Содержание к диссертации
Введение
1. Геологическое строение и размещение запасов нефти и газа соликамской депрессии 6
1.1. Основные черты геологического строения 6
1.2. Нефтегазоносность 13
1.2.1. Нефтегазоносные комплексы 13
1.2.2. Структура начальных суммарных ресурсов нефти и газа 16
1.2.3. Вероятностно-статистические оценки запасов и ресурсов углеводородов 19
1.3. Особенности строения месторождений Соликамской депрессии 29
2. Сеисморазведочные и гравиразведочные методические подходы к изученрпо строения месторожденррй нефти и газа 33
2.1. Геофизические технологии изучения строения месторождений 33
2.1.1. Сейсморазведка и гравиразведка 33
2.1.2. Вертикальное сейсмическое профилирование 43
2.2. Сейсмическое и гравиметрическое исследование месторождений 46
2.2.1. Сибирское месторождение 46
2.2.2. Шершневское месторождение 63
2.2.3. Месторождение им.Архангельского 84
3. Использование акустических методов при изучении нефтегазоносных комплексов 109
3.1. Возможности акустических методов исследования скважин 109
3.1.1. Проблемы стандартного комплекса ГИС при выделении коллекторов в карбонатном разрезе 109
3.1.2. Скважинное акустическое телевидение и акустический каротаж 111
3.2. Основные факторы, влияющие на результаты интерпретации волнового акустического каротажа 124
3.3. Скважинные акустические и полевые сейсмические методы 125
3.4. Частотная обработка данных волнового акустического каротажа и априорная информация 127
3.5. Общая схема детального геофизического изучения месторождений углеводородов 145
Заключение 149
Литература 152
- Вероятностно-статистические оценки запасов и ресурсов углеводородов
- Особенности строения месторождений Соликамской депрессии
- Сейсмическое и гравиметрическое исследование месторождений
- Основные факторы, влияющие на результаты интерпретации волнового акустического каротажа
Введение к работе
Актуальность работы. Современное состояние процесса освоения ресурсов углеводородов (УВ) в Пермском Прикамье, являющимся одним из "старых" нефтедобывающих районов Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, характеризуется определенными сложностями при выборе рационального комплекса геолого-геофизических исследований для изучения строения месторождений нефти и газа. Это связано с малыми запасами новых месторождений, вводимых в разработку, увеличением в общем балансе доли трудноизвлекаемых запасов, в том числе связанных с низкопористыми карбонатными (НПК) коллекторами, приуроченностью ряда месторождений к зонам с особым режимом природопользования (водоохранные зоны, запасы калийных солей), имеющими ограничения на недропользование. Вместе с тем, появились высокоточные и высокоразрешающие геологоразведочные геофизические технологии, позволяющие дать детальное представление об особенностях строения изучаемых продуктивных объектов. В последние годы данные технологии стали активно внедряться на стадии разведки и разработки месторождений нефти и газа, что позволяет получать достоверную информацию для построения детальных моделей строения продуктивных объектов и корректировать направления эффективного их освоения. В связи с этим весьма актуальным является совершенствование как отдельных геолого-геофизических методов обеспечения разведки и освоения запасов нефти и газа, так и их комплекса, в первую очередь за счет наиболее полного использования возможностей «легких» полевых геолого-геофизических методов и геофизических исследований скважин (ГИС).
Цель диссертации. Научное обоснование рационального комплекса геолого-геофизических технологий для изучения строения месторождений нефти и газа Соликамской депрессии.
Основные задачи:
Анализ информативности геолого-геофизических методов, разработка рациональных вариантов комплекса детальных работ для изучения месторождений углеводородов Соликамской депрессии.
Апробация комплекса скважинных геофизических методов для выделения трещинных коллекторов в низкопористых частях карбонатных разрезов.
Анализ возможностей волнового акустического каротажа (ВАК) и методик его частотной обработки при изучении месторождений углеводородов.
На защиту выносятся следующие положения.
1. Комплекс детальных сейсморазведочных, гравиразведочных и скважинных акустических исследований, предназначенный для изучения геологического строения месторождений нефти и газа в условиях
Соликамской депрессии. Особенностями комплекса является применение высокоточной гравиразведки, сейсморазведки (в том числе 3D), совокупности акустических методов, обеспечивающих детализацию геометрии нефтегазоносных объектов, выделение зон трещиноватости и нарушенности осадочной толщи.
Закономерность распространения трещинных коллекторов в турнейско-фаменских рифогенных отложениях. Индикатором наличия данных коллекторов является появление в разрезе вертикальных набуренных желобов, выделяемых на основании комплекса ГИС.
Комплекс критериев геологической интерпретации материалов волнового акустического каротажа с целью выделения зон тектонической нарушенности геологического разреза месторождений углеводородов, основанный на особенностях спектральных параметров продольных и поперечных волн.
Научная новизна работы
Доказано, что картирование продуктивных нефтегазоносных комплексов (НТК), выделение зон трещиноватости и нарушенности осадочной толщи при детальном изучении строения месторождений углеводородов в геологических условиях Соликамской депрессии (СолД) могут быть выполнены на основе комплексирования сейсморазведки, высокоточной гравиразведки и акустических методов исследования скважин.
Выявлены особенности распределения зон трещиноватости, с которыми связаны новые проницаемые зоны нефтегазоносных толщ в низкопористых частях карбонатных разрезов севера Пермского Прикамья.
Установлены возможности частотной обработки волнового акустического каротажа для выделения зон тектонической нарушенности и других особенностей геологического строения месторождений углеводородов.
Практическая значимость
Для Соликамской депрессии произведена апробация комплекса сейсморазведочных, гравиметрических и акустических исследований особенностей геологического строения нефтяных и газовых месторождений. Полученная геолого-геофизическая информация по Сибирскому, Шершневскому и им.Архангельского месторождениям, расположенным в южной части Соликамской депрессии, использована для обоснования оптимальных направлений дальнейшего освоения их запасов.
Определены методические подходы к выделению возможных зон развития трещинных коллекторов в карбонатных разрезах севера Пермского Прикамья на основе комплекса скважинных акустических методов.
Результаты диссертационной работы использованы при планировании дальнейших направлений геологоразведочных работ ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» на месторождениях Соликамской депрессии.
Личный вклад автора.
Автору принадлежит идея комплексного подхода подготовки месторождений к разработке на основе современных аппаратурно-методических и интерпретационных технологий сейсморазведки, гравиметрии и акустических методов исследований скважин. На основе интерпретации полученной геолого-геофизической информации обоснованы варианты использования этих технологий при изучении геологического строения месторождений на различных этапах их освоения.
Реализация работы. Разработки автора внедрены в 000 «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», ОАО «Пермнефтегеофизика», ЗАО ПИТЦ «Геофизика», Горном институте УрО РАН.
Апробация работы и публикации. Основные положения диссертационной работы докладывались на: Международных семинарах «Вопросы теорий и практики геологической интерпретации гравитационных, магнитных и электрических» полей им. Д.Г.Успенского (Москва, 2004, Пермь 2005), Международной научно-практической конференции «Перспективы развития геофизических методов в XX веке» (Пермь, 2004), XXXIII научно-практической конференции горно-нефтяного факультета ПГТУ «75лет Пермской нефти» (Пермь, 2004).
Основные положения диссертации опубликованы в 20 печатных работах.
Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения, изложенных на 159 страницах, в том числе 69 рисунков, 9 таблиц и список использованной литературы из 123 наименований.
Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю профессору В.М.Новоселицкому. В процессе исследований автор пользовался советами сотрудников ОАО «Пермнефтегеофизика» к.г.-м.н. Е.С. Килейко, В.М. Неганова; ЗАО ПИТЦ «Геофизика» к.т.н. И.Н. Жуланова; сотрудников ООО «ПермНИПИнефть» кандидатов наук: Ю.А. Жукова, В.В. Макаловского, Ю.А. Яковлева; сотрудников ПГТУ докторов наук В.И. Галкина, А.В. Растегаева, сотрудников Горного института УрО РАН кандидатов наук: Б.А. Бачурина, С.Г. Бычкова, И.В. Геника, Г.В. Простолупова, В.К. Сидорова, Г.П. Щербининой, которым он выражает свою благодарность.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА СОЛИКАМСКОЙ ДЕПРЕССИИ
Вероятностно-статистические оценки запасов и ресурсов углеводородов
Рассмотрим поставленные выше вопросы (Воеводкин. Оценка ..., 2006; Воеводкин, Галкин В.И., 2004; Воеводкин, Галкин СВ., 2004; Воеводкин, Расте-гаев, Галкин, 2005; К вопросу..., 2005; Коноплев, Воеводкин, 2004; О прогнозировании ..., 2004; Определение, 2006; Оценка..., 2005; Статистические ..., 2004).
Предварительно отметим, что в ходе выполнения оценок ресурсов и запасов необходимо учитывать метод подготовки, а также время, когда была выполнена оценка (Воеводкин, Растегаев, Галкин, 2005). В Пермском Прикамье локальные объекты, находящиеся в различных по сложности геологических условиях, готовили с помощью структурного бурения и сейсморазведки, обладающих различной точностью. В этом случае играют роль следующие факторы: а) основная часть объектов готовилась структурным бурением на площадях с простым геологическим строением, где маркирующий горизонт определяется нижележащими толщами; б) объекты, подготовленные структурным бурением, по своим морфологическим характеристикам (амплитуде, площади), а, следовательно, и по запасам в несколько раз превосходят структуры, подготовленные сейсморазведкой. В связи с тем, что фонд крупных и средних структур, нахо дящийся в благоприятных геологических условиях и пригодный к подготовке структурным бурением, на территории Пермского Прикамья практически исчерпан, основной интерес представляет выявление взаимосвязей между ресурсами и запасами для структур, подготовленных сейсморазведкой. В настоящее время сейсморазведкой готовятся в основном небольшие по ресурсам структуры, находящиеся в сложных геологических условиях. Методика структурного бурения за весь период подготовки структур в Прикамье не претерпела существенных изменений, а значит, и ошибка при подсчете ресурсов практически не менялась. В свою очередь аппаратурно-методическая база сейсморазведки постоянно совершенствовалась, что вело к снижению погрешности структурных построений и повышению точности расчета ресурсов. До 1971 г. структуры готовили методом отраженных волн (МОВ), который был эффективен только при картировании крупных объектов, в период с 1971 по 1980 г. в практику сейсморазведки внедрялся метод общей глубинной точки (МОГТ) с записью информации на магнитный носитель в аналоговом виде и обработкой данных на ЭВМ. Начиная с 1981 г. запись информации стала производиться в цифровом виде, что позволило получать более достоверную информацию о продуктивных толщах. Отсюда следует вывод, что при разработке математических моделей перевода ресурсов в запасы необходимо использовать данные по структурам, подготовленным только сейсморазведкой в период с начала 1980-х гг. по настоящее время. Соотношение ресурсов и запасов для Соликамской депрессии, регрессионные модели перевода ресурсов в запасы для различных нефтегазоносных комплексов (Воеводкгш, Галкин, 2004; К вопросу..., 2005)
Анализ соотношений ресурсов и запасов по вновь вводимым в разработку объектам на территории Пермской области показал, что степень подтверждае-мости запасов изменяется в широких пределах. Принятые для нефтегазоносных районов и зон коэффициенты перевода ресурсов в запасы не всегда отражают реальное соотношение данных величин. В связи с этим целесообразно установить количественные связи между ресурсами и запасами нефтегазоносных комплексов в локальных объектах в пределах структурно-фациальных зон Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП). Согласно схеме нефтегазогеологиче-ского районирования Пермского Прикамья в пределах исследуемой территории выделяются десять зон, часть из них разделяется на подзоны. В границах СолД выделяется зона палеоплато (зона 7) в составе двух подзон -южной и северной, включающей север Березниковского палеоплато и Гежское палеоплато.
Соотношение запасов и ресурсов по их средним значениям в пределах зон с учетом нефтегазоносности всех комплексов пород имеет следующий одномерный вид (во всех трех случаях связь статистически значима): где Zc - запасы на осредненную структуру в пределах структурно-фациальной зоны, млн. т; Re - суммарные ресурсы на осредненную структуру в пределах структурно-фациальной зоны, млн. т; г - линейный коэффициент корреляции;
В таблице 1.3 приведены параметры многомерных регрессионных зависимостей с учетом разбиения на нефтегазоносные комплексы. В таблице RDb Кш-сь Rciv, Rc2, Rpi, - ресурсы, млн. т, соответственно, девонского терригенно-го, девонско-турнейского карбонатного, визейского терригенного, среднекамен-ноугольного терригенно-карбонатного и нижнепермского терригенного, R - коэффициент множественной корреляции, Fp/Ft, -отношение расчетного и табличного критерия Фишера, р - уровень значимости.
Точность и надежность прогнозов, построенных по линейным и многомерным связям между ресурсами и запасами, для разных зон различна. Оценку прогноза можно дать на основании вероятностных кривых подтверждаемости ресурсов {Галкин, 2002; К вопросу..., 2005). Указанные кривые характеризуются нарастающим подъемом с различной степенью интенсивности, описываются полиномом третьей степени и представляют собой уравнения регрессии подтверждаемости ресурсов: где Р - вероятность, Re - ресурсы, млн.т.; статистические характеристика регрессии - R = 0.73, р = 0,0009. Анализ кривых позволяет определить граничное значение ресурсов для исследуемой структурно-фациальной зоны, после которого ресурсы подтверждаются с высокой достоверностью (Р 0.5). Для палеоплато граничное значение Rrp=1.75 млн. т.
Детальная оценка прогнозных запасов нефти подготовленных структур на территории Березниковского палеоплато (Воеводкш. Оценка..., 2006; В.И.Галкин,
Растегаев, С.В.Галкин, Воеводкин, 2006) Территория Березниковского палеоплато является наиболее перспективной в Пермском крае для поиска месторождений нефти и газа. К настоящему времени на ней подготовлено сейсморазведкой 14 структур с суммарными ресурсами нефти категории Сз, более 30 млн.т но, не все эти ресурсы будут подтверждены запасами промышленных категорий. Для определения доли запасов от подготовленных ресурсов необходимо установить соотношения между ними по имеющимся на данной территории месторождениям.
Для этой цели использованы соотношения между ресурсами и запасами по 27 продуктивным структурам, подготовленным сейсморазведкой в период с 1969 по 1999 гг. Залежи нефти здесь приурочены к следующим нефтегазоносным комплексам (НТК): верхнедевонско-турнейскому, нижнесредневизейско-му, среднекаменноугольному и нижнепермскому НТК. Нижнепермский НТК на исследуемой территории представлен одной незначительной по запасам залежью на Озерном месторождении. Суммарные запасы в основном определяются нижне-средневизейским (42%), верхнедевонско-турнейским (33%) и средне-каменноугольным (24%) НТК.
Корреляционное поле между суммарными запасами и ресурсами представлено на рис. 1.3. Из анализа рисунка следует, что в пределах поля корреляции уже на визуальном уровне выделяются три независимых подполя. Первое, верхнее подполе, где располагается основное количество данных, характеризуется превышением запасов над ресурсами, ниже его находится второе подполе, где, наоборот, наблюдается занижение запасов над ресурсами, а Уньвинская структура обладает аномально высокими характеристиками, значения которых располагаются вне основного поля корреляции. Для первого подполя имеется слабая корреляция между ресурсами и запасами, а для второго она отсутствует. Между тем, рассматривать корреляционное поле в целом то связь между ресурсами и запасами является статистически значимой (г = 0,72) и описывается следующим уравнением регрессии
Особенности строения месторождений Соликамской депрессии
Приведенные выше данные по геологии и нефтегазоносности Пермского Прикамья показывают, что наиболее нефтегазоперспективные районы, связанные с зоной развития Камско-Кинельской системы прогибов, расположены в южных и восточных районах Пермского Прикамья. Согласно карте перспектив нефтегазоносности (рис. 1.2) одни из наибольших перспектив связаны с территорией Соликамской депрессией (по нефти). Освоение ресурсов региона во многом сдерживалось сложными поверхностными и глубинными сейсмогеоло-гическими (соляная толща, артинские рифы и пр.) и физико-географическими (заболоченность, залесенность, резко изрезанный рельеф местности) условиями производства работ. Переход на новую аппаратурно-методическую базу (методика общей глубинной точки, цифровая регистрация и обработка сейсмических материалов и др.) позволил существенно увеличить информативность и достоверность полевых материалов, повысить геологическую эффективность сейсморазведки (Особенности геологического строения Предуральского прогиба, 2000). После этого на первый план стали выходить методически вопросы, связанные с разработкой месторождений, поскольку до начала 80-х годов прошлого века разведка и разработка месторождений велись преимущественно в платформенной части области и для месторождений в основном были характерны поровые терригенные коллекторы (яснополянские песчаники и алевролиты) или карбонатные коллекторы (Денк, 1997; Денк, 1999). Коллекторы трещинного типа встречались очень редко и в мелких залежах, например, сакмаро-артинская залежь Ульяновского месторождения (1971). С 80-х годов, когда бурение на территории Соликамской депрессии, приобрело большой масштаб, последовали открытия лишенных «нормальной пористости» (Денк, 1997) карбонатных, а подчас и терригенных, продуктивных отложений, дававших притоки нефти и газа. Коллекторские свойства указанных объектов были связаны с либо трещиноватостью как таковой, либо вследствие рассеченности пород трещинами (выступавшими в качестве каналов выщелачивания, закарстовывания и др.). Предуральский краевой прогиб (Калмыков, 1971; Денк 1999) образовывался в условиях очень жестких палеогеотермического (150-250С) и палеобариче-ского (тангенциальные нагрузки составляли 150-400 МПа) режимов, предопределивших как "вырождение" - нередко вплоть до нулевых значений - первичных ФЕС нефтегазоносных толщ, так и масштабное трещинообразование. В результате развивались коллекторы трещинного и порово-трещинного типов, которые значительно меньше изучались в Пермском Прикамье (Максимович, Быков, 1978; Особенности строения ..., 1978). В настоящее время значение трещинных и порово-трещинных коллекторов четко видна в условиях Соликамской впадины, где открыто более 50 месторождений нефти и газа и выделено большое количество перспективных структур (рис. 1.1). Рассмотрим некоторые примеры трещинных и порово-трещинных коллекторов месторождений, расположенных в СолД. В Соликамской депрессии характерное строение рифов, которым приурочены месторождения, следующее: органогенная постройка фа-менского возраста высотой несколько сотен метров облекается известняками турнейского яруса, нефтеносность связана с кровельной частью, при этом характерна неравномерность коллекторских свойств продуктивных отложений. Унъвинское месторождение
Характерной особенностью турнейско-фаменской залежи Уньвинского месторождения (Уньвинский купол) является несущественная доля - немногим более 6% от общего объема нефтеносной толщи - "нормально пористых" карбонатных разностей, а соответственно и коллекторов порового (и близких к таковому) типа (Денк, 1999). Напротив, имеют широкое распространение коллекторы трещинного и более сложных типов; развитие межблокового полостного пространства (главным образом закарстованных трещин тектонического происхождения) обусловливает, разброс фильтрационных параметров в органогенном массиве и как следствие - неоднородность продуктивности участков залежи. По итогам восьмилетнего периода эксплуатации залежи, в частности, выяснилось, что южная часть массива, обладавшая наибольшей проводимостью, обеспечила добычу 54,1% от накопленного отбора нефти, а центральная часть -45,3% (причем около 4/5 этого объема приходится лишь на две высокодебит-ные скважины - 82 и 99). Боровицкое месторождение
Наиболее подробно изучены на коллекторы трещинного типа в известняках Боровицкого рифа, поскольку все скважины, давшие фонтанные притоки нефти, опробовали объекты лишенные «нормальной пористости» (Денк, 1997), которые по результатам стандартного комплекса ГИС представлялись монолитными, а их емкость в массиве не превышала 5%. Исследование образцов каменного материала из скв.52-ОГН показало, что межзерновая пористость матрицы известняков хотя и варьируется в широких пределах, но скелет породы остается фактически непроницаемым и вмещает одну лишь капиллярно "защемленную" пластовую воду (на 76-85% объема внутрипорового пространства). Межблоковое полостное пространство в кернах представлено, главным образом, зияющими макротрещинами (раскрытостью до 0,3-0,5 мм), к полостям которых приурочены четкообразные полости выщелачивания: вторичные поры диаметром около 1 мм, круглые (до 3 мм в поперечнике) и щелевидные (до 8x16 мм) каверны. Гагаринское месторождение
На Гагаринском месторождении система трещин (Денк, 1997) отмечена в южной периклинальной части и связывает забои скважин 70-бис и 71 на расстоянии свыше 600 м. Скважины вскрыли разрез типичных биогермных известняков, в своей кровельной части густо рассеченных трещинами и закарстованных: скважина 70-бис при вскрытии пород поглощала промывочную жидкость с полным отсутствием выноса керна и шлама; скв.70, бурившаяся с той же площадки, была ликвидирована вследствие "ухода" катастрофической (более 100 м3/час) интенсивности, открывшегося при забое 2012 м - на 22 м ниже кровли; в скв.71 вынос керна либо отсутствовал, либо не превышал 4%, часть же трещин в полученных образцах была "залечена" отложениями характерной для древнего карста аллохтонной глины. Система располагалась именно в при-кровельной части массива, что подтвердили результаты поинтервального опробования скв.71 - лишь самый верхний интервал подсек полостную систему, вследствие чего характеризовался количественным (вплоть до сотых долей ме-гапаскаля) равенством величины текущего пластового давления с измеренной в скв.70-бис, а также максимумом проницаемости и продуктивности. Пихтовое месторождение
Порядка 70% накопленного отбора нефти (283,2 тыс.т) за 1983-1994 гг. при разработке фаменской залежи было получено из двух скважин разведочного фонда - 173 (108 тыс.т) и 177 (82 тыс.т), причем существенная часть извлеченного сырья была добыта при фонтанной эксплуатации (из скв. 177-30,4 тыс.т). В то же время третья разведочная скважина 175 дала за 1984-1994 г.г. менее 20 тыс.т нефти. Указанные обстоятельство хорошо иллюстрирует неравномерность коллекторских свойств органогенной постройки.
Аналогичные примеры можно приводить и для других месторождений Соликамской депрессии: Сибирского, Юрчукского и пр.
Указанные особенности месторождений обусловливают необходимость совершенствования методик полевых геофизических и промыслово-геологических исследований, ориентируя их на выделение аномальных по своим физическим свойствам зон, с которыми может быть связаны трещинные и порово-трещинные коллекторы. В связи с этим возрастает необходимость комплексного применения всех методов: сейсморазведки (2D и 3D), «легких» полевых геофизических методов, геофизических методов исследования скважин (ГИС) и, особенно, акустического каротажа (Комплексирование, 1984; Голф-Рахт, 1986; Итенберг, 1987). Необходимость применения последнего связана с тем, что коллекторы трещинного типа не дифференцируются по стандартному комплексу ГИС от массивных, нетрещиноватых разностей породы.
Сейсмическое и гравиметрическое исследование месторождений
Сибирское месторождение было открыто в результате сейсморазведоч-ных работ в первой половине 80-х годов (Детальное изучение ..., 1998): сейс-моразведочной партией (СП) 2/80 выявлено Сибирское поднятие по каменноугольным и пермским отложениям (18-кратная система наблюдений (СН)); СП22/82-83 - подготовлена к поисково-разведочному бурению Сибирская структура (кратность СН: 12-9%, 24-91%); СП23/83-84 - установлено сложное геологическое строение Сибирского поднятия (24-кратная СН), выделены два купола: Родыгинская и Сибирская структуры; Родыгинская структура подготовлена к поисково-разведочному бурению. На территории месторождения на момент выполнения работ было пробурено: а) пять солеразведочных скважин; б) 17 поисково-разведочных скважин (одна скважина вскрыла отложения вендского комплекса, 14 - фаменского яруса, остальные - башкирского), промышленные притоки нефти получены из отложений башкирского, визейского и фаменского ярусов; в) 13 эксплуатационных скважин, в скв.588 выполнено НВСП.
Работы методом пространственной сейсморазведки выполнены на Сибирской структуре в 1997-1998 гг. на площади 29.7 км2, для получения полного представление о строении Сибирского месторождения была проведена также переинтерпретация материалов 2D сейсморазведки на Родыгинской структуре и привлечены результаты НВСП в скважине 588 (Детальное изучение ..., 1998). Одновременно были выполнены научно-исследовательские работы по переобработке, анализу и интерпретации гравиметрических материалов на Сибирском месторождении нефти с использованием создаваемой в Горном институте УрО РАН системы VECTOR (Метод векторного сканирования, 1998).
Необходимость выполнения доразведки связана с тем, что анализ результатов бурения скважин и материалов сейсморазведки 2D показали, что геологическое строение Сибирского месторождения является намного более сложным, нежели представлялось ранее, история разведочных работ на соседнем Уньвин-ском месторождении нефти, имеющем с Сибирским месторождением общий генезис, также подталкивала к таким выводам (Изучение ..., 1997). Структурные планы отражающих горизонтов месторождения сильно дифференцированы, из-за редкой сети сейсмопрофилей были выявлены не все вершины. Распространение коллекторов по площади месторождения также не было выяснено.
Изучаемая площадь находится на восточном склоне Камской гомоклина-ли. Глубина залегания фундамента, определенная по геофизическим данным достигает 5 км. На эродированной поверхности кристаллического фундамента с угловым и стратиграфическим несогласием залегает мощная, порядка 1.8 км, толща терригенных отложений вендского возраста. Кровля терригенных отложений тиманского горизонта, которые в пределах изучаемого района погружаются в восточном направлении, характеризуясь абсолютными отметками порядка -2.6 -г -2.7 км. Особенности геологического строения территории и условия осадконакопления, начиная с позднетиманского времени, указывают на принадлежность площади к внутриформационной Камско-Кинельской системе. Осадконакопление, носившее некомпенсированный характер, было сопряжено во времени и пространстве с возникновением крупного рифогенного сооружения, которое послужило основой для образования структуры в нижне- и сред-некаменноугольном комплексах отложений. Сибирский риф является одной из органогенных построек, осложняющих обширное позднедевонское карбонатное Березниковское палеоплато.
При анализе исходных материалов было установлено, что значения аномалий силы тяжести, полученные гравиметрическими партиями разных лет, имеют значительные расхождения между собой, что проявляется резко выраженными цепочками аномалий разного знака, вытянутыми вдоль профилей. В связи с этим интерпретация выполнена по данным гравиметрической съемки Баженовской геофизической экспедиции (БГЭ). Работы БГЭ выполнены в масштабе 1:50000 по субширотным профилям с шагом 100 м и расстоянием между профилями в среднем 500 м.
Изучаемая площадь находится в пределах гравитационной ступени с перепадом значений аномалий около 5 мГал (рис. 2.6) (Детальное..., 1998; Переобработка..., 1998). Интенсивность аномалий силы тяжести возрастает с северо-востока на юго-запад. На фоне этой ступени, а также локальных аномалий, связанных с толщей солей и плотностными неоднородностями в верхней части разреза, аномалия, обусловленная Сибирской структурой и особенностями ее геологического строения, визуально плохо выделяется. Для выделения аномалий был построен ряд двумерных и трехмерных трансформант гравитационного поля. На рис. 2.7 представлены карта модуля полного горизонтального градиента гравитационного поля (рис.2.7а), карта аномалии после снятия линейного фона (рис.2.7б) и карта снимаемого линейного фона (рис.2.7в), позволяющие более четко локализовать аномалию от Сибирской структуры.
Суммарный эффект локальных и фоновых составляющих поля обусловливает в общем случае негоризонтальность положения нулевого уровня локальной аномалии в наблюденном поле. Поэтому применяются специальные приемы обработки и интерпретации. Одним из таких приемов являются корреляционные методы преобразования и интерпретации геофизических аномалий. На рис. 2.8 приведена корреляционная схема из серии семи субширотных профилей. Нанесены сглаженные графики восстановленного поля. На схеме Сибирская и Родыгинская рифогенные структуры выделяются локальными аномалиями с амплитудами до 1 мГал, что отчетливо проявляется соответственно на профилях 570, 572 и 576, 578. Профиль по линии 574 расположен в зоне разделения указанных структур и позволяет совместно с другими трансформантами поля, сделать вывод о сочленении Сибирской и Родыгинской структур. Западная часть профилей 570, 572 и 574 осложнена местной положительной аномалией, вызванной повышенным залеганием подошвы соли. На основе принципа суперпозиции по семейству профильных локальных аномалий выделены и контуры Сибирской и Родыгинской структур и их общий контур.
Для изучения глубинности распределения аномалиеобразующих источников построены карты разностного гравитационного поля (рис. 2.9). Горизонтальный срез при к= 0.20-1.00 характеризует строение верхней части месторождения (диапазон нижнепермских отложений). На карте (рис. 2.9а) повышенными значениями поля отчетливо выделяются поднятия (рифы) в районе скв. 607, 42 и 517. Зона уменьшенных значений поля между скв. 43 и 44, интерпретируется как увеличение глубины залегания нижнепермских плотностных границ. Срез, изображенный на рис. 2.96 (к=0.30-1.00), характеризует более глубокие слои разреза (диапазон карбона). Конфигурация локальных элементов изменяется, в частности, аномалия в районе скв. 517 затухает, а две аномалии в районе скважин 607 и 42 - увеличиваются. На рис. 2.9в (к=0.40-1.00) срез отражает большую глубинность разреза- диапазон нижнего карбона и верхнего девона. Здесь отчетливо проявляется аномалия в районе скважин 42 и 607 мери-дианального простирания, интерпретируемая как повышенное залегание плотностных границ. На рис. 2.9г (к=0.50-1.00) срез характеризует глубины низов девона - основания (платформы) рифа.
Основные факторы, влияющие на результаты интерпретации волнового акустического каротажа
В практике геофизических исследований все большее распространение находит волновой акустический каротаж (АК), постепенно заменяя аналоговый АК, входящий в стандартный комплекс ГИС нефтяных и газовых скважин (Сидоров, 2001). В волновом АК в каждой точке по глубине регистрируются не отдельные параметры приходящего акустического сигнала, как это имеет место в аналоговом АК, а регистрируется в цифровом виде весь сигнал, в который входят головные продольные и поперечные волны, а также волна Лэмба. Цифровая запись позволяет проследить не только время прихода продольных и поперечных волн, но и форму соответствующих им сигналов, в которой содержится информация о структуре горных пород. Три фактора оказывают основное влияние на форму сигнала: затухание, зависящее от частоты, дисперсия волн и условия измерения. Последний фактор в значительной степени компенсируются при использовании разностной схемы измерения, что позволяет выполнять сопоставление с данными лабораторных исследований.
Частотная зависимость коэффициента затухания плоской волны для изотропной гетерогенной среды представляет собой возрастающую кривую, состоящую из двух частей - низкочастотной и высокочастотной. В области низких частот коэффициент затухания зависит от частоты линейно, при увеличении частоты степень его возрастания увеличивается. Характеристики линейной (тангенс угла наклона) и нелинейной (параметры нелинейности) частей, а также частота перехода между ними, зависят от степени дифференциации компонент гетерогенной среды: соотношения скоростей и объемов компонент, размера элементарной ячейки гетерогенной среды. Регистрируемый сигнал сильнее искажается если: а) его спектр приходится на нелинейную часть кривой; б) проходит через кавернозные и трещиноватые породы (по сравнению с мелкопористыми).
На форму сигнала также оказывает дисперсия волн, поскольку зависимость скорости от частоты искажает фазочастотный спектр сигнала. Дисперсия может быть обусловлена, например, слоистостью геологического разреза, которая в диапазоне 3-5 кГц, обычном для АК, может быть сопоставима с длиной волны. Достаточно полно дисперсия исследовалась для сейсмических волн. Для АК характер дисперсии, ее величина и взаимосвязь с затуханием является недостаточно исследованным вопросом.
Установлено (Сидоров, Тарантин, 2003; Тарантил, 2003), что дисперсия фазовой скорости головных волн в скважине сопровождается изменением коэффициента затухания, согласующимся с ней как по знаку, так и по величине. Анализ материалов в различных типах геологического разреза (карбонатном, терригенном, соляном) дает основание считать, что причиной дисперсии головных волн является слоистость геологического разреза и неровности стенок скважины, обусловленные, в том числе, структурой горных пород - пористостью, кавернозностью, трещиноватостью. Причем слоистость создает дисперсию, при которой фазовая скорость уменьшается с частотой, а коэффициент затухания - растет; неровности стенок скважины приводят к обратному эффекту.
В разделе 3.1.2 описан комплекс ГИС методов - скважинного акустического телевидения и двух модификаций акустического каротажа (АКПЗ и ГАКЗ). Данные методы являются чисто дифференциальными, характеризуя ок рестность скважины. Идея методов, предлагаемых в этом и следующем разделах состоит в привлечении данных интегральных методов, позволяющих распространить выделенную закономерность на другие участки исследуемой территории.
Сейсмические исследования для поиска зон трещиноватости целесообразно, развивать в двух направлениях (Воеводкин, Сидоров, 2004). Одно предполагает существование особенностей волнового поля в области развития зон трещиноватости. Это могут быть существенные изменения формы отраженных сигналов основных отражающих горизонтов, появление дополнительных отражений, амплитудные аномалии. Эти эффекты предварительно рассчитываются по акустическим разрезам. Для этого могут быть использованы различные подходы к решению прямой задачи сейсморазведки. Традиционно в производственных организациях используется метод синтетических сейсмограмм (Гогоненков, 1970), но могут быть привлечены и другие методы, например, метод эффективных границ {Сидоров, 1997), обладающий большей устойчивостью при вариациях акустических параметров. Обработка полевых материалов настраивается на выявление рассчитанных сейсмических эффектов. Другое направление сейсмических исследований направлено на выявление объектов дифракции, которыми могут оказаться интервалы трещиноватости. При развитии этого направления возникают две основные проблемы: выявление годографов дифракции на фоне значительных шумов и наличие тестовых объектов. Выявление годографов дифракции сейсмических волн, действительно, является проблемой, поскольку рассеивающие объекты проявляются, как правило, в высокочастотной области, в которой больше всего помех. Перспективы здесь, на наш взгляд, связаны с использованием вибросейса, как наиболее помехозащи-щенного метода, и разработкой алгоритмов фильтрации для частотномодулиро-ванных сигналов. Что касается тестовых объектов, то весьма перспективными являются зоны погребенного карста, которые обнаруживаются некоторыми скважинами. Эти зоны наверняка имеют сейсмическую контрастность не меньшую, чем трещинные объекты, и поэтому дифракционные эффекты от них должны быть достаточными для их обнаружения. Настройка методик и обрабатывающих программ на такие объекты позволит оценить практические возможности сейсморазведки по выявлению объектов дифракции, связанных с зонами трещиноватости.
Таким образом, взаимосвязь скважинных акустических и полевых сейсмических методов заключается в том, что, используя конкретную геологическую ситуацию, прогнозируют путем моделирования по акустическим данным специфичные сейсмические эффекты. Так, эффект расслоения, если он корре-лируется с зонами трещиноватости, может быть вполне учтен при расчете сейсмических эффектов. В частности, из-за повышенного затухания будет изменяться характер отражения от соответствующей границы. Именно этот сейсмический эффект может быть использован при выявлении зон трещиноватости. С другой стороны, зоны, подозрительные на трещиноватость и выделенные по данным сейсмических методов, указывают местоположение скважин, в которых особенно внимательно должна изучаться трещиноватость и моделироваться сейсмические эффекты. Поэтому одно из направлений поиска зон трещино-ватости заключается в развитии адаптированных к трещинным объектам акустических и сейсмических методов и их комплексировании.
