Применение электроразведки для поисков нефтеперспективных объектов

По кругу решаемых задач методы электроразведки образуют две группы. Методы первой группы, глубинные — различные виды зондирования (ВЭЗ, ЧЗ, ЗСБЗ, МТЗ и др.) позволяют вести исследование верхних слоев земной коры до глубины нескольких километров. Эту группу методов используют в основном для изучения строения бассейнов, сложенных осадочными породами, главным образом при поисках нефти и газа. Опыт полевых исследований свидетельствует, что глубинные методы электроразведки практически дают надежные данные только до глубины 2—3 км. Некоторые полезные качественные данные иногда могут быть получены электрическими методами до глубин 4— 5 км, однако в большинстве случаев результаты исследования таких глубин оказываются ненадежными. В то же время необходимо отметить возможность применения электромагнитных полей низких частот для изучения очень больших глубин. В настоящее

время магнитотеллурические зондирования достаточно успешно используются для сверх­глубинных исследований при изучении физического состояния мантии.

Вторая группа методов электроразведки — индукционные, аэроэлектроразведочные и т. п. — обладает незначительной глубинностью (обычно десятки метров, в лучшем случае несколько сотен метров). Высокое удельное сопротивление среды является благоприятным условием для выявления в ней проводящих объектов. Область применения методов второй группы резко отличается от области применения первой группы и в основном сводится к изучению рудоконтролирующих структур и поискам рудных тел, характеризующихся повышенной электропроводностью. В последнее время для решения нефтепоисковых задач используются и различные индукционные методы, например, для обнаружения сульфидного ореола залежи.

Региональное изучение бассейнов осадочных пород. При поисках нефти, газа, угля и других полезных ископаемых в районах развития осадочных пород предварительно необходимо получить сведения об общей мощности осадков, т. е. о глубине залегания консолидированного фундамента, о закономерностях размещения литологических фаций осадочных пород и об их тектонике. В решении всех этих вопросов может быть эффективно использована электроразведка.

Прежде всего необходимо составить самое общее представление о характере геоэлектрического разреза — об удельном сопротивлении слагающих его горных пород, о количестве и мощности слоев, из которых состоит разрез. Параметрические исследования, выполняемые методами зондирования, ставят на участках, где коренные породы обнажены или залегают неглубоко. Затем проводят опорные зондирования в нескольких точках, лучше вблизи разведочных скважин или на сейсмических профилях. Результаты опорных зондирований дают сведения о количестве слоев в разрезе и позволяют оценить их удельное сопротивление, если только разрез достаточно прост.

В настоящее время для региональных исследований общей мощности проводящих осадочных пород в основном применяют электрические зондирования постоянным и переменным током, как геометрические, так и индукционные.

При комплексировании с сейсморазведочными работами, дающими точные глубины опорных электрических горизонтов, рационально проведение ВЭЗ, ДЗ, 3С или МТЗ с целью определения удельного сопротивления осадочных толщ, оценки их литологического состава и степени минерализации пластовых вод.

Поиски структур в осадочной толще. Электроразведка в различных модификацияз зондирования также применяется для поисков в осадочной толще поднятий, благоприятных для образования нефтяных и газовых залежей.

7.3.1. Геоэлектрическая модель залежи углеводородов

Обобщение многочисленных экспериментальных данных позволяет выбрать геоэлектрическую модель или систему моделей залежей УВ. По мнению Ф.М. Каменецкого (1997) в качестве общей для большинства нефтегазоносных провинций может быть принята система моделей, предложенная Р.С. Сейфулиным и др. для Западной Украины. Модели системы включают следующие основные элементы:

• повышение сопротивления среды в области залежи и перекрывающих ее пород,
претерпевших эпигенетические изменения под воздействием миграции УВ из залежи;

• повышение поляризуемости в тех же объемах среды, а также наличие
«топливных» (гальванических) элементов ЕП;

• факторы, осложняющие возможность миграции (наличие слабопроницаемых пород, тектонических нарушений и т.п.).

В зависимости от сочетания этих и других факторов система включает следующие

Рис. 7.12. Геоэлектрические модели залежей углеводородов (Р. С. Сейфуллин, 1986): 1 - залежь углеводородов; 2 - зоны эпигенетических изменений; 3 - разрывные нарушения; 4 - токовые линии "топливных элементов"

основные варианты модели (1-1V, рис. 7.12):

I. Миграция УВ над залежью достигает ВЧР, где встречаются скопления битумов
и озокерита. Эпигенетические изменения охватывают огромные объемы пород над залежью
и достигают поверхности. Наблюдаются интенсивные аномалии ВП, отрицательные (реже
положительные) ЕП и существенное повышение сопротивления.

II. Эпигенетические изменения развиваются наиболее интенсивно по какому-либо
предпочтительному направлению, например, по разлому, секущему залежь в ее
периферической части. Над такой моделью фиксируются аномалии повышенного
сопротивления, ВП и ЕП, протягивающиеся узкими линейными полосами, нередко
смещенными относительно проекции залежи.

III. Эпигенетические изменения охватывают несколько сотен метров над залежью,
но по ослабленным периферическим зонам проникают гораздо выше, нередко также
достигая поверхности. В этом случае наблюдаются кольцевые аномалии повышенного
сопротивления, ВП и ЕП.

IV. Залежь УВ расположена на большой глубине и перекрыта слабопроницаемыми
породами. Вследствие этого эпигенетические изменения не охватывают ВЧР и
электрические аномалии над залежью на поверхности не наблюдаются.

7.3.2. Применение методов электроразведки для поисков нефтегазовых структур

В 1963 г. на Газлийском газоконденсатном месторождении в Узбекистане сотрудники ВНИИгеофизики (З. Д. Круглова, А. К. Богуславский и др.) провели съемку методом ВП с установкой симметричного вертикального зондирования с АВ до 2 - 4 км и профилирования с АВ = 1 км, MN = 300 м. при измерениях использовались токи до 40 - 50 А (станция ВП-59), длительность зарядки однополярными импульсами 2 мин. По результатам измерений установлено закономерное увеличение кажущейся поляризуемости η_к по мере приближения к газовым залежам, расположенным на глубинах 150 -200 метров. Максимальные значения η_к достигали 5 - 7 % при времени задержки 0,5 секунды. По данным каротажа поляризуемость «пустых» пород здесь изменяется от десятых долей до 1,5 %, причем с глубиной она возрастает. Поляризуемость газоносных пород в 2 -3 раза выше поляризуемости окружающих пород и составляет 3 - 4 %.

Несколько позже были проведены работы на нефтяном месторождении Кенкияк в юго-восточной части Прикаспийской впадины (В. В. Голубков, В. П. Романенко и др.). Глубина нефтяных сводовых залежей от 150 до 600 м, суммарная мощность нефтяных горизонтов до 100 м. Были выполнены зондирования с АВ до 2 км с шагом 1 - 0,5 км.

Над месторождением получена интенсивная аномалия ВП с двумя максимумами, достигающими 5 и 10 % при АВ = 300 м (рис. 7.13). Границы аномальной зоны согласуются с внешним контуром среднеюрского нефтеносного горизонта. Однако по кривым ρ_к нефтеносные горизонты не выделились.

На рис. 7.14 показан план изолиний поляризуемости для территории, охватывающей продуктивный соляной купол Кенкияк и непродуктивный (по данным глубокого бурения) Мортук, а также межкупольное поднятие Кумсай. Повышенные значения поляризуемости наблюдаются над месторождениями и отсутствуют над непродуктивной структурой.

ИЭЗ 35 36 37 3а 40 41 42

 

Рис. 7.13. Вертикальный разрез кажущейся поляризуемости над нефтяным месторождением Кенкияк (по В.В. Голубкову и В.П. Романенко)

Причиной аномалий ВП авторы проведенных работ считают наличие ореола эпигенетической сульфидной вкрапленности над нефтяными залежами, образовавшимися с связи с десульфатизацией газа и миграцией сероводорода. Доводом в пользу такого

объяснения служат обнаружения пирита и марказита в сводах нефтегазовых структур. Кроме того, в 1965 г. В.А. Комаров в образцах песчаников с нефтяных месторождений Мангышлака обнаружил мелкую вкрапленность сульфидов железа и соответствующую им поляризуемость 15 - 30 %.

Рис 7.14. Сопоставление результатов электроразведки ВЭЗ — ВПс данными бурения в районе нефтяных месторождений Прикаспийской впадины (по З.Д. Кругловой): 1 -профили наблюдений ВЭЗ - ВП, 2 - изолинии поляризуемости в % для АВ = 1 км, 3 зоны аномалий ВП, 4 — контур нефтеносности по данным бурения.

Работами, проведенными в нефтегазоносных районах Примугоджарья, Гурьевской области, Северного Устюрта и Северного Кавказа (А.В. Куликов, В.Д. Жильников и др., 1975) в модификации фазовых измерений (частоты от 0,04 до 312 Гц) выявлены аномалии ВП над нефтяными и газовыми залежами, залегающими на глубине до 1,5 км.

В последние годы появился опыт проведения работ методом ВП в нефтегазоносных районах Западной Сибири. Электроразведочные работы методом ВП были выполнены Центральной геофизической экспедицией НТГУ «Новосибирскгеология» и Томским гео­физическим трестом при методическом руководстве и участии сотрудников СНИИГТиМСа (Моисеев В.С., 2002) в Верх-Тарском и Кыштовском нефтегазоносных районах Васюганской нефтегазоносной области на площади 120 км² (рис. 7.15).

Залежи углеводородов выявлены в пластах песчаников Ю1 васюганской свиты на глубине 2450 м в доюрских образованиях, представленных туфами, известняками и аргиллитами. По данным сейсморазведки на площади выделены нефтеперспективные участки: Касманское локальное поднятие широтного простирания размерами 12x8 км, Тай-Дасское локальное поднятие, расположенное к северо-западу от Касманского, и собственно Восточный участок, отмеченный аномальным понижением скорости и отождествляемый с участками повышения мощности коры выветривания доюрских образований. До постановки работ методом ВП контур нефтеперспективности был определен площадью очень значительных размеров, и на ней было запроектировано и заложено бурение нескольких скважин. Съемка методом ВП проведена до бурения большинства скважин после получения притока нефти из скв. 1 непосредственно на Восточном локальном поднятии.

По результатам съемки на участке выделено пять перспективных областей для поисков углеводородов. На юге площади прослеживаются две крупные перспективные области, одна из которых совпадает с Касманской локальной структурой, другая к западу

выходит за ее пределы. Ранее в скв. 1, которая была отнесена к классу пустых и закрыта после аварии, были обнаружены лишь признаки нефти. Скв. 6, пробуренная позднее с учетом в основном результатов метода ВП, а также данных сейсморазведки и геохимической съемки, дала промышленный приток нефти из пласта Ю1 дебитом 94 м³/сут. В скв. 5 обнаружена нефть из доюрских образований (инт. 2907-3000 м).

Рис. 7.15. Контуры повышенной поляризуемости на Восточной площади (по В.С. Моисееву, 2002). Аномалии ВП: 1-I очереди, 2 - II очереди; 3 - контуры геохимических аномалий в снеговом покрове; 4 - профили наблюдений методом ВП; 5 - изогипсы по подошве баженовской свиты; 6 — контур нефтеперспективности по геологическим данным на период постановки работ методом ВП; скважины с нефтью (а) и водой (б) и их номера: 7 - на период постановки работ методом ВП, 8 - пробуренные после работ методом ВП. Локальные поднятия: 1 - Восточное, 2 - Касманское, 3 - Тай-Дасское.

Нефть получена и из скв. 9, пробуренной в пределах аномальной зоны ВП. Таким образом, обе аномальные области на Касманском поднятии полностью подтверждены последующим бурением.

Другая локальная нефтеперспективная зона, выделенная методом ВП, относится к Восточному поднятию. Здесь до постановки электроразведочных работ из пласта Ю1 скв.1 получен приток нефти дебитом 1,76 м³/сут. До получения электроразведочных результатов, исходя из геологических и сейсмических данных, на участке был выделен значительный контур нефтеперспективности, объединяющий Восточное и Касманское поднятия.

Контур аномалии ВП на Восточном участке, куда вошла нефтесодержащая скважина, оказался небольшим, полученные данные подтвердили малый размер нефтеперспективной площади. Несмотря на полученные результаты электроразведочных исследований, буровые работы продолжались. Все шесть скважин (2-4, 7, 8 и 10), пробуренные вне перспективных зон, выявленных по методу ВП, притока нефти не дали. Таким образом, отрицательный прогноз электроразведочных исследований полностью подтвержден бурением.

Следующая нефтеперспективная зона захватывает Тай-Дасскую структуру и находится в северо-западной части площади работ. Ранее, до постановки электроразведочных исследований, в скв. 2 при испытаниях пласта Ю1 был получен приток нефти с дебитом около 2 т/сут. Пробуренная позже скв. 3, находящаяся в аномальной зоне ВП, дала такой же приток нефти, но в скв. 4 при испытаниях получена лишь вода.

В конечном итоге буровыми работами, проведенными после постановки электроразведочных работ, подтверждена прогнозная оценка площади, данная по результатам исследований методом ВП.

Коэффициент успешности метода для Восточной площади по последующему бурению составляет 0,89, даже если считать, что скв. 4 на Тай-Дасском месторождении не оправдает прогноз, полученный по данным метода ВП и детальной сейсморазведки, и не даст притока УВ.

Результаты работ на Новоютымской площади Тюменской области (рис. 7.16) хорошо иллюстрируют целесообразность комплексирования электроразведки и сейсморазведки.

В первоначальный период буровые работы, проведенные в центральной части Новоютымской структуры, дали приток нефти в скв. 40 и 46, однако в скв. 43 и 47 был только приток воды. Во всяком случае, дальнейшее направление бурения нуждалось в уточнении, и достаточно срочно были организованы исследования методом ВП по редкой сети сейсмических профилей в конце полевого зимнего сезона.

Электроразведочные работы были выполнены на участке площадью около 100 км², охватывающем полностью Новоютымскую локальную структуру, к которой приурочено Гавриковское месторождение нефти, и часть локальной Травяной структуры (Травяное нефтяное месторождение), расположенной на западе участка исследований.

Залежь нефти по данным скв. 40,46 и 52 выявлена в пластах среднесцементированных мелкозернистых серых песчаников Ю3-4 тюменской свиты средней юры на глубинах примерно 2660 м. Суммарная мощность нефтенасыщенных пластов колеблется от 15 до 45 м.

Электроразведочные работы методом ВП были выполнены по сети редких профилей субширотного направления (вкрест простирания структуры) и по трем субмеридиональным профилям.

По материалам картирования методом ВП на западном фланге сейсмической структуры выделяется зона повышенной поляризуемости, вытянутая с юга на север, шириной 2-3 км. Она коррелирует с зоной пониженного сопротивления и совпадает в плане с залежью углеводородов, выделенной позднее по результатам бурения. Несовпадение данных метода ВП и результатов бурения скв. 49 и 51, вероятнее всего, объясняется очень большим расстоянием между профилями съемки при достаточно сложном строении залежей нефти.

На участке Гавриковского месторождения пробурено и испытано 18 скважин глубокого бурения; в 10 скважинах получен приток нефти дебитом от 4,6 до 15,9 м³/сут.

Практически все скважины с нефтью после постановки работ методом ВП оказались внутри контура повышенной кажущейся поляризуемости (41, 42, 46, 50, 52, 58, 61, 62) или близко примыкают к нему (40, 45). Лишь одна скважина на юге месторождения, о которой уже говорилось и в которой не обнаружено нефти, попадает в зону повышенной поляризуемости. Остальные шесть скважин (43, 44, 47, 48, 56, 91), в которых притока УВ не было, располагаются за контуром аномалии повышенной кажущейся поляризуемости. Исследования проводились по редкой сети профилей, и естественно, что результаты метода ВП не могут полностью отражать нефтеперспективную зону - это видно по результатам бурения скв. 49.

Коэффициент успешности метода ВП по последующему бурению на этом участке составляет 0,82.

Травяное месторождение, приуроченное к одноименной структуре размерами 3x3 км, расположено в 4 км к западу от Гавриковского. Съемкой ВП вследствие малой длины профилей охвачена лишь восточная половина Травяной структуры. По результатам съемки в

конце профиля (центральная часть локальной структуры) выделяется область повышенной поляризуемости, открытая с западной стороны.

Пр 10 Пр4

ПрЗ

 

Пр. 16

Пр.6

Пр.31

Рис. 7.16. Контуры нефтеперспективных зон, выделенных по методу ВП (Новоютымская площадь, по В. С. Моисееву, 2002)

1 - аномальная область по данным ВП; 2 - изолинии рельефа фундамента по данным сейсморазведки; 3 - скважины с нефтью (а) и водой (б); 4 -скважины с нефтью (а) и водой (б), пробуренные после постановки элек­троразведочных работ

В районе Травяной структуры ранее пробурены две скважины: скв. 92, пробуренная в 1 км к западу от конца профиля дала нефть дебитом 23 м³/сут; расположенная к востоку от структуры в области нормального поля ВП скв. 91, как и ожидалось по результатам метода ВП, дала только воду. Таким образом, последующее бурение подтвердило прогноз электроразведки методом ВП и площадь Травяной структуры нуждается в доизучении методом ВП для ее оконтуривания. В целом, результаты электро- и сейсморазведочных исследований на Новоютымской площади свидетельствуют о целесообразности постановки работ методом ВП для переоценки сейсмических структур, где бурение проводилось только в центральной части.