Перед геофизической службой как основной в комплексе геолого-поисковых работ стоят принципиально новые задачи: картирование неантиклинальных объектов, прямое прогнозирование залежей нефти и газа и изучение контура месторождений геофизическими методами. Попытка широкого внедрения прямых геофизических методов слабо оправдала себя, особенно в сложных геологических ситуациях. Так, из 52 аномалий типа “Залежь”, проверенных бурением, нефть и газ получены из 6 [1]. Такая низкая результативность объясняется некоторой поспешностью внедрения в практику недостаточно разработанных новых методических приемов, тем более, технически не обеспеченных необходимой точностью, что повлияло на возникновение у многих исследователей негативного отношения к прямым поискам.

Авторы настоящей работы, основываясь на результатах поисковых работ в пределах Восточно-Оренбургского структурного выступа и в некоторых других нефтегазоносных районах, считают, что прямое прогнозирование залежей УВ – задача реальная.

Основным поисковым методом в районе является сейсморазведка, картирующая отдельные небольшие малоамплитудные поднятия. Коэффициент успешности опоискования подобных объектов равен 67 %, в то же время коэффициент подтверждаемости структурных форм близок к 0. Практически это выражается в том, что первая поисковая скважина, заложенная в сводовой части подготовленного поднятия, попадает в залежь, а скважины, заложенные на критическом, северном, крыле, оказываются гипсометрически выше, причем “сухими” или водоносными. Возникает вопрос, почему сейсморазведка “выдает” на моноклинали подобные “поднятия”? Повторяемость этого явления говорит о том, что оно не случайно и имеет физическую основу. Детальный анализ волновых полей в зонах нефтяных залежей позволил обнаружить особенности, главными из которых являются следующие: 1) появление за основным отражением от кровли продуктивного горизонта тонкого высокочастотного субгоризонтального отражения (предположительно от ВНК); 2) незначительное смещение вверх основного отражения; 3) клиновидное схождение отражений по краям залежи.

Проявление указанных признаков в волновых полях и создает эффект “приподнятого участка” в районе залежи (рисунок). На окончательных структурных картах это выразится в виде малоамплитудного локального поднятия. При отсутствии амплитудно-выраженных структур, что наблюдается на Восточно-Оренбургском структурном выступе, выявленное малоамплитудное “поднятие” служит объектом для постановки глубокого поискового бурения. Таким образом, происходит как бы опосредованное прямое картирование залежи нефти, что объясняет довольно точный выбор местоположения первой скважины.

На приведенном фрагменте временного разреза МОГТ отражение Д соответствует кровле пашийского пласта, представленного преимущественно песчаниками. В его средней части наблюдается волновая картина, включающая вышеописанные признаки наличия залежи. В дополнение к ним можно отметить некоторое ослабление отражения Д и сокращение временного интервала между отражениями Д_к¹ и Д в зоне аномалии, обусловленное проявлением второго признака. Краевую часть данной аномалии пересекает параметрическая скв. 4, вскрывшая пласт песчаника, верхняя часть которого (2 м), по данным промысловой геофизики, нефтенасыщена, а из низов получено 4,3 м³/сут разгазированного фильтрата с водой и горючим газом. Эта аномалия имеет в плане размеры 5x1 км и вытянута в северо-восточном направлении от скв. 4. Неоптимальность расположения скважины по отношению к аномальной зоне объясняется тем, что сейсморазведка была проведена в данном районе после бурения скв. 4. Этой же скважиной вскрыта нефтяная залежь (12,3 м³/сут) в вышележащих карбонатных кыновских отложениях, не проявляющаяся в волновом поле. Фактором, осложняющим волновую картину, является сокращение мощности терригенной, так называемой колганской, толщи Д₃, что выражается в схождении фаз отражений Д_к и Д_к¹.

Необходимо отметить, что наблюдаемый эффект по основным признакам совпадает с результатами, полученными и обобщенными Ю.В. Тимошиным в 1978 г. на 15 месторождениях Украины. Им же обосновывается увеличение эффективной мощности аномалии в 5–6 раз и более по сравнению с истинной мощностью залежи за счет изменения скоростных параметров среды. Это позволяет обнаруживать залежи даже небольшой мощности (до 15–20 м) на глубинах 400 м и более [2].

Локализация залежей на моноклинальном склоне предполагает наличие каких-либо экранов, которые могут быть двух типов: а) имеющие вертикальное распространение и способные контролировать несколько пластов (залежей); б) не развитые по вертикали и замыкающиеся в пределах одного пласта. Экраны первого типа могут создавать тектонические нарушения и их комбинации с эрозионными врезами, экраны второго – возникают за счет замещения коллекторов слабопроницаемыми породами вследствие разных причин [3]. Тектонические нарушения, являясь резкими неоднородностями среды, могут картироваться сейсморазведкой. Нижний предел разрешения соответствует 15–20-метровой амплитуде смещения крыльев, но в некоторых случаях зону нарушения можно обнаружить даже без смещения крыльев, т. е. по комплексу сейсмических признаков. Возможность картирования экранов второго типа пока окончательно не выяснена.

1. Денцкевич И.А., Баранов В.К., Ощепков В.А. Поиски неантиклинальных ловушек нефти в Восточно-Оренбургском районе // РНТС ВНИИОЭНГ.– Нефтегаз. геофиз. и бурение.– 1984.– № 3.– С. 22–23.
2. Салманов Ф.К. Основные задачи перестройки в организации и проведении нефтегазоразведочных работ // Советская геология.– 1988.– № 2.– С. 3–9.
3. Тимошин Ю.В. Импульсная сейсмическая голография.– М.: Недра.– 1978.– С. 265–275.

The procedures for the mediate direct mapping of oil pools in Devonian sediments are proposed with special reference to exploration activity within the East Orenburg structural nose. A set of seismic wave indications responding to oil pools is given.