О возможной природе локальных гравитационных минимумов над залежами нефти и газа
И.Г. МЕДОВСКИЙ, Г.М. КОМАРОВА
К сводовым частям брахиантиклиналей нередко приурочены небольшие по площади и амплитуде минимальные гравитационные аномалии в 0,5-3 мгл. В связи с повышением точности и детальности гравиметрических работ небольшие аномалии можно выделять уверенно.
Первоначально такие локальные минимумы силы тяжести интерпретировались как следствие подъема более глубоких осадочных пород, отличающихся от перекрывающих их толщ меньшей плотностью. Однако такое объяснение оказалось неправильным, после того как в результате изучения плотностей было установлено отсутствие пластов столь малой плотности на глубине. После этого было высказано предположение, что указанные минимумы обусловлены разуплотнением горных пород в сводовых частях складок в процессе складкообразования [1, 2]. Однако изучение плотности образцов горных пород не подтвердило правильности такого объяснения. Имеются случаи как уменьшения, так и увеличения плотности пород в сводах, но чаще всего плотность пород на сводах и на крыльях остается одинаковой. Так, если обратиться к району Апшеронского полуострова, где эти минимумы выражены достаточно четко, то можно констатировать, что многочисленные определения плотности не подтвердили предположения об уменьшении плотностей от крыльев к своду. Правда, И.О. Цимельзон, объясняя это слабой изученностью межкупольных зон [2], все же считает, что в таких зонах плотность должна увеличиться. Но это лишь предположение.
Таким образом, объяснение локальных гравитационных минимумов над сводами поднятий исключительно разуплотнением горных пород кажется маловероятным.
Можно думать, что уменьшение силы тяжести над сводами вызвано главным образом влиянием залежей нефти и газа. На самом деле плотность нефти в пласте при учете газового фактора в большинстве случаев не превышает 0,7 г/см3, а плотность газа 0,3 г/см3.
Исходя из плотности законтурных пластовых вод в 1 г/см3, пористости в 25% и процента связной воды в 20%, мы получим для района Апшеронского полуострова уменьшение значения силы тяжести на 0,01 мгл на каждые 4 м нефтяного пласта (без учета газовых шапок) и на каждые 1,5 м газоносного пласта. Такая оценка получена при помощи уравнения
Δg = 0,0418 *Δσ*m*n (1 - к), (1)
где Δσ - избыток плотности пластовой воды относительно пластовой нефти (газа); m - общая эффективная мощность нефтяных (газовых) пластов; n - средняя пористость коллекторов; к - средний процент связной воды в пласте.
Таким образом, каждые 200 м нефтяных пластов (без газовых шапок) создадут аномалию амплитудой в 0,5 мгл, а 200 м газовых пластов - в 1,3-1,4 мгл. Этот расчет сделан для района Апшеронского полуострова. По-видимому, такой же расчет можно сделать и для районов платформы.
Для проверки предположения о влиянии нефтегазоносных залежей на величину силы тяжести нами был проведен опыт на Бузовнинском нефтяном месторождении в Азербайджанской ССР. В 1958 г. проведены повторные измерения силы тяжести на точках, наблюденных в 1950 г. гравиметром САГО. Точность наблюдений 1950 г. составляет ±0,1 мгл. Средняя квадратичная ошибка повторных наблюдений 1958 г. не превышает ±0,06 мгл.
Из числа повторных точек девять расположено внутри контура нефтеносности и 32 вне его.
Повторные замеры показали, что за 8 лет сила тяжести внутри контура нефтеносности увеличилась на 0,4 мгл, в то время как вне его (контура) она осталась неизменной. Чем можно объяснить увеличение силы тяжести над залежью в пределах первоначального контура нефтеносности? Вряд ли за истекшие 8 лет изменились пористость и трещиноватость пластов. Невозможно также допустить какие-либо вертикальные подвижки на этом маленьком участке площадью 15 км2, так как они немедленно были бы обнаружены нивелировкой. Исключено также привлечение глубинных факторов для объяснения происшедшего изменения. Структура и разрез не изменились. Единственное изменение за эти годы претерпела сама залежь, из которой было извлечено солидное количество нефти и газа, место которых в коллекторах заняла пластовая вода, отличающаяся ощутимым избытком плотности. Сам факт увеличения силы тяжести над залежью в процессе ее разработки является убедительным доказательством правильности нашего рассуждения.
Расчет, сделанный исходя из полученного изменения силы тяжести за 8 лет, позволит определить общую эффективную мощность продуктивных пластов в 215 м, что близко подходит к действительной мощности (около 200 м).
Однако не только повторными наблюдениями можно исследовать нефтяные залежи. Значительный интерес вызывает продольный гравиметрический профиль, выполненный точным гравиметром в приосевой части Газлинского газового месторождения (рис. 1). Краевые части профиля, расположенные за пределами контура газоносности, характеризуются плавным увеличением значений Δg по направлению подъема шарнира складки. Этот подъем, отвечающий подъему более плотных пород, сменяется минимумом силы тяжести внутри контура газоносности. Если построить теоретическую кривую в предположении отсутствия газовой залежи, исходя лишь из структурной формы поднятия, то на профиле над залежью выделится область пониженных значений Δgнабл. Подставляя в уравнение (1) среднее значение Δg =Δgтеор - Δgнабл. получим суммарную эффективную мощность газоносных горизонтов, которая оказывается весьма близкой к мощности, определенной бурением. Аналогичный опыт был проведен на Бузовнинском месторождении, где также получена суммарная эффективная мощность, близкая к мощности, определенной бурением.
На гравиметрических профилях, построенных по данным старых съемок на Калинском нефтяном и Карадагском газоконденсатном месторождениях, залежи также выделяются четкими локальными минимумами силы тяжести (рис. 2). Интересно отметить, что на указанном профиле довольно четко отмечается Гоусанская стратиграфическая залежь.
Как известно, поиски стратиграфических залежей геофизическими методами представляют пока еще неразрешенную проблему.
Таким образом, проведенные опытные работы позволяют предположить, что локальные гравитационные минимумы над сводами структур вызваны влиянием газо-нефтяных залежей. Это предположение, имеющее большое практическое значение, как открывающее принципиальную возможность использования гравиметрии для обнаружения залежей нефти и газа, должно быть тщательно проверено на ряде объектов и в особенности при помощи повторных гравиметрических измерений над залежами нефти и газа в месторождении, подвергающемся интенсивной разработке.
ЛИТЕРАТУРА
1. Андреев Б.А. Послойная зональность физических свойств осадочных пород. Советская геология. Сб. 61, 1957.
2. Цимельзон И.О. О природе локальных аномалий силы тяжести Апшеронского полуострова. Прикладная геофизика, вып. 14, 1956.
ВНИИГеофизика
Рис. 1. Месторождение Газли. Продольный профиль.
1 - наблюденная кривая Δgа; 2 - теоретическая кривая Δg, вариант а; 3 - теоретическая кривая Δg, вариант в; 4 - контур газоносности.
Рис. 2. Месторождение Карадаг. Продольные профили.
1 - наблюденная кривая Δgа; 2-теоретическая кривая Δg; 3 - пункты, наблюденные гравиметром; 4 - пункты, интерполированные по изоаномалам силы тяжести.