Комплексная переинтерпретация геофизических данных

    Андреева Е.Е., Борисов А.С., Баранова А.Г., Валеева А.В., Колузаева К.Ю.


    ИПЭН АН РТ, ИГиНГТ КФУ,

    Институт «ТатНИПИнефть»

    В статье рассмотрены приемы кинематического и динамического анализа временных разрезов метода общей глубинной точки (МОГТ) в комплексе с данными грави- и магниторазведки. Сейсмическая скорость как петрофизический индикатор характеристики осадков тесно связана с литологией, пористостью, плотностью, проницаемостью, нефте- и водонасыщенностью. Магниторазведка находит применение при выявлении и трассировании разрывных нарушений фундамента, при прогнозировании ареалов распространения ловушек углеводородов, генетически связанных с зонами тектонической трещиноватости. Зона трещиноватости представляет собой ослабленный участок разреза, характеризующийся дефицитом плотности, в локальном поле силы тяжести она отражается отрицательными аномалиями ∆gлок. Выполненное исследование позволяет авторам сделать заключение о высокой эффективности предложенных приемов комплексной переинтерпретации геофизических данных при поисках залежей нефти в терригенном девоне на территории Татарстана.
    Введение
    Главная проблема при поисках залежей нефти по геофизическим данным в терригенном девоне на территории Татарстана состоит в том, что скопления углеводородов, залегающие на километровых глубинах, отображаются в кинематических и динамических параметрах волновых полей не всегда четко и однозначно. Поэтому суть переинтерпретации данных состоит в последовательном и комплексном изучении всей накопленной информации.
    В данной работе рассматриваются приемы кинематического и динамического анализа временных разрезов МОГТ в комплексе с данными грави- и магниторазведки. Сейсмическая скорость как петрофизический индикатор характеристики осадков тесно связана с литологией, пористостью, плотностью, проницаемостью, флюидонасыщенностью. Особое внимание в наших исследованиях уделено анализу интервальных времен и скоростей.
    Объект исследования
    В качестве объекта исследования авторы выбрали одно из нефтяных месторождений Татарстана в Альметьевском районе, приуроченное к западному склону Южно-Татарского свода (ЮТС). (По согласованию с недропользователем название месторождения не разглашается.) Промышленная нефтеносность на месторождении установлена как по ГИС, так и по результатам опробования в верхнедевонских, нижне- и среднекаменноугольных осадочных отложениях.
    Месторождение характеризуется высокой степенью изученности как глубоким поисково-разведочным и эксплуатационным бурением, так и геофизическими методами (сейсмо-, грави- и магниторазведки).
    Теоретическая часть
    тарстана часто характерно несоответствие структурных планов нижнекаменноугольных и верхнедевонских образований, что, в свою очередь, затрудняет поиск залежей в терригенном девоне по сейсмическим данным. Для повышения однозначности проектирования разведочных скважин были привлечены материалы легких геофизических методов: магниторазведки (поле ∆Та) и гравиразведки (поле ∆g локальное).
    Практика исследований показывает, что высокоточная гравиразведка хорошо зарекомендовала себя при выявлении и трассировании деструктивных зон фундамента и осадочного чехла, при изучении антиклинальных ловушек, а также при непосредственном прогнозировании аномалий типа залежь (АТЗ)
    по методике «ГОНГ». Магниторазведка, в свою очередь, находит применение при выявлении и трассировании разрывных нарушений фундамента, при прогнозировании ареалов распространения ловушек углеводородов, генетически связанных с зонами тектонической трещиноватости [1, 3, 4, 5, 7, 8]. Зона трещиноватости представляет собой ослабленный участок разреза, характеризующийся дефицитом плотности, в локальном поле силы тяжести она отражается отрицательными аномалиями ∆gлок. В магнитном поле такие зоны характеризуются повышенными значениями напряженности, объединяющимися в цепочку положительных аномалий поля ∆Та вдоль линии разрывного нарушения. По данным сейсморазведки, на временных разрезах зона разлома прослеживается резким изменением (увеличением) интервального времени между отражающими границами Д и А, а также структурным локальным осложнением по горизонтам нижнего и среднего карбона.
    Прием выполненной переинтерпретации включает в себя выявление морфологических особенностей поведения параметров ∆tву, ∆tуд, Vву, Vуд [6], ∆Та, ∆gлок [1, 3] вдоль сейсмических профилей с целью выявления определенных признаков, связываемых с зонами развития пластов-коллекторов.
    Результаты и обсуждения
    Для выявления связи между размещением в плане залежей нефти и гравимагнитными полями выполнен статистический анализ по всей изучаемой площади месторождения, который проводился раздельно по трем стратиграфическим уровням: верхнедевонскому, нижнекаменноугольному и среднекаменноугольному [2].
    При анализе использовались данные глубокого бурения и ГИС по 50 скважинам.
    Отмечено, что нефтеносные разрезы контролируются участками с преимущественно увеличенными толщинами отложений между кровлей саргаевского горизонта и отражающей границей «У» тульского горизонта, где она в среднем на 21 м больше, чем на участках без нефти.
    Нефтеносные нижнекаменноугольные разрезы, как правило, фиксируются отрицательными гравитационным и магнитным полями.
    С учетом сейсмической профильной информации, полученной по верхнедевонско-
    среднекаменноугольным нефтеносным разрезам, индикаторами потенциально
    нефтеносных отложений являются:
    1. по верхнему девону
    • относительно приподнятое залегание поверхности кристаллического фундамента;
    • сокращение мощности толщи между Нкр.ф. и НД3sr;
    • аномальное изменение интервальных скоростей между отражающими границами ВУ и УД — увеличение скоростей в интервале разреза ВУ и уменьшение — в интервале УД;
    • локальное отрицательное осложнение магнитного поля ∆Та;
    • преимущественно переходные (градиентные) и положительные гравимагнитные поля;

    2. по отложениям нижнего карбона
    • увеличенная мощность (∆Н) между кровлей саргаевского горизонта и отражающей границей У (тульского горизонта);
    • аномальное изменение интервальных скоростей между отражающими границами ВУ и УД — увеличение скоростей в интервале разреза ВУ и уменьшение — в интервале УД;
    • структурный фактор по тульскому горизонту;
    • отрицательные гравитационное и магнитное поля;

    3. по отложениям среднего карбона
    • структурный фактор по кровле верейского горизонта (отражающая граница В);
    • аномальное изменение интервальных скоростей между отражающими границами ВУ и УД — увеличение скоростей в интервале разреза ВУ;
    • отрицательное гравитационное поле ∆gлок;
    • преимущественно положительное магнитное поле;
    • локальное отрицательное осложнение поля ∆Та.

    В результате комплексного анализа были даны рекомендации на бурение скважин:
    • по линии сейсмического профиля 10 в точке 30 рекомендовано бурение на девонские отложения (рис. 1);

    Рис. 1. Распределение геофизических параметров по сейсмическому профилю 10
    • по линии сейсмического профиля 25 в точке 27 (рис. 2) рекомендовано бурение на отложение среднего карбона. Скважина № 1 пробурена со вскрытием нефти в отложениях верейского и тульского горизонтов, получена нефть;

    Рис. 2. Распределение геофизических параметров по сейсмическому профилю 25
    • по линии сейсмического профиля 14 в точках 14; 15; 16; 23; 26; 31 (рис. 3) рекомендовано бурение на отложения верейского и тульского горизонтов. На основании совпадения всех предлагаемых индикаторов потенциально нефтеносных отложений была получена нефть. В скважинах № 3–5 получена нефть из отложений тульского горизонта; в скважине № 6 получена нефть из верейских отложений, в скважине № 7 — из отложений верейского и тульского горизонтов;

    Рис. 3. Распределение геофизических параметров по сейсмическому профилю 14: 5 — скважины, пробуренные по рекомендациям;
    • по линии сейсмического профиля 17 в точке 18 рекомендовано бурение на девонские отложения (рис. 4). Бурение не подтвердило предполагаемые результаты. На наш взгляд, причина в не полном совпадении пакета индикаторов со сложностью определения скорости;

    Рис. 4. Распределение геофизических параметров по сейсмическому профилю 17

    • по линии сейсмического профиля 8 в точке 21 (рис. 5) рекомендовано бурение на отложения верейского тульского горизонтов. В скважине № 8 получена нефть из отложений верейского и тульского горизонтов.

    Рис. 5. Распределение геофизических параметров по сейсмическому профилю 8

    Андреева Е.Е., Борисов А.С.,
    Баранова А.Г., Валеева А.В.,
    Колузаева К.Ю.

    ИПЭН АН РТ, ИГиНГТ КФУ,
    Институт «ТатНИПИнефть»

    aee8277@rambler.ru
    В работе использованы материалы геолого-разведочных работ, в частности результаты разведочной геофизики на поиск скоплений углеводородов. Комплексная переинтерпретация и сопоставление данных позволяют повысить вероятность выявления новых залежей углеводородов.
    терригенный девон, комплексная интерпретация, магниторазведка, гравиразведка, сейсморазведка
    06.04.2023
    Андреева Е.Е., Борисов А.С., Баранова А.Г., Валеева А.В., Колузаева К.Ю. Приемы комплексной переинтерпретации геофизических данных при поисках залежей нефти в терригенном девоне на территории Татарстана // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 3. С. 32–37.
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-3-32-37
    УДК 550.8.052
    DOI: 10.24412/2076-6785-2023-3-32-37
    Рекомендуемые статьи
    Геология
    Оценка геологических рисков на юго-востоке ЯНАО
    Методические приемы проведения оценки геологических рисков для поисковых объектов
    Геология
    3D симулятор «РН-СИГМА»
    Новый инструмент для расчета напряженно-деформированного состояния участков месторождений со сложной геологической структурой
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (495) 414-34-88
    office@runeft.ru