К оглавлению журнала

 

УДК 553.982:550.834

© Ш.З. ХУСАНОВ, A.Ш. НАЖМЕТДИНОВ, 1990

О прямом выявлении залежей нефти сейсморазведкой МОГТ

Ш.З. ХУСАИНОВ, А.Ш. НАЖМЕТДИНОВ (ЮУО ВНИГНИ)

Перед геофизической службой как основной в комплексе геолого-поисковых работ стоят принципиально новые задачи: картирование неантиклинальных объектов, прямое прогнозирование залежей нефти и газа и изучение контура месторождений геофизическими методами. Попытка широкого внедрения прямых геофизических методов слабо оправдала себя, особенно в сложных геологических ситуациях. Так, из 52 аномалий типа “Залежь”, проверенных бурением, нефть и газ получены из 6 [1]. Такая низкая результативность объясняется некоторой поспешностью внедрения в практику недостаточно разработанных новых методических приемов, тем более, технически не обеспеченных необходимой точностью, что повлияло на возникновение у многих исследователей негативного отношения к прямым поискам.

Авторы настоящей работы, основываясь на результатах поисковых работ в пределах Восточно-Оренбургского структурного выступа и в некоторых других нефтегазоносных районах, считают, что прямое прогнозирование залежей УВ задача реальная.

В пределах Восточно-Оренбургского структурного выступа в отложениях девона выявлено более 20 месторождений. Отличительной их особенностью является в большинстве случаев отсутствие антиклинальных форм, контролирующих скопления УВ, что позволяет отнести такие ловушки к неантиклинальному типу.

Основным поисковым методом в районе является сейсморазведка, картирующая отдельные небольшие малоамплитудные поднятия. Коэффициент успешности опоискования подобных объектов равен 67 %, в то же время коэффициент подтверждаемости структурных форм близок к 0. Практически это выражается в том, что первая поисковая скважина, заложенная в сводовой части подготовленного поднятия, попадает в залежь, а скважины, заложенные на критическом, северном, крыле, оказываются гипсометрически выше, причем “сухими” или водоносными. Возникает вопрос, почему сейсморазведка “выдает” на моноклинали подобные “поднятия”? Повторяемость этого явления говорит о том, что оно не случайно и имеет физическую основу. Детальный анализ волновых полей в зонах нефтяных залежей позволил обнаружить особенности, главными из которых являются следующие: 1) появление за основным отражением от кровли продуктивного горизонта тонкого высокочастотного субгоризонтального отражения (предположительно от ВНК); 2) незначительное смещение вверх основного отражения; 3) клиновидное схождение отражений по краям залежи.

Проявление указанных признаков в волновых полях и создает эффект “приподнятого участка” в районе залежи (рисунок). На окончательных структурных картах это выразится в виде малоамплитудного локального поднятия. При отсутствии амплитудно-выраженных структур, что наблюдается на Восточно-Оренбургском структурном выступе, выявленное малоамплитудное “поднятие” служит объектом для постановки глубокого поискового бурения. Таким образом, происходит как бы опосредованное прямое картирование залежи нефти, что объясняет довольно точный выбор местоположения первой скважины.

На приведенном фрагменте временного разреза МОГТ отражение Д соответствует кровле пашийского пласта, представленного преимущественно песчаниками. В его средней части наблюдается волновая картина, включающая вышеописанные признаки наличия залежи. В дополнение к ним можно отметить некоторое ослабление отражения Д и сокращение временного интервала между отражениями Дк1 и Д в зоне аномалии, обусловленное проявлением второго признака. Краевую часть данной аномалии пересекает параметрическая скв. 4, вскрывшая пласт песчаника, верхняя часть которого (2 м), по данным промысловой геофизики, нефтенасыщена, а из низов получено 4,3 м3/сут разгазированного фильтрата с водой и горючим газом. Эта аномалия имеет в плане размеры 5x1 км и вытянута в северо-восточном направлении от скв. 4. Неоптимальность расположения скважины по отношению к аномальной зоне объясняется тем, что сейсморазведка была проведена в данном районе после бурения скв. 4. Этой же скважиной вскрыта нефтяная залежь (12,3 м3/сут) в вышележащих карбонатных кыновских отложениях, не проявляющаяся в волновом поле. Фактором, осложняющим волновую картину, является сокращение мощности терригенной, так называемой колганской, толщи Д3, что выражается в схождении фаз отражений Дк и Дк1.

Необходимо отметить, что наблюдаемый эффект по основным признакам совпадает с результатами, полученными и обобщенными Ю.В. Тимошиным в 1978 г. на 15 месторождениях Украины. Им же обосновывается увеличение эффективной мощности аномалии в 56 раз и более по сравнению с истинной мощностью залежи за счет изменения скоростных параметров среды. Это позволяет обнаруживать залежи даже небольшой мощности (до 1520 м) на глубинах 400 м и более [2].

Труднее объяснить эффект смещения вверх основного отражения от кровли продуктивного пласта, приводящий к появлению на картах “приподнятого” участка. Необходимы специальные наземные и скважинные исследования на эталонных объектах с последующим моделированием на ЭВМ.

Этот комплекс признаков нефтяной залежи проявляется и в других структурно-тектонических районах Оренбургской области, но на фоне более сильной дифференцированности структурных поверхностей заметить его труднее. Выраженность этого эффекта в волновых полях также зависит от соотношения мощностей, литологии и физических свойств отложений в районе залежи, формирующих интерференционную волновую картину. Немаловажное значение имеют методика полевых сейсморазведочных работ и машинная обработка данных. Обнаруженный эффект замечен только в случаях расположения залежи нефти в терригенных породах. Возможно, что в карбонатном разрезе нефтенасыщение оказывает меньшее влияние на физические свойства вмещающих пород благодаря их более прочному скелету, проводящему упругие колебания. Поэтому проявление эффекта слабее, чем в первом случае.

Локализация залежей на моноклинальном склоне предполагает наличие каких-либо экранов, которые могут быть двух типов: а) имеющие вертикальное распространение и способные контролировать несколько пластов (залежей); б) не развитые по вертикали и замыкающиеся в пределах одного пласта. Экраны первого типа могут создавать тектонические нарушения и их комбинации с эрозионными врезами, экраны второго возникают за счет замещения коллекторов слабопроницаемыми породами вследствие разных причин [3]. Тектонические нарушения, являясь резкими неоднородностями среды, могут картироваться сейсморазведкой. Нижний предел разрешения соответствует 1520-метровой амплитуде смещения крыльев, но в некоторых случаях зону нарушения можно обнаружить даже без смещения крыльев, т. е. по комплексу сейсмических признаков. Возможность картирования экранов второго типа пока окончательно не выяснена.

Для повышения вероятности прямого прогноза нефтеперспективных объектов и построения их геологических моделей желательно проявление в волновых полях эффекта как от залежи, так и от экранной зоны.

Эти задачи выходят за пределы обычной структурной сейсморазведки, и для их решения необходимо существенное повышение разрешенности волновых полей. Однако в последнее время, несмотря на совершенствование геофизического поискового комплекса, из-за сильной регуляризации возбуждаемых колебаний регистрируемых отражений на всех этапах поисковых работ происходит снижение разрешенности волновых полей временных разрезов. Естественно, это отрицательно сказывается на выявлении тонких волновых эффектов от различных геологических объектов, в том числе и нефтяных залежей. Повышение разрешенности временных разрезов видится нам в сокращении шага наблюдений баз группирования источников и приемников до минимально возможных, в применении широкополосных источников достаточной мощности, ведении обработки по процедурам без эффектов сглаживания, смещения сигналов с тщательным вводом статических и кинематических поправок. Окончательные материалы должны быть представлены в нескольких вариантах (открытый канал, частотные зондирования), дополненных разрезами, полученными по комплексу программ прогнозирования геологического разреза (ПГР).

Подытоживая, можно сказать, что решение задачи прямого прогнозирования ограничивается структурно-геологическими условиями, методикой полевых работ, машинной обработкой и профессиональным опытом интерпретатора. Из перечисленных факторов первый не поддается изменению и совершенствованию, и, значит, прогноз будет осуществляться с некоторой степенью вероятности.

Тем не менее, использование комплекса волновых признаков нефтяной залежи будет способствовать повышению эффективности поисковых работ. Дальнейшее совершенствование методики прямых поисков должно обеспечиваться как теоретически, так и технико-методически в комплексе с другими геологическими и геофизическими способами. Принципиальная возможность прямого прогноза залежей нефти подтверждается результатами поисковых работ в пределах Восточно-Оренбургского структурного выступа.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

  1. Денцкевич И.А., Баранов В.К., Ощепков В.А. Поиски неантиклинальных ловушек нефти в Восточно-Оренбургском районе // РНТС ВНИИОЭНГ. Нефтегаз. геофиз. и бурение.– 1984.– № 3. С. 22–23.
  2. Салманов Ф.К. Основные задачи перестройки в организации и проведении нефтегазоразведочных работ // Советская геология.– 1988.– № 2. С. 3–9.
  3. Тимошин Ю.В. Импульсная сейсмическая голография.М.: Недра.– 1978.– С. 265–275.

Abstract

The procedures for the mediate direct mapping of oil pools in Devonian sediments are proposed with special reference to exploration activity within the East Orenburg structural nose. A set of seismic wave indications responding to oil pools is given.

 

Фрагмент временного разреза, иллюстрирующий проявление эффекта от залежи нефти

Сайт создан в системе uCoz