Магниторазведка

Выявление аномалий типа "залежь" по магнитному полю. В. А. Безукладнов, В. Г. Мавричев. /Геология нефти и газа, 7, 1997. С. 21-24.

Из практики геолого-геофизических исследований известно, что над место­рождениями нефти и газа развиты орео­лы рассеяния флюидов УВ, воздействие которых на вмещающие и перекрываю­щие залежь породы приводит к измене­нию их первичного состава за счет разви­тия эпигенетических минералов [1-4 ]. Это соответственно отражается на физи­ческих свойствах пород, что служит обоснованной геологической предпосыл­кой применения геофизических методов для прямого прогнозирования нефтегазоносности.

Рис. 3.4.2. Морфология магнитного поля над Новопортовским месторождением

Область значений магнитного поля: 1 - повышен­ных, 2 - пониженных, 3 - знакопеременных; 4 - изогипсы опорных отражающих горизонтов вер­хней юры, км; 5 - контур залежи по данным бурения

В качестве примера воздействия УВ на вмещающие породы залежи можно привести Бавлинское месторождение (Республика Татар­стан). Здесь отмечается переход красноцветных покрывающих образований в пестроцветные, отражающий, по-види­мому, изменение соединений окисного железа в закисное вследствие диффузии УВ с глубины. Ферромагнитные минера­лы отложений за пределами залежи в меньшей степени подвергаются химиче­ским воздействиям и сохраняются в пер­воначальном виде. Такие эпигенетиче­ские преобразования пород приводят к перераспределению намагниченности отложений в сводовой части структуры и на ее флангах, что создает благоприят­ные предпосылки для ее отражения в магнитном поле. Аналогичные измене­ния отмечаются и на Пашнинском место­рождении в Тимано-Печорской провин­ции и ряде других структур (Куликов Г.Н., Мавричев В.Г., 1995).

Новопортовское месторождение ха­рактеризуется многоэтажностью нефтегазоносности - более 10 залежей, распре­деленных по разрезу от доюрского осно­вания до сеномана включительно. Зале­жи газовые и газоконденсатные с нефтя­ной оторочкой. Общий контур нефтегазоносности 10х35 км. В морфологии маг­нитного поля область отрицательных значений в виде кольцевой аномалии приурочена к периферийным частям контура нефтегазоносности при равно­мерном знакопеременном поле at по площади центральной части месторожде­ния (рис. 3.4.2). Некоторые отмечаемые отличия в амплитуде аномалий объясня­ются тем, что интенсивность процессов изменения первичного состава пород и соответственно магнитных свойств в разных частях ореола различна, отсю­да вариации в морфологии магнитного поля и его значениях над объектами неф­ти и газа при сохранении в целом картины, отражающей результаты моделирования.

Размеры ореола измененных пород месторождения в магнитном поле реко­мендуется определять по нулевой линии трансформированного поля, совпадаю­щей с переходом поля at в положитель­ную область, т.е. нулевая линия ограни­чивает внешний контур ореола изменен­ных под влиянием флюидов УВ пород и поэтому ее следует принимать как кон­тур аномалии типа "залежь" (АТЗ).

Рис. 3.4.3. Магнитное поле над ловушкой Хариусной площади

Область значений магнитного поля: 1 - повышен­ных, 2 - пониженных, 3 - знакопеременных; 4 - АТЗ по данным переинтерпретации сейсморазвед­ки МОГТ; 5-контур первично прогнозированной структурно-литологической ловушки в отложени­ях нижнего мела; 6 - скважина

Подобная картина изменения маг­нитного поля отмечается и над Мало-Ямальским месторождением газа, расположенным на том же Новопортовском ва­лу. Месторождение однопластовое. За­лежь приурочена к сеноманской части разреза. Установленная однотипность от­ражения в морфологии магнитного поля двух разноплановых месторождений (Новопортовского и Мало-Ямальского) свидетельствует об едином процессе мигра­ции флюидов УВ через толщу осадочных об­разований, возможно, из глубины до днев­ной поверхности. В одном случае создается многопластовое, в другом - однопластовое месторождения, определяемые, по-видимо­му, условиями формирования ловушек УВ.

В результате обработки материалов аэромагнитной съемки по технологии, примененной на Новопор­товском месторождении (см.рис. 3.4.2), на Хариусной площади выделена АТЗ, практически совпадающая с положени­ем "яркого пятна" по данным МОГТ (рис. 3.4.3).

Попутно отметим, что в морфологии магнитного поля в виде аномалии типа "уступ" выделяется граница выклинивания отложений терригенного состава, в которых прогнозируется структурно-литологическая ловушка. Данная грани­ца прослеживается в магнитном поле и за пределами Хариусной площади в юго-западном направлении более чем на 15 км (до границы выполненной аэромаг­нитной съемки). Этот факт является до­полнительным доказательством возможно­сти использования аэромагнитной съемки для решения задач нефтегазовой геологии.

Радиоволновой метод. В последние годы делаются попытки использовать для прямых поис­ков радиоволновой метод, исходя при этом из возможности получения отражений радиоволн от водонефтяных и газонефтяных кон­тактов. Эффективность этого метода пока не выяснена. Некоторые по­ложительные результаты получены за рубежом.

Радиометрические исследования. Среди прямых методов поисков нефтяных и газовых скоплений уде­ляется также внимание радиометрическим исследованиям, которые проводятся путем наземной и воздушной радиометрических съемок. Результаты проведенных исследований во многих нефтегазоносных районах страны показывают, что нефтяные и газовые скопления на картах гамма-съемки характеризуются пониженными значениями по отношению к законтурным частям. Зоны пониженного естественного гамма-поля в плане в общих чертах совпадают с находящимися на глу­бине залежами, при этом разница в перепадах гамма-активности над залежами и законтурных частях достигает 15-25%.

Указанные небольшие величины аномалий значительно затрудняют интерпретацию радиометрических исследований. Часто аналогичные колебания гамма-активности могут быть вызваны другими причинами (литологическая и возрастная смена пород; наличие источников грун­товых вод; засоленность почвы; морфология местности и др.), которые при интерпретации радиометрических исследований должны тщательно учитываться.

Наличие зон пониженных значений величин гамма-активности над залежами одни исследователи объясняют экранирующим влиянием неф­тяных и газовых залежей на направление диффузионного потока водяных паров. Вода, поступающая при вертикальной миграции вместе с углеводородами в зону испарения, приносит с собой растворенные соли, в том числе урановые, которые накапливаются в зонах относительно высокого испарения. Такими зонами могут являться периферийные час­ти нефтяных и газовых залежей, так как углеводороды препятствуют миграции на поверхность водяных паров. Другие исследователи, зани­мающиеся изучением природы радиоактивных аномалий над нефтяными и газовыми залежами, считают, что распределение гамма-поля отобра­жает только литолого-фациальные особенности верхнего покрова, нали­чие антиклиналей, разрывов, а не геохимические процессы, связанные с залеганием скоплений нефти и газа на глубине.

3.4.2. Геохимические методы оценки перспективности структур

Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа. /Под редакцией А.А. Бакирова. Учебник для вузов. Изд. 2-е, перераб. и доп. М., Высшая школа, 1976.

Геохимические методы основаны на прямом обнаружении углеводо­родов, мигрирующих из залежей, исходя из их физико-химических свойств, а также на изучении изменений горных пород, подземных вод, почв и условий жизнедеятельности растительных и животных организ­мов, возникающих под влиянием углеводородов. Благодаря миграции углеводородов, растворенных в воде и находящихся в свободном со­стоянии, по системам трещин и разрывным нарушениям, латеральной фильтрации через пористые породы (эффузия), их диффузии через тол­щу покрывающих залежи пород над нефтяными и газовыми залежами образуются локальные геохимические поля, достигающие дневной по­верхности и создающие геохимические аномалии. Наиболее надежными геохимическими признаками являются углеводородные газы, следы лег­ких фракций нефти и битума 'нефтяного' происхождения в почвах, породах и подземных водах, концентрации которых превышают фоновые значе­ния. В настоящее время применяют различные методы геохимических исследований: газовой съемки; битумно-люминесцентный; микробакте­риальный; окислительно-восстановительного потенциала; радиохимиче­ский; газовый каротаж.

Перечисленные методы исследований, которые могут производиться путем изучения газового, битумного, бактериального состава и других свойств пород и вод, выходящих на поверхность и получаемых на глу­бине из буровых скважин, разделяются на:

1) поверхностные площадные геохимические ис­следования (газовая съемка, битумная съемка, газобактериальная съемка и др.), которые обычно применяются при региональных работах в новых слабо изученных районах и площадных поисковых работах;

2) глубинные геохимические исследования (газокерновая съемка, газовый каротаж, битумный каротаж и др.), проводимые при бурении опорных, параметрических, структурных и поисковых скважин. При глубинных геохимических исследованиях выбираются опорные горизонты, из которых отбираются образцы пород, пробы воды. Практика глубинных геохимических исследований показывает, что наи­более устойчивые геохимические поля над залежами нефти и газа при­урочены к верхним водонапорным горизонтам разреза на глубинах по­рядка 100-500 м.

Геохимические методы наиболее эффективны при применении их в комплексе с геологическими и геофизическими исследованиями. При этом особенно важен комплекс с сейсмическими работами, позволяющими по­лучить более надежные геохимические данные из большого количества сейсмических скважин.

Газовая съемка. Газовая съемка предложена В. А. Соколовым в 1929-1930 гг. В настоящее время известны следующие виды газовой съемки:

по свободному газу;

по водно-растворимому газу;

по газу, сорбированному породой.

Метод газовой съемки заключается в изучении состава и распределения углеводородных газов на исследуемой площа­ди в верхних слоях осадочных отложений, в водных источниках, колод­цах и т. д. Пробы свободного газа, пробы пород или вод отбираются с глубин 1-4 м, а при повышенном газовом фоне - с глубин 6-10 м с последующим извлечением из них газов. По мере углубления газовые аномалии становятся более контрастными, поэтому при бурении боль­шого числа сейсмических и структурных скважин желательно проводить «глубинную» газовую съемку по площади и по разрезу.

Все разновидности газовой съемки основаны на определении микро­концентраций метана, этана, пропана, бутана, пентана, содержащихся в породах и подземных водах. Для их обнаружения в 1940-1950 гг. ис­пользовалась газохроматографическая аппаратура, а в настоящее вре­мя применяются хроматографические газоанализаторы с плазменно-ионизационным детектором, дающие стабильные показания при чувст­вительности до 10-5-10-6% (В. А. Соколов, 1962).

Исследования показывают, что метан является прямым признаком нефтяного или газового месторождения. Он также является компонен­том каменноугольных и «болотных» газов. Однако фоновая концентра­ция их в подпочвенном воздухе, по данным В. А. Соколова, чаще всего имеет величину порядка 10-4%. Тяжелые газообразные углеводороды Сз-С4 характерны только для нефтяных и газовых местоскоплений и являются основными показателями при интерпретации газовой съемки. Их фоновые значения не превышают величины 10-8%. Интерпретацию результатов газовой съемки необходимо проводить с учетом всех имею­щихся сведений о геологическом строении района, его нефтегазоносности и истории геологического развития.

Примеры площадных и профильных газовых аномалий в поверхно­стных слоях на газонефтеносных площадях в пределах различных об­ластей приведены на рис. 3.4.4.

Интересными являются примеры так называемых кольцевых анома­лий с минимальными значениями концентраций углеводородов над зале­жами нефти и газа и повышенными значениями на их периферии. Одной из основных причин их возникновения может являться то, что газо­вый миграционный поток на своде встречается с покрыш­ками, обладающими малой проницаемостью и большой газоемкостью, способными снижать его интенсивность в присводовых частях струк­тур, в то время как на крыльях отмечаются повы­шенная трещиноватость по­род, разрывные нарушения и др. Асимметричный харак­тер некоторых аномалий и несовпадение их с контуром нефтегазоносности часто связаны с наклоном плас­тов, смещением сводов структур и движением вод в вышележащих водоносных горизонтах.

Съемка по газам, сорбированным породами корен­ных отложений, известна под названием газокерновой съемки. Главной особенно­стью съемки является отбор кернов из скважин глубиной 3-20 м с помощью специ­альных отборников. Затем газы извлекают из породы путем десорбции или ваку­умом и определяют их коли­чество и состав. Этот метод более точный, но и более трудоемкий по сравнению со съемкой по свободному га­зу. Его применение оказа­лось успешным на ряде пло­щадей Туркмении, Саратов­ского Поволжья и др.

Бактериальный метод. С помощью этого метода обнаруживают гео­химические аномалии, вызванные углеводородными газами, в пределах которых наблюдается повышенное содержание бактерий, избирательно окисляющих метан, пропан и другие углеводороды. Над чисто газовыми залежами обычно преобладают метанокисляющие бактерии, а газонеф­тяным залежам, как правило, соответствуют аномалии, представленные метан- и пропанокисляющими бактериями.

Для обнаружения бактерий производится стерильный отбор проб воды из родников, артезианских скважин (водно-бактериальная съем­ка), образцов почв, грунтов (грунтовая бактериальная съемка) из канав, расчисток, мелких скважин глубиной до 1-2 м, а в районах развития террас и аллювиальных отложений глубиной не менее 3-4 м. Образ­цы в герметической посуде отправляются для анализа в лабораторию.

Существуют манометрический и пластиночный способы изучения бактерий. При первом способе определенное количество грунта, породы в специальном приборе помещают в газовую смесь (40% метана или этана и 60% воздуха). Поддерживая постоянную температуру в при­боре 30° в течение 30 дней, производят отсчеты поглощенного газа по манометру через каждые пять дней. При втором способе сухой поро­шок почв, пород порциями по 0,1 г распыляют на агар-агаре, покрываю­щем пластинку. Пластинка помещается в эксикатор на 20—30 дней с отмеченной выше газовой смесью, где поддерживается постоянная тем­пература 30°. Метанокисляющие бактерии образуют на пластинке коло­нии в виде желто-коричневой пленки; бактерии, окисляющие пропан, образуют белую пленку. Вид бактерий определяется под микроскопом, а их количество — по толщине пленки.

Рис. 3.4.4. Примеры газовых аномалий в поверх­ностных слоях на газонефтеносных площадях (по В. А. Соколову):

а—площадные газовые аномалии: / — Шебелинская; 2 —Кумдагская; 3 —Ключевская; 4 — Кожемякинская; 5—Жуковская; 6— Яблоневская; 7—Ишимбайская; б — профильные газовые анома­лии: 8— Калинская; 9 —Зыбзинская; 10 —Верхне-Чекупская; 11— Андижанская; 12 — Маштаги; 13—Саха­лин; 14 — Печорский край

На рис. 3.4.5 приведен пример комплексной гидрогазобиохимической съемки, проведенной на Леляковской площади Днепрово-Донецкой впа­дины. Леляковское нефтяное месторождение четко фиксируется кольце­вой аномалией вблизи поверхности по растворенному в грунтовых водах метану и тяжелым углеводородам. Средняя концентрация метана в аномалийной зоне 0,20460 см3/л, а за ее пределами 0,01696 см3/л. Контраст­ность аномалии составляет 12,1. Концентрация тяжелых углеводородов в аномалийной зоне достигает величины 0,01320 см3/л, а интенсивность развития метанокисляющих бактерий достигает значений 170-200 усл.ед., тогда как за пределами аномалии она равна 7,5 усл. ед. Контра­стность аномалии равна 6,6. Отмеченная контрастность аномалии вызва­на повышенным углеводородным потоком по серии нарушений

Рис. 3.4.5. Схема гидрогазобиохимической съемки Леляковского нефтяного месторож­дения (по М. И. Субботе, С. Г. Жукову):

а - карта растворенного метана; б - карта растворенных тяжелых углеводородов; в - карта метан-окисляющих бактерий; 1 - структурные изогипсы по кровле сеноманского яруса; 2 - изогипсы по пересяжской свите (П2); 3 - контур нефтеносности по С3-P2; 4 - основные направления стока по­верхностных вод; 5 - ориентировочные направления движения грунтовых вод; 6 - содержание растворенного метана >0,10 см3/л; 7 - содержание растворенного метана от 0,10 до 0,50 см3/л; 8 - содержание растворенного метана <0,050 см3/л (фон); 9 - аномалийная зона по растворенному ме­тану; 10 - содержание растворенных тяжелых углеводородов от 0,01320 до 0,00020 см3/л; 11 - содер­жание растворенных тяжелых углеводородов от 0,00020 до 0,00010 см3/л; 12 - содержание растворен­ных тяжелых углеводородов <0,00010 см3/л; 13 - ориентировочные контуры газовой аномалии; 14 - содержание метанокисляющих бактерий >20 усл. ед; 15 -содержание метанокисляющих бактерий от 20 до 5 усл. ед.; 16 - содержание метанокисляющих бактерий <5 усл. ед. (фон); 17 - аномалий­ная зона по развитию бактерий Леляков­ской складки, придающих ей блоковое строение.

Дата добавления: 2015-07-26