Непско-Ботуобинская антеклиза — новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / , , и др. - Новосибирск: Наука, 1986. 245 с (стр. 40 )

В самое последнее время (, , ) положительные результаты по обнаружению залежей углеводородов получены при совместном использовании данных о скоростях распространения продольных, поперечных и обменных волн (многоволновая сейсморазведка) [97].

Параметры поперечных и продольных волн по-разному зависят от физических констант среды: насыщенность пород-коллекторов газами сильнее проявляется в скоростях продольных, чем поперечных волн; соответствующие различия будут наблюдаться в изменении амплитудных и частотных аномалий и т. д. В частности, оказалось возможным проследить поведение коэффициента Пуассона вдоль пластов, используя замеренное отношение времени и скоростей распространения продольных и поперечных волн. На залежи углеводородов указывают зоны пониженных значений коэффициента Пуассона.

Из числа перечисленных выше характеристик сейсмического поля аномалийные значения одних создаются непосредственно залежью, других - как залежью, так и диссипативным полем УВ, в первую очередь полем рассеивания УВГ из залежей, т. е. целыми пачками пород и создаваемыми ими отражениями в больших временных окнах. Реальность наличия такого диссипативного поля УВГ над скоплениями УВ убедительно показана работами в области прямых геохимических методов поисков месторождений нефти и газа ПГО «ВостСибнефтегазгеология» [67] и Иркутского государственного университета [49]. В сейсмо-геологических условиях НБА на данном этапе было признано более целесообразным ориентировать методику выявления и картирования АТЗ на эти последние, так называемые интегральные, эффекты как более помехоустойчивые.

Среди сейсмических методов наибольшее распространение в райо­нах НБА получил корреляционный метод прямых поисков (КМПП), ос­нованный на изучении поглощения высокочастотной составляющей спектра сейсмических волн [99 и др.] В пределах пласта, насыщенного нефтью или газом, а также непосредственно в вышележащих породах, охваченных диффузией углеводородов, возникает повышенное поглощение высокочастотной части спектра сейсмических волн. Выделение на площади этой аномалии дает представление о местонахождении залежи углеводородов.

Применение электроразведки при выявлении и картировании АТЗ базируется на особенностях геоэлектрического разреза Непско-Ботуо-бинской ПГО, в котором карбонатные породы и соли характеризуются высокими сопротивлениями (около 100 Ом-м), аргиллиты непской свиты и ее аналогов - средними (10-20 Ом-м), а проницаемые горизонты, насыщенные рассолами,- очень низкими (около 1 Ом-м). Наличие резкой дифференциации по удельному электрическому сопротивлению рассолонасыщенной части пласта-коллектора, с одной стороны, и пласта-коллектора, насыщенного нефтью или газом, и непроницаемых карбонатно-соленосных пород, с другой, позволяет картировать замещение проницаемых рассолоносных горизонтов залежью УВ или высоко-омным неколлектором. Если зона аномалийного сейсмического эффекта,, связанного с интенсивным поглощением высокочастотной части спектра сейсмических волн, оконтуривается з/шой смены высокопроводящих пород

Рис. 84. Схема распределения AS по Среднеботуобинской площади.

Пункты ЗСБ: 1 - 1980 г., 2 - прошлых лет, 3 - контур ВНК, 4 - тектонические нару­шения; 5-7 - скважины: 5 •- нефтегазоносные, 6 - водоносные, 7 - подтвердившие данные ЗСБ; 8 - линия максимального, градиента AS; I-IX - аномальные участки.

низкопроводящими, то есть основания считать, что совокупность этих аномалий создана скоплением УВ.

СНИИГГиМСом и ИГиГ СО АН СССР показано, что для решения задачи изучения проводимости в условиях геоэлектрического разреза НБА и при глубинах залегания продуктивных горизонтов менее 3 км эффективно использовать электрическое зондирование в ближней зоне (ЗСБ), что обеспечивает высокую разрешающую способность и детальность исследований. Этими институтами построены теоретические основы метода, разработана методика полевых работ и интерпретированы результаты. Поскольку для выполнения подобных работ серийная аппа­ратура не производится, совместно с СибОКБ НПО «Нефтегеофизика» сконструирована и в малых сериях изготовлена аппаратура ЦИКЛ, с 1977 г. ЦИКЛ-2, которая обеспечила высокое качество и технологич­ность работ. Аппаратура внедрена и успешно эксплуатируется во всех объединениях, ведущих работы в Лено-Тунгусской НГП.

Рис. 85. Геолого-геофизический разрез Ярактинского месторождения по линии I-I.

1 ‑ песчаники ярактинской пачки; 2 - водонасыщенные песчаники; 3 - нефтяная часть залежи; 4 - газовая часть залежи; 5 - аргиллиты; 6 - контур АТЗ.

Таким образом, комплексирование двух методов, создающих неза­висимую информацию, частотное поглощение (КМПП), реагирующее на наличие залежи, и проводимость (ЗСБ), аномальные значения кото-рои наблюдаются в законтурной части залежи,- обеспечивает получение исходных данных для выделения АТЗ. Примеры таких аномальных эффектов показателя поглощения и показателя проводимости AS над Ярактинским и Среднеботуобинским месторождениями показана на рис. 84 и 85.

Картирование в производственных масштабах АТЗ началось в Непско-Ботуобинской НГО в 1976 г. первоначально на территории Иркутской области, а в последнее время и Якутской АССР и показало их достаточно высокую подтверждаемость.

Прямым подтверждением прямых геофизических методов поисков месторождений УВ является открытие Даниловского, Дулисьминского, Тас-Юряхского, Нижнехамакинского месторождений, получение притоков УВ на ряде других площадей, расширение в полном соответствии с данными ЗСБ контуров Среднеботуобинского месторождения и др.

В последнее время расширяется арсенал методов для выделения и подготовки АТЗ. В области сейсморазведки наряду с КМПП проверку проходят и другие методики, разработанные как в Советском Союзе, так и за рубежом. В области электроразведки наряду с методом ЗСБ в опытном порядке совместными работами СНИИГГиМСа и ПГО «Иркутскгеофизика» начата проверка метода вызванной поляризации (ВП). Из опытных в масштаб производственных перешли работы по применению прямых геохимических методов поисков залежей УВ. Выполненные в ПГО «ВостСибнефтегазгеология» под руководством в этой области работы являются крупным вкладом в теорию и практику этих методов.

Вместе с тем накопленный опыт поисковых и разведочных работ на АТЗ показал, что в теории и практике этих методов есть ряд нерешенных или недостаточно разработанных вопросов, имеются естественные ограничения на применение этих методов. Надо сказать, что термин «АТЗ», формально вполне корректный, породил у ряда специалистов иллюзию, что любая АТЗ должна быть месторождением, что в пределах контура АТЗ все скважины должны быть продуктивными, а вне контуpa, наоборот - открытий быть не может и т. п. И как всегда, в начале нового крупного дела появились группы специалистов, сеющих неверие в перспективность этого направления (см., например, Геол. нефти и газа, 1984, № 12 и др.).

В этой связи ниже мы обратим внимание на некоторые из геолого-геохимических факторов, осложняющих применение прямых геофизи­ческих методов поисков месторождений нефти и газа в условиях НБА, и на ряд нерешенных вопросов.

В основе интегральных методов картирования АТЗ по данным сейс­моразведки лежит предположение о наличии над месторождением диссипативного поля УВГ. Мы уже отмечали, что это предположение находит прямое подтверждение в результатах геохимических методов поисков скоплений УВ. Вместе с тем эти исследования указывают на исключительную сложность этого диссипативного поля. Так, например, в ПГО «ВостСибнефтегазгеология» и др. [67] изучен по данным газового каротажа и поверхностных съемок на ряде срезов характер этого поля над Ярактинским месторождением. Исследование показало, что аномалии фиксируются на всех срезах, но их конфигура­ция и комплекс показателей, по которым они фиксируются, от уровня к уровню меняются и нигде точно не совпадают с контуром месторож­дения. Отсюда следует, что контур АТЗ, выделяемой по интегральным характеристикам, не может в точности соответствовать контуру месторождения в силу специфичности формирования диссипативного поля.

В контуре Даниловской АТЗ наряду с продуктивными, высокодебитными скважинами оказались скважины, из которых не удалось получить притоки УВ. Однако в этих «сухих» скважинах все поровое пространство было насыщено нефтью (см. главы 8, 9). Из этого следует, что значения параметра поглощения над такими скважинами сопоставимы с эффектом в продуктивных скважинах и не дают возможности отличить промышленное иефтенасыщение от непромышленного. В этом последнем случае считать АТЗ или ее часть неподтвердившейся, видимо, нельзя, как не принято считать неподтвердившейся структуру, геометрия которой установлена сейсморазведкой правильно, но скопления УВ в ней нет. Возможно, комплексирование параметров, реагирующих на характер флюида, насыщающего среду, с параметрами, контролируемыми их емкостными свойствами (ПГР), позволит научиться решать эту задачу. На примере Даниловского месторождения с целью отделения коллекторов в даниловской свите (пласты Б3-Б4) от их эпигенетически засолоненных разностей такие работы в опытном порядке сейчас ведутся. Пока обнадеживающих результатов не получено.

При комплексировании прямых геофизических методов поисков скоплений нефти и газа с геохимическими необходимо иметь в виду, что геофизические аномалии с определенной степенью точности могут быть привязаны к стратиграфической локализации возмущающего объекта, т. е. выделяются в трехмерном пространстве, в то время как гео­химические аномалии привязать к стратиграфическому уровню локализации, создающей диссипативное поле залежи, как правило, нельзя. Так, например, на Гаженской площади закартирована АТЗ и по геофизическим, и по геохимическим данным, но рассматривать вторую как подтверждение реальности первой нельзя в силу повсеместного нефтенасыщения в пределах АТЗ отложений булайской свиты (см. главу 8), которое и создавало, скорее всего, наиболее сильные эффекты поверхностного поля диссипации УВГ. В этой связи необходимо иметь в виду, что подобные закономерности локализации нафтидов могут сказаться и на поле ВП. Последнее может контролироваться и былыми воздействиями на породы, перекрывавшие залежи, диссипативных полей УВ, переформированных или разрушенных скоплений УВ.