CC BY
94
Ю.Н. Гололобов, В.Г. Мавричев, И.В. Молодцов, А.И. Атаков
ФГУ НПП «Геологоразведка», Санкт-Петербург
mavrichev@mail.ru
МАГНИТОРАЗВЕДКА КАК МЕТОД ИЗУЧЕНИЯ СКЛАДЧАТО-РАЗРЫВНЫХ СТРУКТУР НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ
В новых экономических условиях при работах на нефть и газ на первый план выгходит повышение эффективности геолого-геофизических работ, что определяет на конечном этапе исследований результативность поискового и глубокого бурения. В то же время, резко увеличивающаяся стоимость геологоразведочных работ для вышвления перспективных объектов под бурение диктует необходимость удешевления их за счет использования новейших технологий в геофизическом приборостроении, во внедрении более эффективных и дешевых геофизических методов исследований, в обработке и анализе геолого-гео-физических материалов. Это важно не только при работах в малоизученных нефтегазоперспективнык регионах, но и на сравнительно хорошо исследованных территориях, на площадях с высокой степенью освоения ресурсов УВ, т.к. получение новых знаний способствует повышению эффективности исследований за счет рационального выбора и направления геофизических работ, увеличения глубины исследований, поиска сложнопостроенных и малоразмерных объектов.
Новые открытия требуют усложненной методики поисков и разведки, больших объемов бурения и, соответственно, ассигнований. На практике на конечном этапе геофизических исследований таких территорий подразумевается переход от поисков и локализации поисковых объектов к прямому прогнозированию залежей углеводородов с оценкой их геометрических размеров, глубины залегания, запасов углеводородного сыфья. Решение данный задач одним, даже если это сейсморазведка 3Д, методом вряд ли будет осуществимо. Решение проблемы видится во всестороннем и целенаправленном изучении недр комплексом геофизических и геохимических методов. Физико-географические особенности территори-ально-акватори-альных нефтегазоносных бассейнов (НГБ) России, включающих и прибрежное мелководье с его технико-тех-нологичес-кой специ-
Рис. 1.
Картирование с т ру к -турных осложнений Ветлужского свода аэромагнитной съемкой. 1 - изолинии аномального магнитного поля, нТл; 2 - изогипсыг по отражающему горизонту С1,у, м; 3 - локальныге поднятия: 1 - Владимирское, 2 - Безыгмянное.
фикой освоения, определяют приоритетность в геологоразведочном процессе дистанционных геофизических методов в качестве опережающих и/или сопровождающих сейсмические исследования. Привлекательными характеристиками этих методов являются: 1) информационная оперативность; 2) непрерывный (необходимо достаточный) охват сопредельных территорий и акваторий; 3) независимость от времени года; 4) экологическая безопасность; 5) отсутствие физико-географических ограничений для применения; 6) низкая стоимость.
Аэромагнитная съемка масштаба 1:25 000 - 1:50 000 с высокочувствительной (0.001 нТл) аппаратурой при полной компьютеризации процессов съемки и обработки данных, спутниковая аэронавигационная система привязки измерений позволяет в кратчайшие сроки получать в нефтегазоносных провинциях обильную информацию, в том числе, по слабоизученным и труднодоступным регионам, по шельфу и прибрежному мелководью окраинных морей РФ, подготовить геофизическую основу для различных геоструктурных построений, количественно прогнозировать нефте- и общегеологическую информацию. Применение такой аппаратуры (магнитометр отечественного производства АКМ-01), измеряющей магнитное поле с погрешностью до ± 0,15 - 0,45 нТл с регистрацией 1296 изм/с и полной компенсацией девиационных помех, обеспечивает высокую надежность фиксации слабоинтенсивных аномалий магнитного поля (десятые доли нанаТесла),
(ДТЬнТїі
ізі^2
Рис. 2. Картирование структур осадочного чехла в бортовой зоне Прикаспийской впадины (Иртек-Илекская структура). А - карта аномального магнитного поля (ОТ)а в нТл; Б -карта графиков остаточныгх аномалий с отрезком осреднения по маршруту 1,7 км. 1 - изогипсыг по отражающему горизонту КН1 (кровля соли); 2 - изолинии магнитного поля: а -положительная, б - нулевая, в - отрицательная; 3 - графики остаточныгх аномалий магнитного поля.
юоо
3000
создаваемых слабомагнитными породами осадочного чехла, получение практически не искаженных инерционностью измерений поля ДТ. Результатом аэромагнитной съемки являются цифровые матрицы и карты заданных масштабов аномального магнитного (их трансформантов) поля (Атаков и др., 2005; Безуклад-нов, Мавричев, 1997; Гололобов и др., 2002; Мавричев, 1997; Якимов и др., 2003).
Применяемые современные отечественные технологии обработки такой обильной информации позволяют переходить от качественных признаков отражения в магнитном поле особенностей геологического строе- 2000 ния к количественным характеристикам (оценка глубины залегания отдельных структурно-вещественных комплексов, их состав, мощность и др.), обеспечивают вы- 4000 деление и анализ «тонкой» структуры магнитного поля, что, в целом, расширяет возможности аэромагниторазведки в изучении особенностей геологического строения осадочного чехла, в оценке перспектив площадей на поиски различного морфолого-генетических типа структур и локализовать в их пределах участки, потенциально перспективные на обнаружение залежей углеводородов более “тяжелыми” поисково-разведочными работами (сейсморазведка МОГТ -2Д,-3Д, бурение). На конечном этапе обеспечивается эффективное решение основных задач, определяющих выфабот-ку (корректировку) стратегии и тактики поисков месторождений и залежей углеводородов (Атаков и др.,
2005; Якимов и др., 2003):
1. Расчет гипсометрии эрозионно-тектонического рельефа фундамента и складчатого основания, прогноз их вещественно-структурной неоднородности, кинематический (динамический) анализ палеотектони-ческих процессов и влияния дислокаций фундамента на структуру осадочного чехла.
2. Прогноз вещественно-структурных неоднородностей осадочного чехла (в т.ч. ареалов повышенной мезотрещиноватости и/или флюидизации пород), их
100
100
50 КМ
Рис. 4. Томографическая модель (а - в масштабе глубин, б - в масштабе времени ОГТ) магнитныгх неоднородностей в Олюторс-ком прогибе на шельфе Берингова моря (маршрут Ь202)Шкалы1 плотности магнитныгх источников, ед./100 м2
АТ, нТл
Рис. 3. Табышское нефтяное месторождение. А -магнитное поле над месторождением в аллох-тонной надвиго-вой зоне; В -петромагнит-ныгй разрез. 1 -терригенныге отложения; 2 - линия надвига; 3 -график оста-точныгх аномалий магнитного поля (Ьоср = 4 км); 4 -расчетное магнитное поле разреза осадочного чехла; 5 - залежь нефти; 6 - предполагаемое положение надвига.
50 км
Рис. 5. Строение основания (К2) и чехла (Р-О) в Олюторском прогибе Берингова моря по материалам совместной интерпретации сейсморазведочныгх и магнитометрических (см. рис. 2) данныгх (временной сейсмический разрез (а) - по материалам ФГУ НПП “Дальморнефтегеофизика”). 1 - разрыгвыг; 2 -литолого-стратиграфические границыг; 3 - конус вытоса; 4 -крипп; 5 - изолинии намагниченности пород по данным спектрально-пространственного анализа поля БТ (СПАН); 6 - аре-алыг слабомагнитныгх пород по данным СПАН.
пространственного положения и стратификации на базе закономерностей изменчивости физических свойств пород и диагностических признаков отражения в магнитном поле перспективные объектов различного типа.
Опыт выполнения опережающих аэромагнитных съемок масштабов 1:25 000 - 1:50 000 был получен по контрактным работам с акционерными и государственными предприятиями МПР РФ, Пермгеолком, ОАО «ЛУКОЙЛ-Пермь», ОАО «ЛУКОЙЛ-Астраханьморнефть», ООО «Ку-баньгазпром», ОАО «Башнефтегеофизика», ОАО «Рос-нефть-Краснодарнефтегаз», и др. в Пермской области, Башкортостане, Татарстане, Удмуртии, на акваториях и прилегающей суше Азовского и Баренцева морей, Обско-
Тазовского региона и Северного Каспия, а также в Беринговом море. В каждом регионе даны рекомендации на постановку (корректировку) геологоразведочных работ на выгавленныгх объектах (Атаков, и др., 2005; Мавричев, 1997; Мавричев, Гололобов, 2004). Объекты первой очереди подтверждены везде, в том числе, в Башкортостане и на Каспии, результатами бурения.
Развитие новыгх принципов интерпретации материалов аэромагнитной съёмки позволяет существенно повысить эффективность регионального и локального прогноза нефтегазоносности разреза. Установлены диагностические признаки (закономерности) отражения в магнитном поле по данным аэросъёмок масштаба 1:25 000 - 1:50 000 с высокочувствительной аппаратурой над известными месторождениями нефти и газа. Над антиклинальными структурами, объектами рифовой природы отмечается понижение магнитного поля, величина которого определяется, в основном, геометрическими (амплитуда поднятия, наклон её крыльев, высота рифовой постройки и др.) параметрами объекта, толщиной перекрывающих его терри-генных отложений (для Волго-Уральской, Тимано-Печор-ской нефтегазоносных провинций), а также их магнитных свойств. В морфологии магнитного поля хорошо отмечаются переклинали структур, особенно в случаях, когда продольные размеры выше поперечных.
На рисунке 1 приведен пример отражения в морфологических изменениях магнитного поля известных структур Ветлужского свода (Нижегородская обдасть). Если структуры свода достаточно четко отражены в аномальном магнитном поле и нет никаких сомнений в их вышвле-нии в остаточных аномалиях поля БТ, то Иртек-Илекская структура в иной структурной позиции (бортовая зона Прикаспийской впадины и малых поперечных размерах -2.5 км) находит отражение только при фильтрации магнитного поля и выделении его локальной составляющей (Рис. 2). На следующем рисунке (Рис. 3) морфология магнитного поля над месторождением нефти подтверждается и результатами моделирования магнитного поля с учетом фактических данных изучения магнитных свойств представленных в разрезе пород по керну скважин. В магнитном поле при применении программы СПАН (спектрально пространственный анализ) отражены автохтонная и аллохтон-ная структуры месторождения, выщеляется в морфологических изменениях магнитного поля локальная неоднородность резко пониженных магнитных свойств («тонкая» структура магнитного поля), отвечающая в разрезе положению известной залежи нефти.
В таблице приведены данные на 1993 г. выборочной проверки сейсморазведочными работами МОГТ-2Д по двум нефтегазоносным провинциям.
Опыт проведения аэромагнитных съемок и разрешающие способности современных геофизических технологий убеждают в том, что крупномасштабные съемки эффективны не только для вышвления локальных объектов и изучения их морфологических параметров. Томографический анализ пространственного распределения магнитных источников в разновозрастный комплексах (от докембрийс-ких Балтийского щита и палеозойских Урала до мезозойских Западной Сибири и кайнозойских Берингова моря (Атаков, Гололобов и др., 2005; Мавричев, 1997) позволяет получать информацию не только о веществе неоднородностей и латеральном распределении мезотрещиноватости на различных глубинах геологического разреза, но и об условиях осадконакопления (например, прогнозные криппы и конусы выноса) и о состоянии (растяжение, сжатие) сегмента недр, ярким показателем которых служит наличие или отсутствие флюидизированных разрывов (Рис.4, 5).
Таким образом, основные фактические данные для моделирования НГБ и оценки его углеводородного потенциала (строение и вещественный состав фундамента, определение дифференцированной мощности чехла и его районирование по физическим свойствам пород, прогноз зон возможного нефтегазонакопления и выщеление локальный неоднородностей различных морфогенетических типов) могут быть получены на основе проведения комплексных (на суше) аэрогеофизических и аэромагнитной (на шельфе и прибрежном мелководье) съемок, характеризующихся высокой экономичностью, оперативностью и вседоступ-ностью. Результаты аэрогравимагнитометрических (новыш комплекс) съемок (Атаков, Гололобов и др., 2005; Мавричев, 1997; Мавричев, Гололобов, 2004) демонстрируют объективную возможность эффективного их применения не только для решения региональных вопросов геологического строения и зонального прогноза нефтегазоносности территорий и акваторий, но и на нефтепоисковом этапе, особенно в районах со сложными физико-географическими условиями («транзитное» мелководье, шельфы арктических и дальневосточных морей, подтрапповые комплексы Сибирской платформы и др.). Высокая информативность результатов достигнута синтезом геоиндикационных данный КС и трансформантов потенциальных полей, в основе которого лежит закономерность отражения в морфологии и интенсивности потенциальных полей любых изменений свойств горныгх пород чехла и фундамента.
В зависимости от степени изученности районов и нефтегазоносных (перспективно-нефтегазоносных) комплексов НГБ целесообразно вытолнять аэрогравимагнитометричес-кие съемки (Атаков и др., 2005; Мавричев, Гололобов, 2004): 1) на рекогносцировочном этапе - сопровождающие съемки полосой шириной 20 - 30 км вдоль региональных сейсмо- и геофизических профилей;
2) на последующих этапах - площадные съемки масштабов 1:25 000 - 1:50 000 (крупномасштабные на перспективных участках) в качестве опережающих и сопровождающих регионально-поисковую сейсморазведку с главной целью ее оптимизации.
Для повышения инвестиционной привлекательности недр, в частности, шельфов арктических (включая Баренцево) и
Нефтегазоносные бассейны Выделено перспективи. аномалий Проверено сейсморазв. работами Получено подтверж- дение Коэффици ент успеш ности
Тимано-Печорская провинция 311 32 28 0.88
Волго-Уральская провинция 1093 157 115 0.73
в том числе по субъектам:
Пермская область 320 28 23 0.82
Самарская область 427 86 61 0.71
Республика Башкортостан 346 43 31 0.72
Итого: 1404 189 143 0.76
Табл. Результатыы проверки сейсморазведкой МОГТ-2Дрекомендаций по материалам аэромагнитной съёмки масштаба 1:25 000 - 1:50 000.
Н.Б.Амелъченко
ДООО «Геопроект», Уфа amelchenkonb@bashneft.ru
НЕТРАДИЦИОННЫЕ ЛОВУШКИ УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫ1Х КОМПЛЕКСАХ БАШКИРСКОГО ПРИУРАЛЬЯ
Проведена ревизия нетрадиционных ловушек углеводородов, открытых на территории Башкирского Приура-лья. Для каждого нефтегазоносного комплекса выявлены зоны концентрации генетически однотипных объектов. Проведение геолого-разведочных работ на направлениях возможного развития этих зон повысит их эффективность.
Практика геолого-поисковых работ свидетельствует о том, что фонд традиционнык ловушек углеводородов (УВ) антиклинального типа (экранированных положительным перегибом кровли продуктивного пласта), которые достаточно уверенно картируются структурным бурением и сейсморазведкой МОГТ, в платформенной части Башкирского Приуралья (БП) практически исчерпан. Неосвоенные ресурсы УВ заключены, в основном, в ловушки, сформированные при участии таких генетических факторов как литологический, стратиграфический, дизъюнктивный, различными их комбинациями друг с другом, а также со структурной составляющей (структурно-литологические, лито-лого-дизъюнктивные и др.). Картирование подобных объектов, отличающихся сложным строением и небольшими размерами, весьма затруднено, поскольку надежные поисковые признаки (сейсмические либо какие-то другие) для них пока не выфаботаныг Поэтому, эффективность глубокого бурения на ловушках нетрадиционного типа весьма не удовлетворительная. Для успешного вовлечения в поисковый процесс ресурсов УВ, сопряженных со сложнопос-троенными объектами, необходимо провести ревизию известных ловушек по генетическому принципу и вышвить закономерности их пространственного размещения.
Условия палеотектонического и палеогеографического развития территории БП в палеозое обусловили формирование ловушек УВ различных генетических типов. Рассмотрим особенности их распространения в основных нефтегазоносных комплексах.
В девонском терригенном комплексе промышленная нефтеносность связана с песчаными пластами-коллекторами (пласты Дкын, Д0, ДІ, Дії, ДШ, ДГУ и ДУ). Большинство ловушек установлено в зонах нефтенакопления, контролируемый протяженными линейными дизъюнктивными дислокациями - кон- и постседиментационными гра-
далыневосточных морей (достоверности прогнозных оценок геологического строения и ресурсов УВ) рекомендуется выполнение опережающих и сопровождающих сейсморазведку аэрогравимагнитометрических съёмок (Атаков и др., 2005) масштабов 1: 25 000 - 1: 50 000 в районах, где таковые не проводилисы с высокочувствителыной аппаратурой.
Литература
Атаков А.И., Гололобов Ю.Н., Мавричев В.Г. и др. Оптимизация нефтегазопоискового процесса на основе комплекса современных аэрогеофизических технологий. Тюмень. Горные ведомости. № 6(13). 2005. 82-89.
Безукладнов В.А., Мавричев В.Г. Выявление аномалий типа
бенообразными прогибами (КГП и ПГП), зонами горстовидных поднятий (ЗГП). Перечисленные дислокации за-картированы сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением в пределах почти всех структурно-тектонических регионов БП: Южно-Татарском (ЮТС) и Башкирском сводах (БС), в Благовещенской (БВ) и Бымско-Кунгурской впадинах (БКВ) и т.д. Ловушки УВ, сопряженные с региональными тектоническими нарушениями, сформированы, как правило, при участии дизъюнктивного и структурного факторов (Ракитовское, Сергеевское, Бузовьязовское месторождения и др.). К ним может присоединиться литологическая составляющая, поскольку нередко отмечается выклинивание песчаных пластов в направлении, перпендикулярном простиранию зоны. В таком случае ловушка имеет три экрана (разнотипноэкранированная). Разработка оптимальной методики поисков и разведки сложнопос-троенных поисковых объектов в терригенном девоне требует выяснения основных закономерностей пространственного распространения продуктивных песчаных тел, для чего рассмотрим условия их седиментации на примере пашийских песчаников БВ.
Формирование осадков терригенного девона на северо-востоке БВ контролировалось Башкирским сводовым поднятием, которое было частью субмеридионального палеоархипелага на востоке Русской плиты. Элементы раз-ломной тектоники северо-восточного простирания, характерные для БВ, зародились в древнейшие эпохи диастро-физма. На протяжении геологических эпох они оставались ослабленными зонами, неоднократно «оживали», раскрываясь на стадии растяжения и смыкаясь на стадии сжатия. Связанные с ними понижения рельефа в начале пашийско-го времени стали осваиваться водными потоками, переносящими обломочныш материал с Башкирского палеосвода. Выфаботанныге русла заполнялись песчаным материа-
«залежь» по магнитному полю. М. Геология нефти и газа. № 6. 1997. 25-29.
Гололобов Ю.Н., Мавричев В.Г., Морозова М.А. Результаты и перспективы комплексной аэрогеофизической съёмки в труднодоступных районах. М. Разведка и охрана недр. № 12. 2002. 12-18.
Мавричев В.Г. Аэромагниторазведка на региональном этапе изучения нефтегазоперспективных территорий. М. Отечественная геология. №12. 1997. 34-39.
Мавричев В.Г, Гололобов Ю.Н. Аэрогравиметрический метод поиска месторождений нефти и газа. С.Петербург. Нефть, Газ, промышленность. 2004. 12-13.
Якимов А.С., Мавричев В.Г, Гололобов Ю.Н. и др. Вещественно-структурные неоднородности фундамента и осадочного чехла в материалах аэрогеофизических съёмок. Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. М. ВНИИО-ЭНГ. № 7. 2003. 12-20.
