастно это проявляется на скоростном профиле Северо-Калинового месторождения (см. рис. 1). Контрастное проявление интервальных изменений скорости в связи с нефте-газоносностью на попластовых графиках свидетельствует о том, что корреляционные схемы пластовых скоростей литологических разностей с учетом тектонической трещи-новатости, ее ориентации и ранга в пределах прогнозной зоны с успехом могут быть применены при оценке степени сохранности залежей и выявлении нефтегазоперс-пективных зон.
Изучение скоростных аномалий на корреляционных схемах АК в результате раздельного анализа кривых для песчаных и глинистых разностей позволило выделить ряд зон (пласты Ю4, Ю7, Ю10 скв. 11;
пласты Ю2, Ю3, Ю7 скв. 5; Ю9, Юз, скв. 1 Урманского месторождения; пласт Ю12, скв. 76; Ю2, Ю7, Юц скв. 75 Южно-Тамбаевского месторождения), которые являются перспективными на обнаружение залежей УВ и рекомендованы к опробованию.
Конечно, изменчивость аномалий скоростей в нефтегазоносном разрезе связана с фациальным, гранулометрическим, петрографическим составом литологических разностей пород. Однако скоростные аномалии, вызванные этими неод-нородностями, по интенсивности значительно ниже, чем те, которые обусловлены нефтегазонасыщени-ем и вторичными процессами в контуре нефтегазоносности и ближайшем законтурном пространстве.
В результате проведенных исследований выявлен ряд особенностей в распределении скоростных параметров по разрезам нефтегазоносных скважин:
нефтегазонасыщенные песчаные пласты и зоны "ореолов вторжения УВ" залежей отмечаются относительными отрицательными аномалиями скоростей;
относительные отрицательные аномалии скоростей в зонах "ореолов вторжения УВ" наблюдаются как в песчаных, так и в глинистых разностях пород;
вертикальные размеры связанных с залежами УВ аномалий скоростей различны (от 50-100 до 250 м) и определяются мощностью, продуктивностью, фазовым составом залежей и интенсивностью тектонической трещиноватости в их пределах;
газовые залежи и залежи УВ, приуроченные к зонам повышенной тектонической трещиноватости III порядка, отличаются наиболее интенсивными аномалиями скоростей как в контуре нефтегазоносности, так и в перекрывающих породах.
Наличие мощных региональных (баженовская, георгиевская свиты — мощность глинистых отложений до 30 м), субрегиональных
(нижневасюганская подсвита — мощность глинистых отложений до 15-20 м) и зональных (межугольная толща васюганской свиты — мощность глинистых пачек до 10-15 м) экранов в районе исследований способствует хорошей сохранности залежей и локализации контрастных по физическим свойствам "ореолов вторжения УВ" в областях близ залежей.
В результате проведенных исследований уточнена модель залежь УВ — вмещающие породы для территории исследований. Доказана связь относительных отрицательных аномалий интервальных скоростей и плотности с нефтегазона-сыщением пород. Показана необходимость дифференцированного подхода к аномалиям скоростей с
учетом степени тектонической тре-щиноватости пород в пределах изучаемых скважин.
Литература
1. Белозеров В.Б. Особенности формирования песчаных тел в средне-юрских отложениях юго-востока За-падно-Сибирской плиты / В.Б.Белозе-ров, Е.Е.Даненберг, Н.П.Ковалев // Проблемы геологии и нефтегазоносно-сти верхнепалеозойских и мезозойских отложений Сибири. — Новосибирск: Изд-во СНИИГГиМС, 1984.
2. Березкин В.М. Об изменении физических свойств пород в пределах нефтегазоносных структур / В.М.Березкин, Д.Б.Хавкина // Повышение геологической эффективности и практические способы интерпретации грави-разведочных работ. — М.: Недра, 1982.
3. Богачев С.Ф. Опыт комплекси-рования сейсмических и гравиметрических исследований при изучении палеозойских образований Западно-Сибир-ской плиты (на примере Нюрольского прогиба) / С.Ф.Богачев, Г.К.Автеньев,
B.А.Канарейкин // Деп. в ВИЭМСе, 1985. - № 258.
4. Еханин Е.В. Мезозойские и кайнозойские тектонические движения Среднего Прииртышья по данным сейсморазведки / Е.В.Еханин, Е.И.Бень-ко // Тр. СНИИГГиМСа. - Новосибирск, 1979.
5. Зорькин Л.М. Прямые геохимические методы оценки нефтегазоносно-сти локальных структур / Л.М.Зорькин,
C.Л.Зубайраев, Н.В.Лопатин, Е.В Стад-ник, В.А.Строганов // Методы оценки нефтегазоносности локальных ловушек. — М.: Недра, 1981.
О Коллектив авторов, 2005
УВАЖАЕМЫЕ ЧИТАТЕЛИ!
Вышли в свет книги:
А. С. Волкова 'МАШИНИСТ БУРОВОЙ УСТАНОВКИ' (справочное и учебное пособие). - М., 2004. - 600 с.
В пособии рассмотрены современные вопросы проектирования, организации, технологии, техники, охраны труда и окружающей среды при бурении геолого-разведочных скважин.
А.С.Волкова, А.В.Есипова, Н.Я.Крупинина, А.В.Кушнарева "ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОНТРОЛЬ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЯ' (справочное пособие). - М., 2004. - 244 с.
В справочном пособии приведено около 1 800 основных понятий, терминов и определений, используемых в нормативно-правовых и инструктивно-методических документах, а также научно-технической и учебной литературе.
По вопросам приобретения книг можно обратиться по адресу
115172 Москва, ул.Гончарная, 38, ООО "Геоинформмарк"
или по тел /факс: (095) 915-67-24; e-mail: infc@igeoinform.ru
Density and rate parameters of rocks in interval of hydrocarbon saturation within the limits of hydrocarbon pools and in accommodating rocks by results of studying a core material and by logging data of boreholes are essentially unsteady. In productive reservoirs and in accommodating rocks is observed the downturn of rate and density properties of rocks at the expense of hydrocarbon saturation and secondary processes proceeding in reservoir under influence of hydrocarbons, most intensively — in fractured zones. Fracturing of planetary nature should be taken into account while creating geological model of hydrocarbon pools, as bringing a certain contribution to volumetric structure of the reservoir.
