Прямые геофизические поиски нефти и газа

Косвенные геофизические поиски нефти и газа и, прежде всего, выявление ловушек являются необходимым, но недостаточным этапом разведки, поскольку только треть структур, выявленных геофизическими методами и проверенных поисково-разведочным бурением, оказываются промышленно нефтегазоносными. Поэтому важное значение имеет разработка способов прямых поисков (ПП) или оценка нефтегазоносности выявленных структур до вскрытия их скважинами. На разных этапах поисково-разведочных работ на нефть и газ с использованием самых совершенных техники, методики проведения и интерпретации результатов геофизических исследований при обязательном комплексировании сейсмо-, грави-, электро-, терморазведки, радиометрии и геохимических методов проблема прямых поисков, в принципе, может быть решена.

Основанием для возможности и осуществления прямых поисков является то, что физические свойства нефтегазонасыщенных залежей, а также подстилающих и перекрывающих их пород различаются между собой и отличаются от свойств пород аналогичных структурно-литологических этажей тех районов, где нефти и газа нет. Это объясняется тем, что присутствие углеводородов формирует следующие дополнительные физико-геологические неоднородности как в самой залежи, так и вокруг нее и особенно над ней (вплоть до земной поверхности): разуплотнение пород; растворение некоторых минералов и окисление углеводородов, приводящее к возникновению вторичных минеральных образований в порах и трещинах, например, пирита и др.; изменение минерализации подземных вод; образование вокруг залежи субвертикальных зонально-кольцевых физико-химических и деформационных полей, а над залежью - " столбов " пород с измененными физико-химическими свойствами.

Установлено, что в нефтегазонасыщенных коллекторах, а иногда и в перекрывающих породах, уменьшается акустическая жесткость () за счет снижения скорости () распространения продольных волн и уменьшения плотности (). В результате получаются отражения упругих волн от водонефтяного и газоводяного контактов. Кроме того, наблюдается аномальное затухание (поглощение) упругих волн как в нефтеносных, так и в большей степени в газоносных породах, что ведет к появлению аномалий в волновом поле.

Над нефтегазовой залежью на фоне обычно наблюдаемого гравитационного максимума за счет антиклинальных структур и более высокой плотности подстилающих водоносных пород могут быть получены локальные минимумы поля силы тяжести малой амплитуды (0,05-1 мГал). Они обусловлены разуплотнением пород, вмещающих нефть и газ и перекрывающих их, из-за наличия углеводородов и повышения пористости, разрушенности пород в сводах антиклиналей. Вследствие немагнитности нефтегазонасыщенных пород они иногда выделяются отрицательными локальными магнитными аномалиями с амплитудой от единиц до сотен нанотесла.

Достаточно эффективными методами для прямых поисков нефти и газа иногда оказываются электрические и электромагнитные зондирования (ВЭЗ, ВЭЗ-ВП, ЗСБ) в комплексе с сейсморазведкой. Обусловлено это тем, что нефтегазонасыщенные коллекторы выделяются повышенными по сравнению с окружающими породами удельными электрическими сопротивлениями. Это объясняется рядом факторов. Во-первых, более высоким сопротивлением самих нефтегазоносных пластов за счет наличия непроводящих ток нефти и газа в породах высокой пористости. Во-вторых, более низкой минерализацией подземных вод (в контуре нефтеносности) и их специфическим химическим составом. В-третьих, уплотнением пород за счет высокого пластового давления, а также карбонатизации пород. Возможны и другие причины, увеличивающие, а иногда уменьшающие удельное электрическое сопротивление продуктивной толщи.

При комплексировании электромагнитных зондирований с сейсморазведкой и бурением совместную интерпретацию проводят следующим образом. В результате интерпретации кривых зондирований с высокой точностью получают лишь параметры эквивалентности нефтегазоносной толщи. В зависимости от типа разреза это могут быть продольная проводимость (), поперечное сопротивление () или мощность толщи (). По данным сейсморазведки или бурения определяется более точно h, поэтому для той же толщи можно получить величину ее сопротивления (, или ), которая является диагностическим признаком нефтегазоносности.

На некоторых нефтяных и газовых месторождениях в контуре нефтеносности и над залежью параметры поляризуемости становятся несколько выше, чем вокруг залежи. Это обусловлено наличием вкрапленности мелкокристаллического пирита и других продуктов окисления, образующихся за счет миграции и окисления углеводородов залежи. Поэтому при площадных наблюдениях методом вызванных потенциалов на постоянном токе (ВЭЗ-ВП) и частотно меняющемся поле (ЧЗ-ВП) по аномально высоким значениям параметров ВП можно оконтурить залежь. К сожалению, небольшие аномалии ВП могут получаться над бывшим месторождением, из которого нефть и газ мигрировали или выработаны.

Над многими нефтяными и газовыми месторождениями наблюдаются радиометрические и геохимические аномалии: минимумы гамма- и бета-активности, уменьшение содержания сорбированного урана, хрома, никеля и других тяжелых элементов. Причиной этого является поглощение их потоком углеводородов, распространяющихся от залежи. На некоторых месторождениях нефти и газа за счет конвекционного перемещения флюидов и газов наблюдаются положительные аномалии температуры (1-2 С) при измерении в неглубоких (1-2 м) шпурах на земной поверхности.

В целом поиски и разведка нефти и газа методами нефтяной геофизики являются сложным, перспективным, дорогим направлением геофизики, требующим выбора для каждого района своих комплексов геолого-геофизических методов и совместной интерпретации данных с помощью ЭВМ.

Даже на эксплуатируемых месторождениях нефти и газа, например, с помощью так называемой четырехмерной (4- D) сейсморазведки, когда площадные наблюдения по осям x, y, z проводятся периодически через разное число месяцев (), можно осуществлять мониторинг, т.е. изучать изменения физических условий месторождения, происходящие в ходе откачки нефти и газа.