Физико-геологическая модель залежи нефти и газа

Соляные купола

Геологическая модель. Соляные купола развиты во впадинах, которые представляют собой крупные осадочные бассейны с мощными осадочными толщами и нефтегазообразованиями. В разрезе солянокупольных районов выделяют три основных структурных этажа- надсолевой, соленосный и подсолевой.

В надсолевых отложениях нефтеперспективными считаются антиклинальные структуры различных размеров, структуры примыкания к крутым стенкам штоков, экранированные козырьками, карнизами, месторождения в них разной формы, но небольшие по размерам, в соленосной толще могут иметь место ловушки нефти и газа в виде воронок, образующихся под сводами соляных структур при вымывании соли подземными водами, подсолевых отложениях нефтегазоперспективными являются антиклинальные структуры, образовавшихся в пределах впадин и их бортов, наличие крупных скоплений нефти и газа в подсолевых отложениях связано со слабой проницаемостью соленосных отложений.

Петрофизическая модель. Наиболее четкая дифференциация пород по плотности, для надсолевой толщи характерно увеличение плотности пород с глубиной, причем наибольшее увеличение плотности наблюдается у песчаников, установлена тенденция повышения плотности от периферии впадины к центру, плотность отложений подсолевых толщ мало изменяется с глубиной и имеет значения от 2.35.до 2.7 г/см.

Магнитные свойства пород разреза солянокупольных районов изучены слабо, известно только, что у большинства осадочных пород магнитная восприимчивость находится в пределах 0-50*10 –5 ед. СИ и только у отдельных разновидностей, главным образом у песчаников, достигает 125*10-5 ед.СИ. Удельное электрическое сопротивление пород разреза варьирует в широком диапазоне, самыми высокоомными образованиями являются соленосные отложения, сопротивление соли составляет 100-1000 Ом м. В подсолевых отложениях преобладают низкоомные породы (1-10 Ом*м).

Наиболее хорошо изучен скоростной разрез солянокупольных районов. Например, у отложений надсолевого этажа Прикаспия пластовая скорость изменяется от 1.5-2 км/с, у терригенных образований палеогена и неогена до 4-4.6 км/с, у соленосной толщи более высокие значения скоростей: 4.2- 4.7-каменная соль; 4-4.6-калиево-магниевая; 4.5-6-ангидриты. В толще подсолевых отложений наименьшие значения скорости у терригенных отложений нижней перми (3-4 км/с), а самые высокие у карбонатных образований нижней перми-карбона (5.8-6.9 км/с).

Геолого-геофизические разрезы и геофизические поля.

Гравитационное поле солянокупольных районов весьма сложное и обусловлено влиянием надсолевой толщи, соленосных отложений, подсолевой толщи, фундамента. По периферии Прикаспийской впадины проявлены четкие зоны больших градиентов, своего рода гравитационные ступени. На фоне отрицательного гравитационного поля впадины четко выделяются интенсивные локальные аномалии (отрицательного знака), обусловленные соляными куполами и штоками. Магнитное поле в пределах впадины немного пониженное с небольшими градиентами. Положительные и отрицательные локальные аномалии связаны с фундаментом. С севера на юг спокойное поле впадины обрамляется линейными положительными аномальными зонами.

Физико-геологическая модель залежи нефти и газа

Геологическая модель залежи нефти и газа определяется следующим: приуроченностью залежи к антиклинальным и неантиклинальным структурам, зонам выклинивания и тектонического экранирования, наличием в разрезе пород коллекторов, способных вмещать промышленные скопления нефти и газа, перекрытием залежи непроницаемыми породами-покрышками, изменчивостью литолого-фациального состава отложений в пределах структур, тектонической нарушенностью пород разреза и другими факторами. Под залежью нефти и газа принято понимать естественное скопление нефти и газа в ловушке, образованной породой коллектором под крышкой из непроницаемых пород.

Породы-коллекторы характеризуются литолого-петрографическим и гранулометрическим составом пород, структурно-текстурными особенности скелета, пористостью, проницаемостью и трещиноватостью, видом цементирующего вещества и механическими свойствами скелета, количеством пластовой воды в порах и ее минерализацией. В обобщенном виде породы-коллекторы можно подразделить на терригенные и карбонатные. Первые представлены песчаниками, алевритами, алевролитами, вторые известняками и доломитами. Для песчано-алевритовых коллекторов характерны высокая пористость (в среднем 20-30%), проницаемость, изменяющаяся в широком диапазоне (от единиц до 10000 мД и более), и высокие коэффициенты нефтегазонасыщенности (до 0.5-0.7 и более). Цемент преимущественно глинистый и карбонатный. Карбонатные коллекторы имеют меньшие значения пористости (10-15%) и проницаемости.

Для пород продуктивных горизонтов характерна литолого-фациальная изменчивость отложений в пределах отдельных структур. Терригенные породы становятся грубее, песчанистее по направлению от крыльев к своду структуры, в карбонатном разрезе в сводах представлены преимущественно известняки, а на крыльях доломиты.

В зависимости от положения и морфологии выделяются залежи: запечатанные (пласты, головные части которых обнажаются на поверхности с образованием асфальта), висячие (в которых не наблюдается продвижение нижнего контура нефтяного поля из-за недостаточного подпора вод), козырьковые или тектонически-экранированные (когда накопление нефти и газа обусловлено наличием дизъюнктивных тектонических нарушений), пластовые (приуроченные к какому-либо пласту, ограниченному сверху и снизу непроницаемыми пластами), рукавообразные (приуроченные к песчаным отложениям древних речных долин).

В числе факторов, определяющих особенности обобщенной модели залежи, М. А. Киричек, В. М. Березкин и др. выделяют пять основных: 1) саму залежь; 2) слой, запечатывающий залежь на контактах; 3) неоднородность в области ореола углеводородов; 4) субвертикальные кольцеобразные неоднородности в приконтурных частях; 5) неоднородности – сателлиты в верхней части разреза в интервале смены зон окислительного и восстановительного режимов.

Петрофизическая модель. Основа прямых поисков – отличие физических свойств пород в области залежей от свойств пород-коллекторов, в которых они находятся. Помимо этого учитываются изменения этих свойств под влиянием вторичных (эпигенетических) процессов - уплотнения, вторичной цементации, возникновения минеральных новообразований, а также влияние консервирующих свойств нефти.

Плотностная модель залежи нефти и газа обусловлена главным образом плотностью пород коллектора, нефти и газа, пластовой воды. Плотность пластовой воды в зависимости от степени ее минерализованности колеблется в пределах от 1 до 1.26. с увеличением давления плотность воды возрастает, а с ростом температуры уменьшается. Плотность нефти при атмосферном давлении и температуре 20 С варьирует в пределах 0.76-0.96,а в пластовых условиях составляет 0.5 и менее в зависимости от количества растворенного газа, температуры и давления. Плотность сухого газа 0.00128, в пластовых условиях достигает 0.4-0.5. плотность пород-коллекторов зависит от пористости, так, когда пористость песчано-алеврито-глинистых коллекторов составляет 0 и 40%, плотность соответственно будет равна 2.8 и 1.6.

Заполнение пор нефтью и газом приводит к уменьшению плотности залежи. Такое уменьшение плотности, или эффективная плотность залежи s_эф (разность плотностей залежи и водоносной части коллектора), может быть определено из выражения s_эф=(s_в-s_нг)/k_п*k_нг, где s_в – плотность пластовой воды, s_нг – плотность нефти и газа в естественных условиях, k_п – коэффициент пористости, k_нг – коэффициент нефтегазонасыщения.

В области залежи наблюдается понижение плотности по сравнению с законтурной частью коллектора до 0.1-0.25 для газа и до 0.1-0.15 для нефти. Эффективная плотность у нефтяных месторождений изменяется от 0.05 до 0.08, у газовых – от 0.07 до 0.2. с глубиной изменение плотности и пористости происходит медленно.

В области залежи можно видеть и изменение электрических свойств – удельного электрического сопротивления и поляризуемости. Сопротивление залежи определяется сопротивлением пород-коллекторов, нефтегазонасыщенностью и структурой их порового пространства, сопротивлением пластовых вод и нефти. Сопротивление вод зависит от количества растворенных в ней солей, температуры, давления; варьирует в пределах 10-2-10-3 Ом*м. С увеличением температуры сопротивление уменьшается. Диэлектрическая постоянная у воды 81. УЭС нефти достигает 10*15 Ом*м, диэлектрическая постоянная 2. Сопротивление нефтегазоносных пород может превосходить сопротивление водоносных на 30-500%. В целом сопротивление пород с глубиной увеличивается, а соленость воды уменьшается. На некоторых месторождениях отмечено увеличение сопротивления над залежью. Причиной этого может быть миграция углеводородов из залежи. На ряде месторождений установлена повышенная поляризуемость пород в области залежи и выше нее. Обусловлена она пиритом, образовавшимся в результате преобразования железистых соединений под влиянием углеводородов. Поляризуемость образований залежи (3-15%) может превосходить поляризуемость в законтурной части (1-3.5%) в несколько раз.

Магнитная восприимчивость ( X, 10*-5 ед СИ) нефтегазонасыщенность пород зависит от таковой у пород-коллекторов и у флюидов-наполнителей. Нефть - диамагнетик, X =-1. В пластовых условиях нефтенасыщенные породы могут приобретать парамагнитные свойства. Породы-коллекторы слабомагнитные, значения X у них изменяются от 0.5 до 50, в зависимости от состава пород и присутствия в них акцессорных магнитных минералов (магнетита, титаномагнетита и др.). Наиболее высокие значения X у песчаников и конгломератов; в платформенных условиях они обычно не превышают 300. В верхней части разреза над залежами возможно перераспределение окисных и закисных форм железа и других металлов, что может привести к резким перепадам (уменьшению и увеличению) магнитной восприимчивости пород.

Упругие свойства залежей нефти и газа зависят от значений скорости ( V р) и поглощения ( L ) продольных сейсмических волн у пород-коллекторов, нефти и газа, пластовой воды, от таких параметров, как пористость, сжимаемость пор и порозаполнителя, структурно-текстурных особенностей пород, минерального состава и типа цемента, минерализации вод, термодинамических условий. В условиях естественного залегания отмечено уменьшение скорости в нефтегазовых отложениях на 200-500 м/с (или на 15-25%); коэффициент поглощения увеличивается в 10 раз и больше. Значения v_p в контуре залежи в среднем 2,1-2,8 км/с, за контуром залежи - 2,5-3,3 км/с. В водоносной части L составляет (1-5)*10^-3 м^-1, в нефтегазовых залежах –10*10^-3 м^-1. С повышением температуры скорость уменьшается, особенно в нефтенасыщеных породах (до 30% и более); увеличение же давления с глубиной ведет к повышению скорости. Уменьшение скорости можно ожидать в пределах ореола вторжения углеводородов, сводов структур (до0,5 км/с), в зонах растяжения пород.

Модель геофизических полей. Выявление гравитационных эффектов от залежей осуществляется исключением из наблюденного поля влияния всех других факторов, в том числе и структурного, и определением остаточной аномалии. Над залежью наблюдаются остаточные отрицательные аномалии гравитационного поля интенсивностью 0,2-0,5 мГал. Так как они проявляются часто на фоне положительных аномалий силы тяжести, вызванных самой перспективной структурой, то это приводит к некоторой как бы ущербности структурных аномалий. Расчеты показывают, что для получения ощутимого гравитационного эффекта от залежи (0,15-0,3 мГал) на глубинах до 1500 м последняя должна иметь суммарную мощность до 100-150 м при заполнении нефтью и более 30 м – при заполнении газом. Характер гравитационного поля над залежью по одному из профилей на месторождении Узень можно видеть на рис 1.

Рис. 1. Резуль­таты гравиразведки на место­рождении Узень (Мангышлак).

/ — наблюденный график &s в ре­дукции Буге; 2— восстановленная аномальная кри­вая (аналитичес­кая интерполя­ция); 3— остаточ­ная аномалия &g (предполагаемый эффект от нефте­газовых горизон­тов); 4— расчет­ная аномалия &g от структуры; 5— расчетная анома­лия &g от нефте­носных горизон­тов; 6—расчетная аномалия от неф­тегазовых гори­зонтов

 

Отражение залежей в магнитном поле довольно сложное. На месторождениях Удмуртии показано, что аномальные эффекты от структур (Ижевской, Гремихинской и др.) положительного знака и имеют интенсивность до 10-15 нТл. Параметры таких структур: длинна 4-5 км, ширина 2-3 км, амплитуда 30-50 м. Это подтверждается и расчетами, проведенными на моделях структур. На всех обследованных структурах района с известными контурами нефтеносности зафиксированы локальные понижения интенсивности магнитного поля над залежами: 5-10 нТл на Ижевской, 4-7 нТл на Юськинской, 3-10 нТл на Гремихинской. Однако такие аномалии могут быть замечены в условиях ограниченного влияния поверхностных геологических неоднородностей при тщательном анализе морфологии поля. В условиях Белоруссии замечено проявление подобного рода минимумов на фоне положительных аномалий, обусловленных нефтеперспективными валообразными поднятиями. Появление магнитных аномалий над залежами может быть связано с изменением петрофизической обстановки в области вторжения углеводородов.

Удельное сопротивление нефтегазоносных пластов превосходит сопротивление водоносных в 10 раз и более, причем сопротивление газовых залежей выше нефтяных. Это обуславливает положительные аномалии кажущегося сопротивления, которые на десятки процентов превышают уровень сопротивления законтуреной области. На непродуктивных площадях удельное сопротивление зачастую мало изменяется от крыльев к своду. Аномальные электрические эффекты от залежей наиболее отчетливо проявлены на кривой зондирования ВЭЗ. Аномалии поляризуемости над залежами нефти и газа, выделяемые с помощью ВЭЗ-ВП, составляют 4-7% при фоновых значениях1-2%, притом более интенсивные из них отвечают нефтяным залежам.

Упругие и поглощающие свойства залежей нефти и газа могут привести к появлению аномалий сейсмического волнового поля. Для него характерны наличие отражений от водонефтяных (ВНК) и газожидкостных (ГНК, ГВК) контактов залежей (коэффициент отражения от контактов достигает 20-25% и более), уменьшение амплитуд волн при прохождении через залежь (в 2-5 раз и более), уменьшение (на несколько процентов) эффективных скоростей, преобладающей частоты, ухудшение качества сейсмозаписи и некоторые другие особенности. Поглощение энергии упругих волн в области залежей взрастает в 10 раз и более. Для опознания залежей в волновом поле могут быть использованы также и другие признаки, такие, как увеличение скорости упругих волн в запечатывающем слое, уменьшение скорости в области ореола вторжения углеводородов и в зонах разуплотнения пород в сводах структур.

В меньшей степени изучены особенности и природа радиогеохимических аномалий над нефтегазовыми залежами, хотя определеныне закономерности в проявлении подобных эффектов отмечали многие исследователи. Так, работами 60-х годов, на ряде месторождений Мангышлака были зафиксированы отрицательные аномалии бета- активности, хорошо согласующиеся с контурами залежей (рис.2).

Интенсивность таких аномалий в 3-5 раз превышает фоновые значения радиоактивности. Ввиду незначительной дальности бета- излучения и, следовательно, небольшой глубиности бета- съемки, можно предполагать аномальную геохимическую ситуацию над залежами,

 

Рис. 2. Результаты b-съемки на нефтяном месторождении (Мангышлак):

/—графики b-активности; 2—изогипса (м), оконтуривающая струк­туру, по данным МОВ; 3— контуры залип во данным b-съемки

 

Работы следует начинать с проведения высокоточных аэрогеофизичес­ких съемок с наземной детализацией. Обязательными их видами могут быть аэромагнитная и аэрогамма-спектрометрическая съемки. Масштаб их 1:25000, высота полетов—минимально возможная по условиям безопасности полетов (25 — 50 м). Магнитная съемка (точ­ность 1 — 2 нТл) может определить положение некоторых типов структур, а в благоприятных условиях в их пределах заметить эффекты от залежей. Гамма-спектрометрия может зафиксировать аномальные ситуации в радиогеохимических полях. В эксперимен­тальном плане в пределах известных месторождений нефти и газа следует опробовать аэроэлектроразведочные методы (дипольного индуктивного профилирования, переходных процессов, радиоволнового и др.), рассчитывая на выявление аномалий кажущегося сопротив­ления, связанных с геохимическими преобразованиями в породах над залежами.

Из наземных видов работ, в первую очередь, следует обратиться к гравиметрической съемке повышенной точности. Это могут быть как площадные, так и профильные работы, при которых точность определения аномалий силы тяжести должна быть не ниже 0,03— 0,04 мГал. На небольших залежах (1—2км) лучше использовать площадные съемки, но масштаба не мельче 1:10000 (сечение карт изоаномал 0,1 мГал); при значительных размерах залежей (5—10км) можно использовать систему профилей с учетом пересечения залежи не менее чем 8—10 профилями.

Из методов электроразведки в комплексе могут найти применение ВЭЗ и ВЭЗ-ВП (при глубине изучения до 500—1000м), ДЭЗ, ЗСП и ЧЭЗ (до 2000—3000м) и МТЗ, МТП и ТТ (свыше 3000м). Густота сети наблюдений выбирается из расчета подсечения аномалий от залежей 5—10 точками на 3—5 профилях. Более густая сеть применяется при малых глубинах, с увеличением глубины исследова­ний сеть разрежается. При малых глубинах изучения (до 500 м) целесообразно опробовать съемку естественного электрического поля (масштаба 1:25000—1:50000) для обнаружения аномалий, вызванных ореолами пиритизации над залежами, а при глубинах до 1000 м— съемку естественных электромагнитных полей для установления зон разнонапряженного состояния пород, тектонических экранов и др.

Сейсмические методы привлекают в комплекс на завершающем этапе поисков АТЗ, когда возможности других методов уже исчерпаны и требуется проверить их результаты и рекомендации, а в случае неопределенности решения дополнить их сейсмической информацией. Сейсморазведка ведется с использованием профильных работ MOB в модификации МОГТ, методами преломленных и обменных волн, регулируемого направленного приема (РНП). Необходимо, чтобы залежь была пересечена не менее чем тремя профилями, а длина их перекрывала размеры залежи не менее чем в 5—10 раз. В сложных геолого-геофизических условиях возможно применение пространствен­ных систем наблюдений. Эффективность работ повышается при совместном использовании продольных и поперечных волн, а в не­которых случаях благодаря привлечению высокочастотной сейсмораз­ведки.

В случае выделения радиогеохимических аномалий над залежью в комплекс могут быть введены наземные гамма-, гамма-спектромет­рическая, бета-съемки (один из видов). Наблюдения выполняются или по поверхности, или по специальным буркам (чтобы снизить влияние поверхностных неоднородностей). Масштаб съемки 1:50000, сеть наблюдений в среднем 500 ´ 50 м. Съемки сопровождаются гранулометрическим анализом поверхностных образований. На от­дельных месторождениях геохимическими съемками отмечены ано­мальные распределения в области газонефтяных залежей легколетучих элементов, таких, как йод, ртуть, бром.

Глава 2