О пространственной взаимосвязи геофизических параметров с залежами углеводородов
    Е.Е. Андреева, А.С. Борисов, Н.А, Докучаева,
    М.Я. Боровский, А.В. Валеева, С.Е. Валеева

    ИПЭН АН РТ
    ОАО «Геофизсервис»
    ОАО «Татнефть»
    Основополагающим геофизическим методом поиска залежей нефти на территории Волго-Урала является сейсморазведка; однако, не стоит недооценивать достоверность и простых геофизических методов, таких как грави- и магниторазведка при прогнозировании залежей нефти и газа на изучаемой территории.
    В настоящей работе в ходе анализа выявлены определенные пространственные взаимосвязи геофизических параметров с наличием залежей углеводородов в нижних этажах (верхний девон, нижний карбон) осадочного чехла Волго-Уральской нефтегазоносной провинции: большинство ловушек находится в зонах положительных значений аномального магнитного поля и в зонах отрицательных значений локального магнитного поля.
    Введение
    Повышение эффективности поисков залежей в терригенных отложениях девона — старая проблема нефтяной геологии Волго-Уральской нефтегазоносной провинции [5, 6, 10, 11]. Установленное [5] на многих участках несоответствие нижнекаменноугольных и верхнедевонских структурных планов, наличие неструктурных ловушек нефти снижает эффективность поисково-разведочного бурения.
    Представляется целесообразным разработать определенные методические подходы для более эффективного использования материалов легких геофизических методов. Основным геофизическим методом, обеспечивающим информационную базу разведочного бурения нефтеперспективных площадей, является сейсморазведка методом отраженных волн [6, 10, 12]. Материалы так называемых "легких" геофизических методов, а это в первую очередь магниторазведка и гравиметрия, остаются недооцененными в большинстве случаев на этапе освоения нефтегазовых месторождений. Методы магниторазведки (поле ΔТа) и гравиразведки (аномальное и локальное поле Δg) предлагается использовать в качестве дополнительного (к сейсморазведке и ГИС) информационного канала для выявления сложнопостроенных ловушек углеводородов в терригенных отложениях девона и нижних горизонтах карбона Южно-Татарского свода.
    Объект исследований

    В качестве опытной модели была выбрана хорошо разбуренная площадь с выявленными залежами нефти на западном склоне Южно-Татарского свода (по согласованию с недропользователем название месторождения и залежей не разглашается).
    Характер сейсмического волнового поля при наличии дизъюнктивных нарушений в кристаллическом фундаменте (отражающая граница А(Pt). Интерпретационный пакет процедур включал в себя анализ морфологических особенностей поведения сейсмических параметров Δtву, Δtуд, Vву, Vуд по отдельным профилям (рис. 1). Из потенциальных полей анализировались аэромагнитные данные (ΔТа), а также результаты высокоточной гравиметрии Δgлок.

    Практика геофизических исследований показывает [1, 8], что высокоточная гравиметрия хорошо зарекомендовала себя при выявлении и трассировании деструктивных зон в фундаменте, при изучении антиклинальных ловушек, а также при непосредственном прогнозировании аномалий типа залежь. В свою очередь, в нефтегазоносных бассейнах магниторазведка находит применение при изучении вещественного состава фундамента, при выявлении и трассировании разрывных нарушений как в фундаменте, так и в перекрывающем осадочном чехле [2, 9, 13]. Многочисленны примеры непосредственного прогнозирования ареалов распространения ловушек углеводородов, генетически связанных с зонами тектонической трещиноватости.
    Дизъюнктивная тектоника приводит, как правило, к существенному изменению литологии, коллекторских свойств и мощности пластов терригенного девона, что, в свою очередь, способствует формированию залежей углеводородов [3, 4, 7].
    Зона трещиноватости представляет собой объем пород, характеризующийся дефицитом плотности, соответственно в локальном поле силы тяжести будет наблюдаться отрицательная аномалия Δg лок., а в магнитном поле – повышенные значения напряженности поля ΔТа вдоль линии разрывного нарушения. На сейсмических временных разрезах в зонах разломов нарушается корреляция, наблюдается резкое изменение интервального времени прохождения между отражающими границами Д и А, а также присутствуют структурные локальные осложнения по горизонтам нижнего и среднего карбона (рис. 1).
    Результаты и обсуждения
    Были построены карты аномального магнитного поля ΔТа (рис. 2), карта локального магнитного поля (рис. 3), карта аномального поля силы тяжести Δgлок (рис. 4), а также структурная карта (рис. 5) по поверхности саргаевского горизонта.
    Для выявления корреляционной связи между размещением в плане известных залежей нефти и гравимагнитными полями, выполнен статистический анализ по всей площади модельного месторождения. Анализ проводился раздельно для трех стратиграфических уровней: верхнедевонского, нижнекаменноугольного и среднекаменноугольного.
    При выполнении статистического анализа и качественной оценки гравимагнитных полей принимался во внимание характер аномальных полей:
    +
    ПОЛОЖИТЕЛЬНЫЙ
    -
    ОТРИЦАТЕЛЬНЫЙ
    + -
    ПЕРЕХОДНЫЙ
    Кроме того, для аэромагнитного поля (ΔТа) учитывались локальные осложнения положительного (+) и отрицательного (-) знака, а для локального гравитационного поля — фоновый (0) уровень.
    Верхнедевонские залежи
    Для определения корреляционных связей известных залежей с геофизическими полями использовались данные глубокого бурения и ГИС по 50 скважинам.
    В их числе присутствовало 23 промышленно нефтеносных пашийских и кыновских разрезов, 15 разрезов без промышленной нефтеносности в пласте Д0 и 12 разрезов скважин без пластов-коллекторов Д0+Д1. Промышленно нефтеносные разрезы тяготеют к приподнятым участкам залегания поверхности кристаллического фундамента (рис. 5) и характеризуются относительно сокращенной мощностью толщи между поверхностью кристаллического фундамента и кровлей саргаевского горизонта.

    В гравимагнитных полях (рис. 2, 4) промышленно нефтеносным толщам соответствуют преимущественно градиентные (переходные) и положительные поля. При этом вероятность обнаружения промышленно нефтеносных разрезов резко возрастает при наличии в локальном магнитном поле (рис. 3) отрицательных значений и положительных значений аномального магнитного поля ΔТа (рис. 2). Локальными отрицательными осложнениями ΔТа характеризуется 43% (10 из 23) кыновских нефтеносных разрезов скважин. Столь низкий эффект «узнаваемости» можно объяснить в основном тем, что на модельной площади не проводились целевые высокоточные магнитометрические исследования, без которых выделение залежей по магнитному полю является трудно разрешимой задачей.
    Нижнекаменноугольные залежи
    При анализе использовались разрезы 22 скважин, нефтеносные только в нижнекаменноугольных отложениях.
    Это же требование соблюдалось и при подборе 25 «пустых» (не нефтеносных) разрезов. Нефтеносные разрезы контролируются участками с преимущественно увеличенной мощностью отложений между кровлей саргаевского горизонта и отражающей границей «У» (рис. 1) тульского горизонта, где она в среднем на 21 м больше, чем на участках без нефти.

    Нефтеносные нижнекаменноугольные разрезы, как правило, фиксируются отрицательными магнитным и гравитационным полями (рис. 2, 4), в которых вероятность их обнаружения возрастает соответственно в 3,0 и 1,4 раза. Нефтеносные нижнекаменноугольные разрезы, как правило, фиксируются отрицательными магнитным и гравитационным полями (рис. 2, 4), в которых вероятность их обнаружения возрастает соответственно в 3,0 и 1,4 раза.
    Среднекаменноугольные залежи
    Характерным является крайне неравномерная разбуренность башкирско-верейских отложений по площади.
    Всего анализировалось 43 нефтеносных и 25 «пустых» разреза. Выявлено, что глубина залегания кровли верейского горизонта (отражающая граница В, рис. 1) на нефтеносных разрезах в среднем на 20 м меньше, чем в разрезах без нефти. Нефтеносным разрезам отвечают преимущественно отрицательные локальные аномалии гравитационного поля (рис. 4).

    На участках распространения таких аномалий вероятность обнаружения нефти в среднекаменноугольных отложениях примерно в 4,5 раза выше, чем в не нефтеносных. Частота обнаружения нефтеносных залежей в положительном поле ΔТа (рис. 2) примерно в 1,7 раза выше, чем в отрицательном. При наличии локальных отрицательных осложнений магнитного поля (рис. 3) вероятность обнаружения нефтеносных залежей на участках отрицательных аномалий Δgлок (рис. 4) и положительных аномалий ΔТа магнитного поля (рис. 2) возрастает более чем в 3 раза.
    Андреева Евгения Евгеньевна, с.н.с. лаб. геологического и экологического моделирования ИПЭН АН РТ, г. Казань. aee8277@rambler.ru

    Борисов Анатолий Сергеевич, профессор ИГиНГТ К(П)ФУ, с.н.с. лаб. геологического и экологического моделирования ИПЭН АН РТ, г. Казань basgeo49@mail.ru

    Докучаева Нина Абрамовна, с.н.с. лаб. геологического и экологического моделирования ИПЭН АН РТ, г. Казань

    Боровский Михаил Яковлевич, генеральный директор ОАО «Гео-
    физсервис», г. Казань

    Валеева Анна Валентиновна, зав. отделом ТатНИПИнефть ОАО
    «Татнефть», г. Бугульма

    Валеева Светлана Евгеньевна, н.с. лаб. геологического и экологического моделирования ИПЭН АН РТ, г. Казань.
    ssalun@mail.ru

    Комплексная интерпретация данных магниторазведки (поле ΔТа), гравиразведки (поле Δg) и сейсморазведки достаточно давно используется в разнообразных вариантах для прогнозирования залежей углеводородов [8, 13]. В нашей работе мы попытались
    сделать очередной шаг в этом направлении и выявить пространственные взаимосвязи геофизических параметров с наличием залежей углеводородов в нижних этажах
    (верхний девон, нижний карбон) осадочного чехла Волго-Уральской нефтегазоносной
    провинции.
    геофизические методы поиска, нефтяная залежь, магниторазведка, гравиразведка, сейсморазведка
    Е.Е. Андреева, А.С. Борисов, Н.А, Докучаева, М.Я. Боровский, А.В. Валеева, С.Е. Валеева. О пространственной взаимосвязи геофизических параметров с залежами углеводородов в нижних этажах осадочного чехла западного склона южно-татарского свода // Экспозиция Нефть
    Газ. 2020. №4. С. 20-24. DOI:10.24411/2076-6785-2020-10087
    29.06.2020
    УДК 550.312
    DOI:10.24411/2076-6785-2020-10087
    Рекомендуемые статьи
    Геология
    Генетические особенности микроэлементного состава нафтидов на основе корреляционного анализа
    В статье на основе корреляционного анализа рассмотрены зависимости между микроэлементным (МЭ) составом нафтидов, куда включены углеродистое вещество отложений (битумоиды), нефти различных нефтегазоносных бассейнов (НГБ), асфальтово-смолистые компоненты нефтей и твердые природные битумы, и составами земной коры разного уровня и биоты.
    Геология
    Изучение оолитовых карбонатов раннеказанского возраста Восточного борта Мелекесской впадины
    Все увеличивающиеся объемы добычи нефти в России, требуют наращивания минерально-сырьевой базы.
    © Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
    +7 (8552) 92-38-33
    office@runeft.ru