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.

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 – ВП с 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 Ю₁скв.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 Ю_3-4 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.

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.