К оглавлению	УДК (550.834.5+550.831.23 + 550.838) (571.122)
	© Коллектив авторов, 1993

Комплексирование геофизических методов при региональном и локальном прогнозе на углеводороды в Приуральской части Западно-Сибирской плиты

Ю.З. СЕГАЛЬ, Н.Н. ЯИЦКИЙ, Л.А. ЗЕРЧАНИНОВА, В.В. ХОРОНЖИН (ПГО Уралгеология)

Перед комплексной интерпретацией геолого-геофизической информации стоят две основные задачи: изучение общих черт строения исследуемого района с целью выяснения его потенциальной нефтегазоносности и выделения конкретных участков, перспективных на обнаружение залежей углеводородов.

При решении первой задачи были использованы результаты сейсмических исследований МОГТ по региональным профилям, гравиметрические и магнитометрические карты масштаба 1:200 000, геологические карты платформенного чехла и доюрского фундамента масштаба 1:500 000, структурные карты горизонтов А и Б масштабов 1:500 000 и 1:1 000 000, а также результаты буровых работ (рис. 1).

Слабая изученность района работ и, как следствие, отсутствие надежной априорной информации предопределило широкое использование эффективных параметров как на стадии интерпретации данных по отдельным геофизическим методам, так и при решении геологических задач в процессе комплексной интерпретации. Для осадочного комплекса пород во многих случаях значения пластовой скорости (Vпл) определены с высокой степенью надежности, поэтому они использовались не только как самостоятельный физический параметр, но и через апробированные в прошлые годы эмпирические зависимости для вычисления значений эффективной плотности платформенного чехла [4] и доюрского фундамента [2].

По результатам количественной интерпретации геофизических полей и имеющейся априорной геологической информации задавалась геолого-геофизическая модель нулевого приближения, при этом широко использовался принцип аналогии с ранее изученными районами. Положение кровли доюрского фундамента и физические параметры в осадочном чехле, определенные по данным сейсморазведки, принимались за близкие к реальным и в процессе интерпретации изменений не претерпевали. Для остальной части разреза контуры объектов и их эффективные физические параметры уточнялись в процессе интерпретации. Заложенный в основу комплексной интерпретации принцип оптимизации осуществлялся путем итераций, количество которых определялось сложностью геофизических полей, отражающих геологическое строение, и необходимой точностью решения задачи.

В результате комплексного решения первой задачи было уточнено внутреннее строение выделенной в доюрском фундаменте в 50-е годы Северо-Сосьвинской депрессии (см. рис. 1 и рис. 2), сложенной образованиями преимущественно осадочного генезиса. Осложнение депрессии Сарманским поднятием, выделенным нами по результатам сейсмических работ (см. рис. 2, ПК 160-200), широкое развитие зон выклинивания, пере крытых морскими отложениями платформенного чехла (ПК 400-520), характер наблюдаемых на временных разрезах сейсмических фаций, относительное изменение физических параметров не только по вертикали, но и по латерали все это позволило предположить наличие участков с высокими коллекторскими свойствами и дать положительную оценку потенциальной нефтегазоносности депрессии.

Следующий этап комплексной интерпретации, конкретизацию участков перспективных на залежи углеводородов, рассмотрим на примере структур антиклинального типа. Начиная с середины 50-х годов, рядом исследователей отмечается понижение гравитационного поля над залежами углеводородов, необъяснимое полностью прямым эффектом от воздействия залежи [5]. При этом размеры аномалии близки к размерам залежи. В качестве причины такого характера поведения гравитационного ноля 3.М. Слепаком предлагается суперпозиция влияния от залежи и латерального изменения плотности на структурах и перекрывающих ее толщах [5]. По определениям физических параметров пород, выполненных на образцах, и по результатам каротажа установлено закономерное латеральное уменьшение плотности пород в сводовых и присводовых частях локальных структур и относительное увеличение на ее крыльях, причем плотность на крыльях выше, чем за их пределами. Наряду с литолого-фациальной неоднородностью состава пород и возможными физико-механическими изменениями, вызванными неотектоническими процессами, отмечается латеральная зональность, являющаяся результатом вторичных преобразований.

Другие ученые предлагают нетрадиционный взгляд на природу гравитационного поля и рассматривают возможность привлечения различных геофизических и гипсометрических признаков на стадии прогнозирования залежей углеводородов [2].

Неотектонические процессы играют, по-видимому, существенную роль в корректировке ранее образованных структур, создании новых и формировании современной субвертикальной зональности над нефтегазоносными структурами. Подтверждением этого может служить отмечаемая в ряде случаев связь известных нефтегазоносных структур с изменениями в современных формах рельефа.

Изучение магнитного поля над известными нефтегазоносными залежами показывает, что над ними фиксируются как положительные, так и отрицательные и знакопеременные аномалии, осложненные в ряде случаев высокочастотной составляющей, обусловленной, как считает ряд исследователей, образованием вторичного магнетита из железистых алюмосиликатов под воздействием флюидов углеводородов. Характер магнитного поля, наблюдаемого над нефтегазоносной структурой, зависит от конкретной физико-химической обстановки. Несмотря на неоднозначность изменений магнитных свойств пород над залежами углеводородов, в США имеется положительный опыт использования магниторазведки как на стадии поиска, так и при разведке месторождений [3].

В свою очередь, отложения, испытавшие локальные физико-химические изменения, могут характеризоваться уменьшением значений граничной скорости (V_г), определяемой по первым вступлениям МОГТ. Такие отложения в большей степени подвержены выветриванию, что может приводить к увеличению мощности зоны малых скоростей (ЗМС) и понижению рельефа дневной поверхности. В конкретной геодинамической обстановке возможно превышение размеров измененной зоны над размерами структуры, а также нарушение ее субвертикальности.

Краткое рассмотрение физических предпосылок позволяет очертить круг признаков, используемых нами при локальном прогнозе нефтегазоносных структур. Выделение их производилось с использованием временных разрезов с восстановленным соотношением амплитуд сейсмических сигналов; графиков Δg и ΔТ, построенных по результатам высокоточных профильных наблюдений; графиков значений Vг; графиков изменения рельефа дневной поверхности и подошвы ЗМС. Отсутствие на участке работ высокоточных измерений в плане снижает надежность локального прогноза.

Локальный прогноз нефтегазоносности производился по следующей схеме. На участках, выделенных как потенциально перспективные, выявлялись структуры, по своей форме благоприятные для их концентрации, проводился сейсмофациальный анализ волнового поля с целью выяснения вероятности наличия коллекторов и экрана над ними. Одновременно производился анализ гравитационного и магнитного полей, рельефа дневной поверхности и ЗМС, графиков изменения Vг графиков t₀ по основным отражающим горизонтам А, Б, М, М¹, исходя из предположения о запаздывании отраженных волн при прохождении через коллекторы, отличающиеся пониженными значениями пластовой скорости. Обращает внимание также некоторое усложнение сейсмической записи, группирующейся в субвертикальные зоны, приуроченные, как правило, к участкам, расположенным вблизи апикальной части положительной структуры (см. рис. 2). Ухудшение прослеживаемости отражающих границ в районах нефтегазоносных месторождений отмечается И.Н. Михайловым [2, 5]. На рис. 3 приведен пример комплексной интерпретации над Сарманским поднятием, где видно действие всех перечисленных признаков. Однако отметим, что не во всех случаях «работает» полный комплекс признаков. По-видимому, это обусловлено различием геологического строения отдельных участков и неоднозначностью причин, приводящих к изменению того или иного параметра. Анализ взаимосвязи признаков над локальными структурами позволил отметить следующее: ЗМС в отдельных случаях может вносить существенные изменения в форму локальных аномалий поля силы тяжести; над рядом выделенных структур наблюдается несоответствие размеров аномалий гравитационного и магнитного полей, что, по-видимому, обусловлено неадекватной реакцией различных параметров среды на вторичные изменения, происходящие в каждой конкретной геодинамической обстановке. Вопрос о влиянии на используемые признаки различных факторов, не связанных с нефтегазоносностью, при решении задач локального прогноза приобретает существенное значение. Рассмотрение данного вопроса в каждом конкретном районе потребует учета специфики его геологического строения и детального изучения физических свойств как по поверхности, так и в скважинах. Неясными остаются на сегодняшний день ответы на вопросы о разделении влияния от структур внутри доюрского фундамента и платформенного чехла, а также о влиянии структур неантиклинального типа и структур в доюрском фундаменте, экранируемых спокойным чехлом платформенных отложений и т.д. Несмотря на это, комплексный подход к решению задачи локального прогноза даже в слабоизученных районах позволяет сузить неоднозначность выделения на потенциально перспективных участках структур для последующего поисково-параметрического бурения и детализационных геофизических работ. В ходе интерпретации наметился путь повышения надежности прогноза через введение значительного количества дополнительных параметров, но в то же время установление взаимосвязи каждого из них с нефтяной залежью с последующим приданием им соответствующего веса требует специального изучения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кашубин С.Н. Методика анализа физических свойств горных пород при региональных сейсмических исследованиях (на примере Тагильско-Магнитогорского прогиба) // Геофизические методы поисков и разведки рудных и нерудных месторождений. - Свердловск. - 1984. - С. 82-90.

2. Методические рекомендации по гравиметрическому обнаружению и оконтуриванию залежей нефти и газа (методика ГОНГ) / И.Н. Михайлов и др.- М:. ВНИИГеофизика, 1987.

3. Ю.А. Агафонов, А. М. Ванисов, А.Г. Будагов, И.Н. Михайлов, А.В. Овчаренко // Оптимизация технологии геолого-поискового процесса для прогнозирования залежей углеводородов / Геология нефти и газа. - 1990. - № 11. - С. 10-14.

4. Слепак З.М. Применение гравиразведки при поисках нефтеперспективных структур. - М.: Недра, 1989.

5. Справочник геофизика. Магниторазведка / Под ред. В.Е. Никитского, Ю.С. Глебовского. - М.: Недра, 1990.

Abstract

Main principles of geophisical data complex interpretation during regional prospecting works in the Pre-Urals part of the Western Sibiria plate are regarded.

Рис. 1. Схема расположения отработанных БГЭ региональных сейсмических профилей

1 - профили, отработанные в 1987-1990 гг.; 2 - изолинии локальной составляющей гравитационного поля; 3 - поисковые скважины; 4 - предполагаемая восточная граница Северо-Сосьвинской депрессии

Рис. 2. Фрагмент временного разреза по профилю XIV в районе Северо-Сосьвинской депрессии

Рис. 3. Пример выделения локальных аномалий, предположительно обусловленных влиянием нефтегазоносных структур:

1 - линия геофизического профиля с пикетами (в сотнях метров); 2 - график изменения гравитационного поля: 3 - график изменения гравитационного поля с введенной поправкой за ЗМС; 4 - график изменения магнитного поля: 5 - график изменения высот современного рельефа с подошвой ЗМС. 6 - основные сейсмические отражающие горизонты (М, М¹, Б, А); 7 - фоновая составляющая; 8 восстановленная по градиенту локальная аномалия: 9 - локальные минимумы гравитационного поля, предположительно обусловленные влиянием нефтегазоносных структур: а - коррелируемых с полным комплексом признаков, б - выделенные только по гравиметрическим данным: 10 - границы аномальной зоны: 11 - значении граничных скоростей по ЗМС; 12 - рекомендуемые поисково-параметрические скважины; 13 - расчетная плотность комплекса пород, г/см³