CC BY
73
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гальперин Е.И. Вертикальное сейсмическое профилирование. Опыт и результаты. - М.: Наука, 1994. - 320 с.
2. Гурвич И.И., Боганик Г.Н. Сейсмическая разведка. - 3-е изд., перераб. - М.: Недра, 1980. - 551 с.
3. Клаербоут Д.Ф. Сейсмическое изображение земных недр. -М.: Недра, 1989. - 405 с.
4. Пузырев Н.Н. Методы сейсмических исследований. - Новосибирск: Наука, 1992. - 236 с.
5. Аппроксимация годографов сейсмических волн полиномами минимального порядка при их автоматическом прослеживании: В сб.: Аналого-цифровые вычислительные системы и их применение / Вылегжанин О.Н., Иванченков В.П.;
Томск. политехн. ин-т. - Томск, 1989. - С. 179-186. - Рус. -Деп. ВИНИТИ 19.12.1989, № 7493 - В89.
6. Пантелеев А.В., Летова Т.А. Методы оптимизации в примерах и задачах. - М.: Высшая школа, 2008. - 544 с.
7. Лоссовский Е.К. Теоретические сейсмограммы на идеализированных моделях нефтегазовой залежи // Геофизический журнал. - 1982. - Т. 4. - № 5. - С. 26-35.
8. Лоссовский Е.К., Гордиенко Л.Я., Макарчук Л.С. Синтетические сейсмограммы на идеализированных моделях нефтегазовой залежи // Геофизический журнал. - 1985. - Т. 7. - № 4. -С. 42-54.
Поступила 08.04.2010г.
УДК 550.834.05
ПРИМЕНЕНИЕ АМПЛИТУДНО-ИНТЕРПРЕТАЦИОННОГО КОМПЛЕКСА ДЛЯ ВЫЯВЛЕНИЯ ПЕРСПЕКТИВНЫХ ОБЪЕКТОВ НА НЕФТЬ И ГАЗ (ВОСТОК ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ)
С.В. Зимина*, Г.И. Тищенко, К.Ю. Смирнова, О.Д. Елисеева
*Томский политехнический университет Томский филиал ФГУП «Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья»
E-mail: zimina-70@mail.ru
На основе геолого-геофизической изученности восточных районов Томской области выполнен ряд геологических задач. Осуществлено районирование прогнозно-нефтегазоперспективных территорий по аномальным сейсмическим эффектам в мезозойских отложениях. Установлено, что разработанная методика с применением новых технологий прогноза залежей углеводородов может быть использована при проведении геологоразведочных работ для дальнейшего изучения территории. Сделан вывод о размещении прогнозно-перспективных локализованных участках на территории исследования.
Ключевые слова:
Комплекс методов, залежь, сейсморазведочные работы. Key words:
Complex of methods, accumulation, seismic survey.
Уже более полувека в геологической литературе идет диспут о перспективах нефтегазоносности мезозоя юго-востока Западной Сибири. По этому поводу существуют различные мнения, в том числе и о высоких перспективах нефтегазоносности этих районов [1, 2]. С другой стороны, А.Э. Конторович и др. (1975 г.) [3] эти территории показал как малоперспективные для поисков скоплений углеводородов в мезозое или как бесперспективные.
В рамках государственного контракта рассматривается территория правобережья р. Оби, включая Восточно-Пайдугинскую впадину и прилегающие территории вдоль регионального профиля «Южсибгеосейс-1» (рис. 1). Анализ геолого-геофизической изученности показал, что восточные районы Томской области исследовались неравномерно. Только с 1996 г. началось планомерное выполнение региональных сейсморазведочных работ МОГТ-2Д. Объемы бурения параметрических скважин остаются небольшими - на 36 площадях
пробурено 58 скважин, из них 5 - опорных и 16 -параметрических. Тем не менее, накопленная информация позволяет, используя различные методики прогнозирования углеводородных скоплений, дать оценку перспектив нефтегазоносности мезозойских отложений Восточно-Пайдугинской впадины и прилегающих территорий.
Для достижения поставленной цели на рассматриваемой территории специалисты ТФ СНИИГГиМС провели детальный комплекс исследований геолого-геофизической информации, включающий методику прогнозирования углеводородных скоплений по аномальным сейсмическим эффектам в отраженных волнах, основанную на переобработке и спецобработке сейсмических профилей по технологичным обрабатывающим и сервисным программам «Энергосейс», «АИК», «SAM».
Рассмотрим более подробно одну из основных методик, применявшейся в данной работе. Было осуществлено районирование нефтегазоперспек-
Рис. 1. Обзорная карта территории исследований
тивных территорий, а также выделено 9 зон с локализованными участками, на которых подсчитаны ресурсы углеводородов (рис. 2).
Методика прогнозирования углеводородных
скоплений по аномальным сейсмическим эффектам
Теоретической основой возникновения аномальных сейсмических эффектов в полях полезных отраженных волн является флюидодинамиче-ская модель формирования залежей нефти и газа. Согласно этой модели, углеводородно-газово-вод-ные смеси (флюиды), мигрируя вверх по разрезу осадочного чехла, заполняют высокоемкие породы на пути следования. При этом, одни компоненты, такие как СО2, вода преобразуют породы, а другие - углеводороды - скапливаются под региональными и зональными покрышками. Этот непрерывный процесс миграции флюидов возможен только в тектонически активных зонах в динамично развивающихся структурных элементах.
Мигрирующие флюиды, являясь агрессивными химическими соединениями, способны в значительной степени изменять первоначальный облик отложений. В зависимости от литологического состава вмещающих пород и гидродинамической об-
становки такие изменения проявляются в многообразных формах, отличающихся как по типам новых минеральных образований, степени переработки, так и по масштабам их проявления. В результате суммарного наложения геохимических процессов на путях миграции флюидов происходят наиболее глубокие преобразования минерального состава пород, которые нарушают первоначальное состояние среды и порождают аномальные эффекты в физических полях.
Р.С. Сахибгареев [4], Ю.В. Щепеткин [5] и др. доказывают, что под воздействием флюидов осадочные породы, вмещающие окружающие залежи, а также находящиеся на путях миграции углеводороды, испытывают многообразные и существенные преобразования минерального состава и структурно-текстурных форм. Р.С. Сахибгареев [4] показал, что по мере стадийного заполнения ловушки углеводородами непосредственно на уровнях стабилизации водонефтяного контакта под воздействием продуктов их неполного окисления происходит растворение основных породообразующих минералов: кварца, карбонатов, полевых шпатов и переотложение их в виде регенерационных новообразований, конкреций и т. д. В результате под во-
Рис. 2. Схематическая карта размещения прогнозно-нефтегазоперспективных локализованных участков по мезозойским отложениям Восточно-Пайдугинской впадины и прилегающих территорий
донефтяным контактом образуется зона разуплотнения пород, а ниже её - зона цементации. Многостадийное формирование или разрушение залежей обуславливает существование нескольких зон разуплотнения и цементации на уровнях стабилизации древних водонефтяных контактов. В результате образуется полосчатое чередование зон с высокими и очень низкими коллекторскими свойствами.
По данным С.Г. Семёновой [6], вследствие диффузии и эффузии нефтегазосодержащих соединений, над скоплениями углеводородов и вокруг них образуются зоны осадочного чехла с эпигенетически преобразованными отложениями. Непосредственно на контакте залежи с непроницаемыми глинистыми покрышками, как правило, образуются более жёсткие минералы, такие как сульфаты,
карбонаты, сульфиды, сера и др. Выше по разрезу идут процессы растворения, переотложения, амор-физации, выщелачивания, кавернообразования, приводящие к увеличению пористости этих отложений и, как следствие, уменьшению их акустической жёсткости. Мощность этой зоны может достигать 1000...3000 м.
Степень участия углеводородных флюидов в процессах вторичных изменений вмещающих пород прослежена Ю.В. Щепёткиным [7] на Са-лымской группе месторождений. Им установлено, что, в процессе формирования залежей углеводородов, изменение первичного облика осадочных пород может происходить за счёт развития вторичных рудных минералов - различных форм железа (лимонита, гидрогетита и др.).
Выводы о влиянии процессов миграции флюидов на осадочные породы были проверены и подтверждены при изучении петрофизических свойств пород на месторождениях Нюрольской впадины Западно-Сибирской плиты нашими исследованиями, проведёнными на Арчинском и Урманском месторождениях Томской области. Результаты исследований показывают, что в породах, перекрывающих нефтяные и газовые залежи, вторичное мине-ралообразование выражается в проявлении сидерита и пирита, содержание которого в породе может достигать 50...60 %.
Результаты детального изучения разрезов изменённых пород верхней части доюрских образований на Герасимовском месторождении Томской области явились не только подтверждением влияния флюидов на процессы преобразования минерального состава вмещающих пород, но и послужили доказательством генетической связи вторичной минерализации с формированием коллекторов.
Установлено, что в пористых кварц-каолинито-вых породах повсеместно отмечаются следы миграции нефти в порах и трещинах, зачастую выполненных эпигенетическими минералами. В породах переходной зоны в стилолитовых швах и интерсти-циях кристаллов кальцита, заполняющих трещины, присутствует окисленная нефть. В свежих или слабоизменённых породах наряду с редкими трещинами, заполненными окисленной нефтью, присутствует рассеянное органическое вещество, в составе которого преобладает сильно разложенное сапропелевое. Таким образом, производные нефти и эпигенетические минералы - кварц, кальцит, сидерит, каолинит связаны между собой пространственно и закономерно распределены по профилю изменённых пород. Определяющим контур нефте-газонасыщения пород поверхности палеозоя на Ге-расимовской площади является гравитационный фактор, так как основная залежь приурочена к наиболее приподнятой части рельефа. Здесь и отмечены наибольшие толщины и высокая проницаемость изменённых пород в разрезах скважин, что является одним из подтверждений связи процессов нефтегазонакопления, преобразования нефтевме-щающих пород и формирования коллекторов.
В пределах миграционного следа, наряду с вторичной минерализацией, возникают ореолы рассеяния углеводородов в виде включений микрочастиц битумов в минеральные новообразования, которые поданным Р.Ш. Хайретдинова [8] сопровождаются увеличением содержания в разрезе радиоактивных элементов и могут быть обнаружены методом гамма-каротажа.
Сейсмогеологические условия в зонах вторичной минерализации, связанной с влиянием углеводородов, претерпевают заметные изменения. Подтверждением этому служат результаты анализа материалов метода общей глубинной точки на месторождениях Томской области, которые показывают,
что преобладающее количество нефтегазопроявле-ний фиксируется в волновой картине зонами затухания интенсивности волн, отраженных от отложений, вмещающих и перекрывающих залежи нефти и газа. Для них характерны следующие особенности: резкое, скачкообразное понижение амплитуды отражённых волн в аномальной зоне; зависимость интенсивности затухания амплитуд от степени нефтенасыщенности разреза; коррели-руемость сейсмических аномалий по площади.
Понижением энергии сейсмических волн отмечаются скопления углеводородов в каждом нефтегазоносном комплексе: зоне контакта пород палеозоя, юрском и меловом. Одной из главных особенностей является то, что аномальные зоны образуют субвертикальные столбы, которые на временных разрезах прослеживаются от границы Ф2, отождествляемой с поверхностью доюрских образований, через юрский в меловой интервал. Наиболее ярко эта особенность проявляется в тектонически-активных областях и на площадях, где отсутствуют надёжные региональные и зональные покрышки для залежей углеводородов. Интенсивность сейсмических аномалий зависит также от фазового состояния углеводородов. Отмечено, что нефтегазовые и нефтегазоконденсатные месторождения проявляются в сейсмической записи более выразительно, чем нефтяные. Это можно объяснить большей миграционной способностью и агрессивностью газовых фракций.
Вышеперечисленные геохимические предпосылки и выявленные в результате статистического анализа закономерности изменения сейсмической записи в пределах месторождений нефти и газа позволяют использовать энергетические и амплитудные характеристики отражённых волн для прямого прогнозирования зон нефтегазонакопления. Для реализации этих возможностей в 1996 г. был создан программный комплекс «Энергосейс», а затем под руководством и по идеологии Г.И. Берлина В.И. Кукушкиным был создан программный комплекс «АИК» (амплитудно-интерпретационный комплекс).
Оценка перспектив нефтегазоносности на основе
картирования аномальных сейсмических эффектов
по региональным профилям
На схематической карте размещения локализованных участков прогнозного углеводородонасы-щения в мезозойских отложениях Восточно-Пай-дугинской впадины Томской области (рис. 2) показаны территории возможного распространения локализованных ресурсов углеводородов (категория Д-1). Такой подход к оценке перспектив нефтегазо-носности, несмотря на редкую сеть сейсмических профилей и небольшое количество пробуренных скважин, обусловлен тем, что однотипные сейсмические аномалии на сейсмических профилях группируются на конкретных участках тектонических элементов и фациальных зон и, по-видимому,
отражают геологические условия, благоприятные для скоплений углеводородов. С этих позиций часть изученной территории, не вошедшая в контур локализованных участков, оказалась практически бесперспективной, и только слабая их изученность не позволила придать ей такой окончательный статус, а отнести к потенциально перспективной (категория Д-2), тем более, что контуры локализованных участков проведены достаточно условно, т. к. сеть исследованных профилей не позволяет осуществить более точную локализацию участков с однотипным характером проявления аномальных сейсмических эффектов.
Прогнозно-перспективные локализованные участки
Картирование прогнозно-продуктивных участков по отложениям нижней, средней юры осуществлялось не по каждому нефтегазоносному горизонту, а по однотипности проявления сейсмических аномалий в разрезе. Как правило, наблюдается прогнозная продуктивность нескольких пластов в отложениях тюменской свиты, или в пространстве они заменяют друг друга, тогда этот участок профиля представляется единым прогнозно-продуктивным. Попластовое прогнозирование скоплений углеводородов по аномальным сейсмическим эффектам в нижне-среднеюрских отложениях практически невозможно из-за отсутствия надежных сейсмических реперов и малого количества пробуренных скважин, что не позволяет осуществлять надежную пространственную корреляцию. Локальные прогнозно-продуктивные участки оконтуривались путем прослеживания в пространстве участков сейсмических профилей с близкими по характеру проявления аномальными сейсмическими эффектами и, как предполагается, в одинаковых по стратиграфическому положению пластах.
Таким путем выделены все зоны прогнозного-нефтегазонасыщения в нижне-среднеюрских отложениях. Поскольку из сейсмических разрезов видно, что флюидопотоки проходили юрские отложения снизу по вертикали или с некоторым смещением, то насыщение пластов углеводородами наблюдается чаще в нижней части разреза, особенно на бортах положительных структур. На временных разрезах видно, что прогнозно-углеводородо-насыщенные пласты пространственно связаны с распространением глинистых пачек. Наиболее часто и на значительной площади исследуемой территории прогнозное углеводородонасыщение наблюдается под углисто-глинистой пачкой пород, которая прослеживается на большие расстояния и,
скорее всего, вместе с подстилающими песчаниками формирует отражающую границу 1-а10 (У-10). Прогнозно-продуктивными песчаниками в этом случае являются пласты Ю12, Ю14-15.
На участках, где эта пачка пород опесчанивает-ся, наблюдается прогнозное углеводородонасыще-ние в выщележащих пластах.
Там, где мощность нижне-среднеюрских отложений небольшая (Карбинская, Чачанская площади), прогнозное углеводородонасыщение наблюдается в кровельной части данного разреза.
В целом, по нижне-среднеюрским отложениям, можно заметить, что протяженные прогнозно-нефтегазонасыщенные пласты наблюдаются на склонах поднятий и в прогнутых участках рельефа. Сводовые части локальных поднятий характеризуются либо отсутствием, либо фрагменарным прогнозным насыщением углеводородов.
На рис. 1 видно, что локальные участки прогнозной продуктивности нижне-среднеюрских отложений распространены повсеместно, но не на всей рассматриваемой территории. Площадное укрупнение участков, в определенной степени, связано с редкой сетью сейсмических профилей, сгущение которой может раздробить прогнозные участки на более мелкие. Наиболее обширные участки прогнозной продуктивности нижне-сред-неюрского нефтегазоносного комплекса наблюдаются в северной части востока Томской области. Они имеют северо-западное простирание, что соответствует расположению крупных положительных структур и главных разрывных нарушений в фундаменте.
В верхнеюрском нефтегазоносном комплексе сейсмические аномалии тяготеют к прогнутым зонам и бортам структур разного порядка. Наиболее обширные участки прогнозно-продуктивных отложений закартированы в Варгатском мезопрогибе в области сочленения Владимировского выступа с Восточно-Пайдугинской мегавпадиной, располагаясь субширотно в центральной части исследуемого района. Прогнозно-продуктивные зоны по меловым отложениям совпадают в пространстве с прогнозно-углеводородонасыщенными зонами юрских отложений, что указывает на их одинаковую генетическую природу.
Таким образом, по сейсмогеологическим данным территория Восточно-Пайдугинской впадины представляется высокоперспективной для создания новых объектов нефтегазодобычи. Отсюда следует, что здесь возможно открытие крупных и средних месторождений углеводородов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Седиментогенез и геохимия нижне-среднеюрских отложений юго-востока Западной Сибири / под ред. В.С. Суркова, О.В. Серебренниковой, А.М. Казакова и др. - Новосибирск: Наука, 1999. - 213 с.
2. Сурков В.С. Нефтематеринские толщи в нижне-среднеюр-ском комплексе юга Западной Сибири (Томская область) // Доклады РАН. - 1998. - Т. 359. - № 5. - С. 23-28.
3. Геология нефти и газа Западной Сибири / под ред. А.Э. Конто-ровича, И.И. Нестерова, Ф.К. Салманова и др. - М.: Недра, 1975. - 680 с.
4. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных месторождений. -Л.: Недра, 1989. - 260 с.
5. Щепеткин Ю.В. Геохимические особенности процессов в зоне ВНК залежей // Труды ЗапСИБНИГНИ. - Тюмень, 1976. -Вып. 113. - С. 96-103.
6. Семенова С.Г. Геохимическая и физическая модель разреза осадочного чехла в пределах месторождений углеводородов и над ними // Прикладная геофизика. - 1988. - Вып. 119. -С. 82-89.
7. Образование и распространение нефти / под ред. В. Тиссо, Д. Вельте / Пер. с англ. - М.: Мир, 1981. - 250 с.
8. Хайретдинов Р.Ш., Хайретдинов Р.Р., Зорин Е.З. и др. О применении метода ГК для выявления ореолов рассеяния УВ над нефтяными залежами // Геология нефти и газа. - 1990. -№ 5. - С. 37-40.
Поступила 14.10.2010 г.
УДК 550.832
АНАЛИЗ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ДАННЫХ НИЗКООМНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ
А.С. Ошлакова
Томский политехнический университет ОАО «ТомскНИПИнефть» E-mail: oshlakovaas@sibmail.com
Рассмотрена проблема низкоомности коллекторов и выявлены критерии их выделения в разрезах скважин. Приводится сравнительный анализ определения различными способами насыщения низкоомных коллекторов. Сопоставлены фильтрационно-ем-костные и эксплуатационные параметры. Сделан вывод о том, что низкоомность коллекторов обусловлена электропроводностью глинистых минералов.
Ключевые слова:
Месторождения углеводородов, геофизические исследования скважин, низкоомные продуктивные коллекторы, электропроводящие минералы, глинистые минералы.
Key words:
Hydrocarbon fields, well geophysical survey, low-resistivity pay, mineral electrical conductivity, argillaceous minerals.
Низкоомным называют пласт, при оценке нефтеносности которого по стандартной методике интерпретации геофизических данных возникают несоответствия в расчетном коэффициенте нефте-насыщенности по геофизическим данным и результатами опробования скважиной продукции. Такие коллекторы распространены на многих месторождениях Западной Сибири: Катыльгинском, Онтонигайском, Западно-Катыльгинском, Первомайском и Оленьем, рис. 1.
Проблема определения насыщенности таких коллекторов, обычно, решается на качественном уровне в процессе оперативной обработки материалов геофизических исследований скважин, т. к. источниками низких сопротивлений коллекторов выступает целый комплекс физико-химических и геологических факторов [1, 2]:
• содержание и распространение глинистого компонента в породе;
• наличие электропроводящих минералов;
• особенности проявления переходных зон «нефть-вода»;
• текстура и структура породы;
• размер и форма зерен, слагающих породу;
• размер пор и их конфигурация;
• минерализация пластовых вод;
• расположение изучаемой структуры в близости от системы глубинных разломов, которые обес-
печивают наличие макро- и микротрещинова-тости коллектора.
По результатам исследований И.А. Мельника и др. установлено заметное влияние на электрическое сопротивление нефтенасыщенных коллекторов аутигенных электропроводящих минералов. Главным образом, пирита, марказита, гидроокислов железа и титанистых минералов, которые представлены как отдельными минеральными видами, так и разными генерациями. Эти авторы связывают низкоомность коллекторов с высокой минерализацией пластовой воды и присутствием в пласте глинистого минерала гидрослюды (илли-та, гидромусковита) [2].
В.М. Добрынин, Б.Ю. Вендельштейн, Д.А. Кожевников отмечают, что минералы группы монтмориллонита и смешанослойные образования гидрослюды обладают раздвижной кристаллической решеткой. При гидратации этих минералов (при взаимодействии с водой) молекулы воды могут входить в промежутки между элементарными слоями кристаллической решетки и существенно раздвигать их [1].
По результатам анализа отечественной и зарубежной литературы были выявлены три основные причины, занижающие сопротивление коллектора [3]: • малые толщины коллекторов и частое переслаивание песчаных и глинистых пород;
