8.5 Геотермія

Геотермічні дослідження використовуються на всіх стадіях нафтогазопошукових робіт для визначення температурного режиму земної кори, умов міграції в ній вуглеводнів, регіональної будови територій, прогнозування наявності та фазового стану вуглеводнів у перспективних товщах тощо. Для вирішення цих завдань за даними термометрії свердловин будуються геотермічні карти і профілі трьох основних типів:

1. Карта геоізотерм або карта рівних температур на заданій глибині (тобто на площині горизонтального зрізу) або на заданій геологічній межі.

2. Карта термоізогіпс або карти рівних глибин ізотермічної поверхні (уявній поверхні з однією температурою).

3. Карта рівних середніх геотермічних градієнтів або ступеней.

При побудові цих карт можуть бути використані прямі дані вимірів не тільки в глибоких свердловинах, але і в неглибоких з подальшими розрахунками на глибину. Такі розрахунки мають вважливе значення для прогнозування нафтогазоносності.

Регіональні геотермічні карти висвітлюють розподіл глибинних температур на значних територіях, тому вони дають можливість виробити критерії для порівняльної оцінки температурних умов у межах окремих районів, які характеризуються різною геотемпературною обстановкою. При інтерпретації таких карт необхідно в першу чергу враховувати зв’язок геотермії з геолого-структурним планом досліджуваної території.

На детальних геотермічних картах місцями можуть оконтурюватись структури. Наявний на сьогодні матеріал характеризує великі можливості використання геотермії при пошуках покладів нафти і газу. Пошукові геотермічні дослідження проводяться в багатьох районах шляхом вимірів в спеціально пробурених неглибоких свердловинах.

8.6 Прямі геофізичні методи пошуків скупчень нафти і газу

Основою прямого прогнозування покладів нафти і газу методами розвідувальної геофізики є зміни фізичних властивостей пласта-колектора за рахунок заповнення частини пор вуглеводнями.

Виділення слабких сигналів від покладів проводиться шляхом комплексування геофізичних методів – сейсморозвідки, високочастотної гравірозвідки і магніторозвідки, різних модифікацій електророзвідки, основним з яких є сейсморозвідка.

Сейсморозвідка. Можливість застосування сейсморозвідки для пошуків нафтових і газових родовищ зумовлюється здатністю покладів нафти і газу поглинати енергію пружних хвиль, що призводить до зміни швидкості пружних коливань і появи відображень на межі розділу нафтогазовмісних і водовмісних порід на фоні нахилених геологічних меж. Величина коефіцієнта відбиття від водонафтового контакту може досягати 10–20 %, що в ряді випадків дає можливість використовувати сейсморозвідку для прямих пошуків нафтових покладів та їх оконтурювання. В останні роки для цієї мети проводять промислове випробування трьохмірної сейсморозвідки.

На рис. 8.6 наведений профільний розріз сейсмічних хвиль Муханівського родовища (Волго-Уральська НГП). На профілі чітко прослідковуються лінії відбиття від водонафтового контакту нижньокам’яновугільних і девонських відкладів.

Численними дослідженнями на еталонних родовищах нафти і газу, складених теригенними і карбонатними породами, встановлено, що діагностичними ознаками можливої наявності покладів є поява амплітудних аномалій (“яскрава пляма”, “темна пляма”, “плоска пляма”), частотних аномалій (зміщення видимих частот у бік низьких, рідше високих частот).

Рис. 8.6 – Визначення сейсмічними методами водонафтового контакту на Муханівському нафтовому родовищі

(за М.Ф. Мірчинком, І.Я. Баллахом)

а – геологічний розріз; б – сейсмічний розріз.

Породи: 1 – теригенні, 2 – карбонатно-глинисті, 3 – вапняки, 4 – кристалічні,

5 – нафтогазонасичені, 6 – відбиття від границь розділу в осадовій товщі,

7 – відбиття від водонафтових контактів (ВНК)

Спроби використання встановлених діагностичних ознак для прямого виявлення покладів поза еталонними площами часто призводили до невдач.

Факторами, що ускладнюють виділення аномалій є: тонка шаруватість геологічного розрізу, різка мінливість речовинного складу порід по латералі, незначне збільшення коефіцієнтів відбиття від ВНК.

Гравірозвідка. Фізичною основою використання гравірозвідки для прямих пошуків покладів нафти і газу є наявність пониженої густини нафтогазонасичених колекторів покладу в порівнянні з водонасиченими частинами цього ж пласта. Різниця густини колекторів у зоні продуктивності та поза нею досягає 200 кг/м³ у випадку газових покладів і 80 кг/м³ на нафтових родовищах. Гравітаційний ефект, зумовлений газовим покладом визначається величиною від кількох сотих мілігала до 2,5 мГал. Ефект від нафтогазових і нафтових покладів вимірюється величиною від сотих мілігала до 1,5 мГал. Сучасна апаратура (при точності гравіметричної зйомки 0,02–0,03 мГал) дозволяє реєструвати такі слабоамплітудні аномалії.

Аналіз результатів досліджень, проведених над відомими родовищами, підтвердив принципову можливість використання високочастотної гравірозвідки для прямих пошуків нафти і газу. У переважній більшості антиклінальні структури зумовлюють локальні позитивні аномалії сили тяжіння. Нафто- і газоносність фіксується в прояві незначного локального мінімуму. Прикладом є повздовжній гравіметричнийпрофіль Газлинського родовища (Туркменістан) (рис. 8.7).

Рис. 8.7 – Поздовжній гравіметричний профіль родовища Газлі

1 – спостережна крива g; 2 – теоретична крива g, варіант а; 3 – теоретична крива g, варіант б; 4 – межа покладу

Виділення локальних мінімумів ускладнюється впливом різноманітних геологічних факторів: рельєф і густинні неоднорідності фундаменту; геологічні неоднорідності в осадовій товщі (структура, тектонічні порушення, сольові відклади); наявність густинних неоднорідностей у верхній частині розрізу; розущільнення і ущільнення порід у склепінній частині структур.

Магніторозвідка. Як теоретичні, так і експериментальні дані свідчать про можливе існування над покладами вуглеводнів локальних аномалій магнітного поля. На сьогодні встановлено, що аномальні зміни геомагнітного поля, локалізовані над вуглеводневими родовищами, спричинюються переважно наступними типами фізико-хімічних процесів:

1) зміною мінералогічного складу порід в ореолах вторгнення нафти і газу під впливом вертикальної міграції вуглеводневих флюїдів та їх гідротермальної діяльності. Аналізи речовинного складу повністю ідентичних у літолого-фаціальному відношенні порід на продуктивних і непродуктивних структурах показують на значні мінерально-геохімічні відмінності перших від других. Вони полягають, насамперед, у відновленні мінералів окисного заліза, в суттєвих мінералогічних змінах глинистої речовини і в утворенні супутніх цим процесам мінеральних новоутворень (піритизація, окварцування, кальцитизація тощо);

2) існуванням електричних струмів електрокінетичної, концентраційної чи температурної природи в дисперсних гетерогенних системах, якими є зони вуглеводневих родовищ. Аномальні зміни геомагнітного поля виникають внаслідок змін у часі механічних напружень, концентрацій розчинених солей чи розподілу температур у зонах родовищ, породжених переміщеннями флюїдів. Часто їх інтенсивність залежить від ступеня активності розломів та активності процесів міграції вуглеводнів у зонах розломів.

Залежність між динамікою геомагнітного поля і характером нафтогазоносності добре прослідковується (Максимчук В.Ю. та ін., 2001) на прикладі Дніпровсько-Донецької западини, Терсько-Каспійського прогину та інших регіонів.

Електророзвідка. В основу прямих пошуків газонафтових покладів методами електророзвідки закладена різниця електричних властивостей нафтогазонасичених колекторів і вмісних порід. Зазвичай, для родовищ електропровідність газовмісних колекторів у 10 разів, а нафтовмісних у 3 рази менша, ніж електропровідність теригенних порід. Із збільшенням мінералізації пластових вод ця різниця збільшується. Внаслідок цього геоелектричний розріз, отриманий при ВЕЗ, характеризується великою витриманістю, яка змінюється тільки в межах структур, що вміщують скупчення нафти і газу. Такі роботи показали свою ефективність на території Туркменістану, Узбекистану, Урало-Поволжя тощо.

Зараз розроблені та удосконалюються нові методи, причому найбільше застосування має метод становлення поля в ближній зоні. Основним завданням цього методу є вивчення зон розвитку колекторів, насичених мінералізованими водами, які контактують з покладами нафти і газу. Можливість вирішення цього завдання ґрунтується на диференціації за питомим опором водонасиченої частини колектору і вмісного середовища.

Для вивчення зон піритизації порід, що виникають в областях дифузійного потоку від покладу рекомендований метод вертикального електричного зондування викликаної поляризації (ВЕЗ ВП). Застосування цього методу можливе тільки у випадках піритизації порід, які залягають близько до земної поверхні.

Практика використання електророзвідки свідчить про те, що цей метод дуже чутливий до впливу геологічних неоднорідностей. Разом з тим проблема виділення слабких аномалій від нафтогазових покладів пов’язана з підвищенням детальності спостережень, врахуванням ефектів, що виносяться в електромагнітне поле геоелектричними неоднорідностями, підвищенням точності виділення аномалій і широким комплексуванням з іншими геофізичними методами.

Радіометричні методи. Практика проведення наземних і повітряних радіометричних досліджень в окремих нафтогазоносних районах показує, що нафтові і газові родовища на картах гамма-зйомки характеризуються пониженими значеннями гамма-активності у порівнянні з законтурними частинами. Зона пониженого природного гамма-поля в плані та за розмірами в загальних рисах збігається з конфігураціями і розмірами покладів. Різниця в перепадах інтенсивності гамма-активності над покладами і законтурними частинами, зазвичай, становить 15–25 %, що відповідає 0,5–1,0 мкР/год.

На рис. 8.8 наведені результати аерогамма-зйомки Казинського газового родовища Ставропольського краю Росії. Як видно, зона понижених значень гамма-активності в основному збігається з відомим контуром газоносності і оточена з усіх сторін полем з підвищеними значеннями гамма-активності. Величина зменшення гамма-активності в межах склепінної частини досягає 0,5–0,75 мкР/год.

Рис. 8.8 – Карта аерогамма-зйомки Казинського родовища

1 – контур газоносності хадумського горизонту; 2 – ізогіпси покрівлі першої піщаної пачки хадумського горизонту; 3 – підвищені значення гамма-активності;

4 – понижені значення гамма-активності

Невеликі значення аномалій значно утруднюють інтерпретацію радіометричних досліджень. Часто аномальні величини коливань гамма-активності можуть бути зумовлені іншими причинами (літологічна і вікова заміна порід, наявність ґрунтових вод, розвиток на поверхні рік, озер і боліт, засолоненість ґрунтів, морфологія місцевості тощо), які при інтерпретації результатів радіометричних досліджень повинні враховуватись.