Ванисов А.М. (ЗАО ЗапСибЮГ)
Тренин Ю.А. (НАЦ РН ХМАО)
Хабаров В.В. (ЗапСибНИИГГ)

Впервые проблему «прямых» поисков, или локального прогноза залежей углеводородов (УВ), сформулировал И.Г.Медовский в конце 50-х годов нынешнего века. С тех пор она широко обсуждается среди геологов и геофизиков, ими сформулирована фундаментальная основа прямых геофизических, геохимических и дистанционных методов поиска,которая заключается в учении о парагенезисе геофизических, геохимических и биохимических аномалий над скоплениями углеводородов.

Имеющиеся исследования указывают на то, что основная информация об углеводородо-насыщенности разреза содержится в микроструктуре геофизических и геохимических полей [1,2], так как залежь нефти или газа можно рассматривать в качестве источника локальных возмущений. Заполнение ловушки УВ в принципе должно изменять физические свойства и вмещающих пород, но, как показывает опыт, в большинстве случаев геофизические эффекты являются весьма слабыми (по сравнению с другими факторами) и регистрируются совместными приборами на уровне «шумов». Тем не менее следует отметить, что достигнутая на сегодня точность геофизических и геохимических способов поиска, при соответствующей технологии обработки исходных данных, позволяет рассматривать эти «шумы» как достаточно полноценную информацию и оперировать ею при проведении интерпретации.

Известно, что залежь за счёт миграции из неё наиболее лёгких УВ в течение всего геологического времени, с момента её формирования, воздействует на геологический разрез. В результате над залежью и вблизи неё происходят вторичные изменения состава и свойств как горных пород, так и пластовых вод. Подобное явление и формирование ореолов рассеивания вокруг нефтегазовой залежи ещё в начале нашего века отметил В.И. Вернадский. В дальнейшем было установлено, что сводовая часть ловушки и породы над ней имеют характерные особенности, а именно:

1. Повышенное поглощение продольных волн.
2. Пониженные на 5-15 % значения скоростей продольных волн.
3. Повышенное электрическое сопротивление.
4. Понижение естественной радиоактивности глин–покрышек.
5. Разуплотнение пород и как результат – пониженные значения поля силы тяжести.
6. Положительные тепловые аномалии.
7. Газовые аномалии на поверхности и в приповерхностных слоях.

Все это может быть базой для поисков залежей УВ с применением соответствующих геофизических методов.

На основе изложенных принципов была проведена оценка перспектив нефтегазоносности отложений баженовской свиты Западной Сибири (пластов Ю₀), которая является уникальным геологическим резервуаром, имеющим нетрадиционные признаки залежей УВ и слагающих их коллекторов.

Коллекторы баженовской свиты в большинстве случаев представлены глинами, обогащёнными органическими веществами (ОВ), силицитами и трещинно-кавернозными карбонатными породами.

Одна из важнейших задач изучения отложений баженовской свиты — поиск наиболее перспективных нефтенасыщенных зон с помощью разных методов и методик. Многие исследователи предлагали различные варианты решения этой задачи [1-6]. Бобровник И.И. (1979) использовал параметр потери сейсмический энергии; Бембель Р.М. — наличие нефтенасыщенных коллекторов с субвертикальными зонами деструкции (СЗД). Однако на практике эти способы пока не нашли широкого применения. Мы использовали для прогноза нефтеносности пласта Ю₀методики ГОНГ, “Рельеф-2”, по которым получены положительные результаты (более 70%).

Методика ГОНГ основана на анализе микроструктуры поля силы тяжести. По системе профилей выделяются положительные аномалии, осложнённые отрицательными аномалиями, предположительно вызванные залежами УВ.

Методика “Рельеф-2” базируется на анализе микроструктуры волнового поля, где также выделяются (по определённой технологии) приподнятые участки, связанные с залежами нефти, осложнённые относительно отрицательными аномалиями. Анализ проводится по временным разрезам или по графикам t0 по опорному сейсмическому горизонту. Непременное условие выделения аномалий — коррелируемость от профиля к профилю. Основной недостаток — низкая плотность профилей и нерегулярность сети наблюдений.

Очевидно, что эффективность методик оценки нефтегазоносности будет во многом зависеть от изученности месторождения, наличия достаточного числа скважин, в которых испытан пласт Ю₀. На территории Западной Сибири многие тысячи поисковых и разведочных скважин вскрыли пласт Ю₀. Вместе с тем детальному изучению подвергались пока лишь незначительные по площади районы, в основном Салымский нефтегазоносный, частично Красноленинский и Сургутский. В большинстве скважин пласт Ю₀ не испытывался, обработка и интерпретация материалов ГИС детально не велась и не ведётся.

Мы установили, что без специальных геофизических исследований скважин выделить коллекторы в пласте Ю₀ невозможно (за исключением песчано-алевритовых прослоев). Тем не менее разработан способ оценки характера насыщения коллекторов по типам вышезалегающих глин-покрышек [3,4], основанный на регистрации аномалий, связанных с ореолами рассеивания углеводородов от залежей нефти и газа. Рассеянные углеводороды приводят к повышению удельного электрического сопротивления глин-покрышек и уменьшению их естественной радиоактивности. В ЗапСибНИИГеофизике разработан алгоритм выделения подобных аномалий и составлена соответствующая программа на ПЭВМ (ANOMAL).

С целью проверки эффективности методик оценки нефтегазоносности пласта Ю₀ (ГОНГ, Рельеф-2, АNOMAL) проанализированы гравиметрия, сейсморазведка и ГИС западной части Салымского месторождения. На рассматриваемой территории обработаны и проинтерпретированы материалы ГИС 37 скважин, в которых проведены испытания пласта Ю₀, установлены эффективные толщины, коэффициент пористости коллекторов и линейные запасы нефти. Здесь же выделены аномалии по методике ГОНГ.

Сопоставление местоположения аномалий с продуктивностью скважин показало, что при разделении скважин на две группы с дебитом 5 м3/сут и менее эффективность прогноза составила 70%, ошибка первого рода – 10.8%, второго – 18.9%. Практически во всех случаях гравиметрические аномалии совпали с аномалиями по программе АNOMAL. При этом в пределах аномалий по ГОНГу линейный запас в среднем составил 1.02, а в зонах отсутствия аномалий – 0.67.

На схеме расположения гравиметрических аномалий (рис.1) видно их “очаговое” распространение, что согласуется с продуктивностью (в пределах аномалий она больше) и коллекторскими свойствами; Нэф, Кп в пределах аномалий, как правило, наибольшие. При этом участки аномалий тяготеют к микроположительным структурным формам.

 

Рис.1. Карта перспективной нефтегазоносности отложений баженовской свиты (пласт Ю₀) Салымско-Приразломной зоны.

На рис.2 представлен график изменения и распределения коэффициента продуктивности по 54 скважинам Салымского месторождения. Установлена четкая тенденция уменьшения коэффициента продуктивности с глубиной, причем вероятность получения промышленных притоков нефти из пласта Ю₀ наибольшая в интервале 2700-2850 м с максимумом на глубине 2820 м. Характер распределения продуктивности скважин с глубиной свидетельствует о строгой приуроченности интервалов максимальной нефтегенерации к определенной глубине. Если глубины кровли пласта Ю₀ на Салымском месторождении изменяются от 2650 м до 3100-3200 м, то интервал наибольшей продуктивности – 2700-2850 м.

 

Рис.2. Изменение (а) и распределение (б) коэффициента продуктивности с глубиной. Салымское месторождение, пласт Ю.

Большинство исследователей [6] считают, что залежь нефти пласта Ю₀ образовалась “in situ” за счет катагенетического преобразования органического вещества (ОВ), который привел к формированию емкостного (пустотного) пространства. Объем породы, ранее занятый ОВ, преобразовываясь в углеводороды, ими же и заполняется. Таким образом, за счет этого уменьшается плотность породы, увеличивается коэффициент пористости, что и проявилось в гравиметрических, сейсмических, радиометрических и электрических аномалиях как собственно в пласте Ю₀, так и в породах сверху.

Выявленные по ГОНГу аномалии обычно тяготеют к высокопродуктивным зонам (скважинам), в которых произошел максимальный катагенез органического вещества, что подтверждается следующим. Во-первых, ранее нами было показано [7], что степень преобразования ОВ можно оценить по отношению водородосодержания твердой фазы пород (Wтв) и их общей радиоактивности (Qg). В процессе генерации углеводородов водородосодержание твердой фазы должно уменьшаться за счет “переработки” ОВ, обладающего большим водородосодержанием (70%), тогда как общая естественная радиоактивность пород, обусловленная главным образом ураном (радием), закономерно уменьшается по закону естественного распада. Таким образом, породам, претерпевшим катагенез ОВ, соответствует определенный диапазон отношения Wтв/Qg (3 – 4). Практически степень генерации УВ возможно определить по данным радиометрии скважин. Породам с максимально преобразованным ОВ соответствует максимальная пористость, так как она сформировалась на месте преобразованного ОВ. Во-вторых, по результатам гамма-спектрометрических и литолого-петрографических исследований керна пород баженовской свиты установлены корреляционные зависимости содержания урана (радия) с ОВ (Сов=2,47+1,119Qu. r=0,7), а также калия и тория с наличием глинистого материала (Сгл=34,87+38,87lgQ(K+Th), r=0,69). Как показано нами ранее, уран связан с органическим компонентом, а калий и торий с минеральным, их отношение во многом определяет соотношение ОВ и Сгл (глинистость). В процессе катагенеза часть ОВ расходуется на углеводороды.

На рис.3 представлено распределение отношения Qu/Qk+Th, где отчётливо выражена тенденция уменьшения этого отношения в продуктивных пластах, что также подтверждает взаимосвязь геохимических и геофизических аномалий в продуктивном пласте Ю₀.

 

Рис. 3. Распределение отношения Qu/Qk+Th, где отчётливо выражена тенденция уменьшения этого отношения в продуктивных пластах, что также подтверждает взаимосвязь геохимических и геофизических аномалий в продуктивном пласте Ю₀

Анализируя закономерности распределения аномалий по ГОНГу и их морфологию, можно выделить линейно-вытянутые меридиональные овальные и дуговые аномалии.

На рассматриваемой территории линейно-вытянутые аномалии (ЛВА) составляют 72%, преобладают меридиональные, овальные (округлые) (ОА) – 19,4%, дуговые (ДА) – 7,1%, они сконцентрированы в отдельных зонах, разделённых между собой серией микротектонических разломов.

Эффективность прогноза ЛВА составила 75%, ОА — 66%. Следует отметить, что в ЛВА и ОА доминируют трещинно-поровые коллекторы, образовавшиеся одновременно с трещинами тектогенеза.

Аномалии, выделенные по методике ГОНГ, как правило, приурочены к зонам развития пород, в которых произошёл значительный катагенез органического вещества, а стало быть они наиболее нефтеносны.

В результате изучение баженовской свиты и аналогичных ей разрезов для оценки нефтегазоносности должно происходить, на наш взгляд, следующим образом.

Там, где не опробована баженовская свита, но есть скважины, вскрывшие её, выделяются аномалии по методике ANOMAL. В окрестностях этих скважин осуществляется обработка грависейсмического комплекса по методикам ГОНГ и “Рельеф-2” и производится идентификация аномалий. На остальной территории, не покрытой бурением, выполняется картирование аналогичных аномалий и, исходя из плотности запасов на 1 км² перспективной площади, оцениваются потенциальные ресурсы углеводородов по категории С₃ с последующим проектированием скважин. Предлагаемый метод комплексирования, несомненно, позволит рационально выработать стратегию поиска и тактику разведки, прежде всего, скважин, ориентированных на изучение аномальных зон.

Литература

1.Агафонов Ю.К., Ванисов А.М., Михайлов И.Н. и др. Оптимизация технологии геолого-поискового процесса для прогнозирования залежей углеводородов.//Геология нефти и газа.-М.-Недра.-1990.-№11.

2.Ванисов А.М., Михайлов И.Н. Опыт использования методики ГОНГ в условиях Западной Сибири.// Геофизические методы локального прогноза нефтегазоносности в Западной Сибири./Тр. ЗапСибНИГНИ.-1989.

3.Площадная интерпретация материалов ГИС на ЭВМ с применением банков геолого-геофизической информации.// Обзор ВИЭМС.- 1992. Авт.: Хабаров В.В. и др.

4.Филатов В.А., Хабаров В.В. Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов. Патент РФ 5017163/25. Заявлено 02.09.1991. Опубликовано 30.08.1994. Бюлл. №16.

5.Исследование нефтегазоносных разрезов баженовской свиты. //Обзор ВИЭМС.-1988.-Вып.17. Авт.: Нестеров И.И., Хабаров В.В. и др.

6.Habarov V., Volkov E. Nuclear Log Data for Potentil Evalnation of oil and gas Presence in Clay Shales. Nuclear Geophysics. Vol/6.- №1.- pp. 73-77.- 1992.