USD ЦБ — 57,32 +0,16
EUR ЦБ — 67,60 −0,04
Brent — 57,90 +1,22%
вторник 17 октября 01:13

Наука и технологии // Разведка и разработка

Моделирование геологического разреза, типа коллектора доюрского фундамента при нефтегазопрогнознопоисковых работах в окраинной восточной части ХМАО-Югры (на примере Тыньярской площади) (часть 4)

05 мая 2009 г., 08:54Ирбэ В.А., Конюхов В.И., Кулагина С.Ф., Тепляков Е.А., Толубаева Г.Е.Вестник недропользователя ХМАО5472

При такой неоднородности разреза не исключается переход с одной прослеживаемой границы на другую. Например, в районе скв. 100 горизонт «А» был прослежен на фазу ниже своего истинного положения, определенного по данным выполненных позже исследований СК-ВСП. Тот же рисунок демонстрирует сопоставление двух вариантов корреляции ОГ «А». Причиной несоответствия ожидаемых глубин является отсутствие скоростной характеристики разреза исследуемой территории на момент структурных построений. В данном случае глубины рассчитывались с применением скоростного закона скв. 7 Боровой площади, расположенной к западу в 190 км от Тыньярских скважин.

Рис. 10. Сопоставление вертикальных годографов

На рис. 10 показана степень несоответствия годографов по данным сейсмокаротажа сравниваемых скв. 7, 100 и 101, что свидетельствует о наличии градиента скоростей даже между близко расположенными скв. 100 и 101. Если бы ориентировались только на данные сейс-моразведки, прогнозные границы кровли фундамента лучше бы соответствовали реальным, невязки по скважинам тогда бы не превысили 35 м. Однако на принятие окончательных решений, именно по этим материалам, повлияли геологические соображения. Дело в том, что на восточную часть ХМАО-Югры имелась карта изопахит среднеюрских отложений, составленная по всем ранее пробуренным скважинам, толщины пород в которых четко выдерживаются по территории и составляют не менее 100–150 м. И вот противоречие этой региональной геологической модели: в скв. 100 упомянутые отложения отсутствуют (см. рис. 9). То есть поправка на обязательное их присутствие в разрезе при прогнозе границы фундамента «сыграла» свою отрицательную роль.

Подобные факты несоответствия положений кровли фундамента по данным сейсморазведки и бурения встречаются достаточно часто. Например, на Арчинском месторождении нефти (Нюрольская впадина) отражающий горизонт Ф2 фиксируется ниже кровли фундамента, сложенного доломитизированными известниками, на 70–100 м [2]. Авторы объясняют это палеоденудацией пород верхней его части, акустические свойства которых близки к таковым нижнемезозойским горизонтам чехла. Вполне справедливо, что условия для возникновения отраженной волны создались ниже реальной поверхности доюрских отложений, где свойства карбонатов сохранились неизмененными. Указанная граница на соседних площадях Томской области фиксирует кровлю доюрских образований, представленных известняками (Северо-Останинское месторождение, Тамбаевская площадь и др.).

На временном разрезе Тыньярской площади ниже ОГ «П» обращает на себя внимание внутренний рисунок интервала, условно выделенного отражением Ф2 в западной половине широтного профиля на времени 1900 мс, что соответствует примерно глубине 2690 м (рис. 9). Волновая картина объекта состоит из крутонаклоненных, субпараллельных, высокоамплитудных отражений, переходящих восточнее в сейсмофацию, состоящую из менее выраженных прерывистых отражений. Такая смена стабильности слоистости, углов наклона отражений и их динамических характеристик нередко указывает на наличие карбонатных построек. Не исключено, что имеем стратиграфически экранированную ловушку. Крутое залегание слоев может благоприятствовать вертикальной миграции УВ.

Заметим, что в правой части того же рисунка (на времени 2150 мс) выше ОГ Ф2 намечается свой сейсмокомплекс с отличающимся от вмещающих сред характером волновой картины. Если кровельную поверхность этого комплекса принять за отражающий горизонт Ф1 (показан зеленой линией), то возможна его синхронность с ОГ Ф2, который в разрезах Нюрольской впадины, как указывалось выше, отождествляется с кровлей толщи известняков. Любопытно, что такой же состав пород на Тыньярской площади зафиксирован и по результатам метода биолокации (см. раздел ниже).

В целом, чтобы интерпретация полевой сейсморазведки была обоснованной, она должна опираться и на другую геофизическую информацию, в частности, получаемую методом ВСП.

 

Изучение строения фундамента методом ВСП

Метод вертикального сейсмопрофилирования (ВСП), по сути, служит инструментом уточнения сейсмической информации, полученной на основе поверхностной съемки. Для построения адекватной составленной нами литологической модели изучаемого массива рассмотрим картину волнового поля (ВП) с привязкой его к соответствующим установленным по данным каротажа скважин физическим границам отражений.

Рис. 11. Стратиграфическая привязка поля отраженных волн к геологическому разрезу по данным ВСП скв. 101 Тыньярской площади

На рис. 11 показан временной разрез по скв. 100. Видно, что ниже отражающего горизонта (ОГ) «А», стратифицируемого с поверхностью доюрского комплекса, ВП представляет собой чередование разнообразных отражений (осей синфазности), имеющих различную форму и интенсивность. Прерывистые площадки крутопадающих отражений свидетельствуют о смещенных по вертикали отдельных блоках. По описанию шлама породы представлены трахитами в разной степени окварцованными, микротрещины и каверны заполнены кальцитом, что также характеризует проявления тектонической активности. По ГИС кровля фундамента уверенно проводится на глубине 1792 м, которая хорошо синхронизируется с выделенной границей по ВСП.

Граница ОГ «A1» была принята на глубине 1860 м. Однако на этом уровне четкой конфигурации осей синфазности не наблюдается, возможно, из-за влияния нахождения здесь башмака обсадной колонны. Тогда как ниже, на глубине 1926,4 м, четко фиксируется по РК смена трахитов на риолиты. Именно на данном уровне ей соответствует и достаточно выдержанная граница отражений. Заметим, что по данным ГТИ с указанной глубины заметно возросли технологические параметры Wд с 4,5 до 5,5 т, а Рвх с 40 до 60 атм., свидетельствующие о начале разбуривания более плотной породы. Видимо, правильнее принять за поверхность ОГ «A1» глубину 1926,4 м.

Залегающий ниже участок разреза (2100–2164 м) представлен в большей части риолитами, в которых на глубинах 2100–2104, 2128–2138 и 2150–2154 м встречены гранит-пегматиты. Горизонт «A2» на временном разрезе проведен по кровле первого интервала на глубине 2100 м. По внутреннему рисунку ВП на этом уровне хорошо выраженных отражений не отмечается, видимо, потому, что венчающее эту толщу тело гранит-пегматитов имеет малую толщину и ограниченность по простиранию. Резче выражено отражение, отождествляемое с границей, зафиксированной на глубине 2164 м и соответствующей смене риолитов на гранитоидные породы. Любопытно следующее: именно с данного уровня из-за очень низкой проходки пришлось перейти на использование долот с алмазным вооружением. Заметим, что указанный ОГ «А2» достаточно хорошо прослеживается и по скв. 101, в которой он также соответствует кровле гранитоидной толщи.

В скв. 101 ОГ «А» выделяется выраженной границей (рис. 11), приходящейся на глубину 2058 м, установленной по данным ГИС. Верхняя часть фундамента, представленная на значительную глубину в основном сланцами, обеспечила динамически выраженные отраженные волны. Рисунок отражений горизонта «А1» (2193 м) в отличие от верхнего существенно изменился. Ось синфазности вблизи скважины как бы раздвоилась на разноглубинные короткие отрезки. Причиной отклонений может быть наложение до-полнительных волн от залегающих в сланцевой толще риолитов на глубинах: 2155–2170, 2186–2197, 2200,8–2204,4 и 2213,6–2234,4 м и влияние обсадной колонны (башмак на глубине 2192,6 м по ГИС). Исходя из показаний ГГК, увеличение плотности сланцев примерно на 0,4 г/см3 по отношению к риолитам начинается с глубины 2199 м, ниже которой встречены, в основном, сланцевые породы. Отражающий горизонт «А2» на временном разрезе однозначно не выделяется. Возможно, по причине залегания на соответствующей ему глубине 2330 м рыхлых мергелистых сланцев, не дающих четких отражений.

Выделяемый ниже по разрезу отражающий горизонт «П» формируется на границе (глубина 2565 м) сланцев с подстилающими их в основном гранитами вплоть до забоя (2630 м).

Динамической выраженности волны «П» около скважины не наблюдается, вероятно, из-за многократных волн-помех от более плотных покрывающих сланцевых пород. Далее, в сторону скв. 100 выделение волны улучшается. Анализ прослеживания этого сейсмогоризонта по профилю показал, что волна «П» отождествляется с положительной осью синфазности на 20 мсек ниже ОГ «А2», выделенного в скв. 100. То есть, горизонт «П», маркирующийся в скв. 101 на глубине 2565 м, в скв. 100 соответствует глубине 2164 м. В обеих скважинах он литологически отождествляется, как отмечалось, с кровельной частью гранитного ложа.

Возможности метода ВСП позволяют изучать ВП не только в околоскважинном пространстве, но и ниже забоя скважины до _ ее глубины [1]. Волновая картина сейсмического разреза и вещественный состав пород изученной части позволяют предположить, что ниже забоя скв. 100 залегают гранитные образования с жильными телами гранит-пегматитов. В скв. 101 распространение гранитов вниз ограничено, возможно, они сменяются преимущественно сланцевой толщей. Отмеченное особенно важно, например, при решении вопроса о продолжении (или завершения) бурения.

В целом изучаемый разрез можно подразделить по глубине на две части. Западная часть от скв. 100 до разлома, находящегося примерно на таком же удалении от скв. 101, заметно отличается от восточной части. Если в первой половине внутренний рисунок волновой картины состоит из хаотической записи с короткими разнонаправленными площадками прерывистых отражений, то во второй части ОГ выдержаны по латерали и динамически выражены. Это может свидетельствовать о том, что в западной части породы подвергались большему воздействию тектонических процессов. Блоковое строение среды наиболее значительно в области между пикетами 18025–19100 м, где наиболее сосредоточены разрывные нарушения и связанные с ними возможные зоны разуплотнения (рис. 11). Возможность формирования приразломных антиклинальных структур, особенно в приподнятых блоках, наличие раздробленности пород, независимо от их литологического состава, могут создать условия для вертикальной миграции флюидов и их нефтегазоскоплений. Поэтому выступы фундамента в первом приближении следует рассматривать как косвенный поисковый признак предполагаемых в них коллекторов.

Таким образом, использование метода ВСП позволяет изучить параметрические характеристики геологического разреза и тем самым повысить точность обработки и интерпретации материалов наземной сейсморазведки. Пример наличия градиента скоростей даже на небольших расстояниях (рис. 11) показывает необходимость проведения таких исследований в самых первых скважинах на каждой поисковой площади. При наличии другой априорной информации эффективность данных ВСП только повысит достоверность построения геологической модели.

Проблематично на любой сейсмической площади делать ставку только на один или даже группу методов. Так, активные в тектоническом отношении глубинные разломы, рифты и т.п., которые по сейсмическим данным обычно рассматривают как некие генераторы УВ, по результатам бурения часто оказываются непродуктивными. Например, неоднократное картирование рядом исследователей по сейсморазведке 2D рифов и рифогенных построек на Новопортовской площади съемкой 3D не подтвердилось. Различного вида аномалии во временном и потенциальных полях не укладывались в существующие представления о нефтеносности палеозойских карбонатных отложений этой площади ввиду неоднозначного проявления признаков наличия залежи УВ в разрезе [4]. Трудность интерпретации заключается в том, что прогностические модели, используемые для понимания аномальных эффектов, создаются чаще всего в условиях значительного дефицита сведений о других характеристиках изучаемой среды и зачастую не подкреплены экспериментальными работами и лабораторными исследованиями. Так что одной из ближайших задач, по нашему мнению, должна быть разработка новых методик поисков месторождений УВ.

 

Прогнозирование трещиноватых объектов в окрестностях скв. 100 и 101 методом биолокации с маятником

Известны положительные результаты применения биолокации в геологии при поисках залежей воды и других полезных ископаемых [15], при решении задач геодинамики [18]. С помощью упомянутого метода возможно получение дополнительных сведений при изучении керна, прогнозе наличия трещиноватых коллекторов в разрезах скважин [8, 9].

Процедура исследований, выполненных нами в лабораторных условиях, заключалась в настройке поведения маятника на примерах заведомо водоносных коллекторов сначала в отложениях осадочного чехла по копиям каротажных диаграмм рассматриваемых скважин. Оператор, один из авторов работы, мысленно фиксировал колебания маятника в разных плоскостях, нацеливая его на четкий ответ: «да» или «нет» и задавая конкретные вопросы типа: Изучаемая порода коллектор? или Рассматриваемый песчаник водонасыщенный? Поведение маятника соответствовало известным характеристикам оцениваемых объектов, принятых для обучения. Цикл многократных замеров с получением при этом достоверных ответов о наличии коллекторов и насыщении их водой в породах мелового и юрского возраста дал основание перейти к исследованию разрезов всего доюрского комплекса. Сначала был вопрос: Породы в конкретных интервалах глубин являются коллекторами? При этом последовательно с возрастанием глубин перемещали отвес над цветными литологическими подразделениями (рис. 4–6), копиями диаграмм ГИС (рис. 7–8). В результате экспериментов выяснилось, что во вскрытом массиве коллекторы отсутствуют.

Это мнение, как видим, противоречит сделанному ранее заключению, полученному после детального анализа керна, шлама, шлифов и т.п., о наличии возможных трещинных коллекторов во вскрытых разрезах. С другой стороны, нарушенность пород фундамента многочисленными разломами, обусловливающими, как считается, широкое развитие трещиноватости, а также присутствие в керновом материале зеркал скольжения, несколько генераций трещин, казалось бы, должно свидетельствовать о проявлении этого процесса. Неоднозначность данных выводов еще раз показывает сложность поставленной проблемы, требующей дальнейших исследований.

Интересными представляются результаты, полученные методом биолокации в плане рас-положения скв. 100 и 101, т.е. вне их стволов, а также ниже достигнутых забоев. Для «обуче-ния» маятника на идентификацию характера насыщения пород были использованы «свиде-тели» в виде пресной и минерализованной воды в стеклянных емкостях, олифы и растворители, в основе получения которых являлись нефтепродукты, а также устьевая проба нефти (коллекция В.Г. Елисеева), взятая при испытании интервала 3026–3042 м в скв. 23 Котыгъеганской площади. Подобные приемы рекомендуются в литературных источниках по методике биолокации.

Выяснилось, что граниты, вскрытые ниже забоя скв. 100, распространяются вниз примерно на 125 м, проницаемых интервалов в них не предполагается, тогда как в скв. 101 (ниже забоя 2630 м), по-видимому, залегают трещиноватые водонасыщенные сланцы.

В толще пород, залегающих ниже ОГ Ф2 (рис. 9), прогнозируется залегание нефтенасыщенных трещиноватых гранитов, а выше — таких же известняков. Последние отмечаются в виде двух конусов, вершины которых находятся восточнее проекций точек заложения скв. 100 и 101, соответственно. Эти конусообразования могут быть гидродинамически связанными с подстилающими их трещиноватыми гранитами. В промежутках между конусами, в т.ч. к востоку и западу от них, а также по обеим сторонам резко выраженного в левой части рисунка столбообразного выступа (ОГ Ф2, на времени 1900 мсек) наличие известняков не предполагается.

Водоносные коллекторы по данным рассматриваемого метода прогнозируются в виде плащеобразной толщи примерно между ОГ «П“ и уровней окончаний разрывных нарушений (интервал времени 1850–2000 мсек). Эта среда, вероятнее всего, представлена метаморфизованными трещиноватыми сланцами. Между водонасыщенными сланцами и нижезалегающими нефтенасыщенными известниками залегают породы неколлекторы, которые для последних можно рассматривать как покрышку.

Если все изложенное принять за перспективный уровень анализа геофизических и геологи-ческих материалов, то принципиально изменяются представления о традиционной модели строения нижней части массива. Так, упоминавшиеся в призабойной зоне скважин граниты могут оказаться бескорневыми, т.е. не будут распространяться на значительную глубину. В то же время часть исследователей сходится во мнении, что трубкообразные каналы поступления магмы имеют весьма глубокое заложение. Высказанная нами точка зрения заставляет по-иному рассматривать вопросы формирования УВ, их накопление, стратегию поисков и т.п. Согласиться или опровергнуть ту или другую версию в настоящее время трудно. Считаем необходимым проведение дальнейших исследований. В методическом плане целесообразно провести измерения на ряде структурных карт и разрезов с нанесенными на них границами залежей, что позволило бы получить дополнительные сведения биолокационного характера как о постановке детальных наземных геолого-геофизических работ, так и о бурении глубоких скважин. Учитывая, что на Тыньярской площади в районе скв. 100 и 101 по данным рассматриваемого метода прогнозируются глубокозалегающие нефтесодержащие коллекторы, то имеются предпосылки при организации ГРР ставить задачу бурения скважин глубиной до 4–5 км. Указанный подход может дать совершенно новое понимание строения разрезов фундамента и выявить перспективы наличия нефтегазоносных объектов (зон).

 

Особенности отражения фундамента по данным потенциальных полей

Восточная окраинная часть ХМАО-Югры была покрыта аэромагнитной съемкой масштаба 1:200 000 (1989 г.) и гравиметрической масштаба 1:1 000 000 (1965 г.). В тектоническом плане она находится в Худосейском грабен-рифтовом мегапрогибе, в пределах которого отмечаются интенсивные аномалии магнитного поля, соответствующие положительным аномалиям поля силы тяжести. Принималось (Р.М. Антонович,1989), что в магнитном поле они вызываются крупными (30×50 км) интрузиями основного и ультраосновного состава. Территория Тыньярского участка располагается в самой западной части указанного мегапрогиба, согласно Тектонической карте, под ред. В.И. Шпильмана и др.,1998; характеризуется она пониженным отрицательным магнитным полем и полем пониженной силы тяжести, на фоне которых контрастно выделяются изометричные значительно меньших размеров положительные аномалии повышенной амплитуды. Полагали, что мощная толща немагнитных пород (терригенно-кремнисто-карбонатная) фундамента была прорвана упомянутыми интрузиями. Тем самым, мнение о магматическом характере образования приподнятых участков уже тогда имело веские основания, что в дальнейшем подтвердилось бурением скв. 100 и 101. Заметим только, что вскрытые магматические породы оказались не основными, а кислыми гранитами и эффузивами.

Здесь важной проблемой комплексной интерпретации является установление связи физических полей с вещественным составом пород. К устоявшимся геологическим представлениям относят характер магнитных и гравитационных полей. Так, кислые интрузии характеризуются слабоинтенсивными магнитными полями и отрицательными аномалиями гравитационного поля, тогда как основные и ультраосновные — положительными аномалиями. Эффузивы, как и гранитоиды, отличаются пониженной плотностью. Не исключено, что ввиду большей их площадной распространенности данные поля будут менее выразительны, чем вызванные гранитными интрузиями. В целом, магматические породы четко выделятся на фоне сланцев, как отмечалось выше, в силу большей плотности последних.

Таким образом, указанная дифференциация физических полей является предпосылкой разграничения последующих выявленных аномалий по литологическим признакам

 

Аналогии в строении фундамента

При очень слабой изученности района работ отсутствие каких-либо примеров соседних выявленных залежей нефти или газа в таких же условиях заставляет обращаться к поиску месторождений с близким строением фундамента. Наилучшим подходом в данном случае является моделирование с выбором в качестве модели реального месторождения. За основу нами было взято упоминавшееся месторождение Белый Тигр, с которым обнаруживаются важные черты сходства. Это касается однотипности пород, близкого характера трещиноватости, одинаковой информативности методов РК и т.п. Структура месторождения представляет собой крупное горст-антиклинальное поднятие, окаймленное по бортам протяженными разломами, рассеченное многочисленными сбросами, взбросами. На Тыньярской площади фундамент также представляет штокообразный выступ, разбитый вертикальными нарушениями. Повторим, что обе сравниваемые структуры находятся во впадинах. Упоминавшееся Рогожниковское месторождение тоже располагается в одноименной впадине.

Итак, в пределах изучаемой площади присутствуют необходимые элементы нефтеносной системы: структурные условия, предполагаемые коллекторы, флюидоупоры, тектонические пути миграции УВ. Тем не менее, признаков нефтенасыщения здесь пока не установлено. Нет и адекватного объяснения этой причине.

В работе [20] на большом мировом материале по открытым месторождениям нефти и газа в фундаменте аргументируется, что формирование залежей происходило за счет рассеянного органического вещества (ОВ) окружающих осадочных нефтегазообразующих толщ, примыкающих к фундаменту, и последующем поступлением в него УВ. Например, залежи на месторождении Белый Тигр, по мнению вьетнамских геологов, образовались за счет основной более поздней нефтематеринской толщи нижнеолигоценового возраста.

Однако есть и другие примеры. Случаи получения нефти из фундамента Балтийского щита при отсутствии на его поверхности осадочных образований приводятся в работе [19]. Речь идет о так называемых кратерах (структурах), сформировавшихся взрывами ювенильных газов, поступавших по разломам. Приток нефти на Сальянской структуре из докембрийских гранитов с глубины 2 км свидетельствует о глубинном ее происхождении.

Как видим, нефтенасыщенными могут быть породы различного генезиса и возраста. Поэтому необходимо использовать все подходы изучения кристаллических массивов, в частности, и оценку генерационного потенциала нефтегазоматеринских толщ (тип ОВ, его концентрация, степень преобразованности и др.), т.е. параметров, предопределяющих формирование зон нефтегазообразования.

Безусловно, работы по фундаменту, с которым связывают в рассматриваемом регионе наибольшие перспективы, высокозатратные, рискованные мероприятия. Подход путем совмещения сейсморазведки с бурением может привести к несоразмерно высоким затратам и низкой эффективности ГРР. Так как территория фактически будет изучаться с чистого листа, то ситуация требует усиления роли государства, которое должно помогать тем, кто будет с риском вкладывать большие средства. Надо давать гарантии, понимая, что это перспективное для страны дело. Лучшим подходом, позволяющим снизить уровень рисков, в данном случае может оказаться вариант предварительного изучения ее наземными геофизиче-скими исследованиями до бурения поисковых и даже параметрических скважин.

 

Проведение геохимических и геолого-геофизических работ на региональном этапе допоискового бурения

Согласно имеющейся " Концепции геологического изучения недр восточной части территории ХМАО-Югры» (2008) поисковые работы будут осуществляться на основе сейсморазведки и бурения. Однако предпочтение только одному геофизическому методу не позволяет решить задачу оценки разрезов на нефтегазоносность В этой связи предлагаем на отдельном участке с запада от регионального сейсмопрофиля 110 (примерно от меридиана 840 401) и с востока — до границ Красноярского края провести комплекс геохимических и геофизических методов (см. рис. 1). Бурение скважин здесь ранее 2012 г. не планируется, а поэтому рекомендуемая территория представляет собой идеальный полигон, на котором могут быть проверены практические достоинства различных методов как с точки зрения оптимальной методики поисков, так и подтверждения отдельных аспектов теоретической геологии.

Понятно, что для каждой территории на основании результатов изученности должна быть составлена своя геологическая модель, с позиций которой следует планировать дальнейшие исследования. Поскольку таковая имеется только по Тыньярской площади, то работы лучше начать именно от нее и далее в восточном направлении. Наши предложения с некоторыми методическими пояснениями сводятся к выполнению (2009–2011 гг.) следующих видов работ:
Региональные геохимические исследования (анализы УВ-составляющей ила, пород и т.п.) и прежде всего в модификации газовой геохимической съемки по снегу (ГГСС) как прямые методы прогноза перспектив нефтегазоносности территории [5]. Приведенные в указанной работе положительные примеры эффективности ГГСС на некоторых площадях касались юрских пластов. Если исходить из механизма вертикальной миграции газовых эманаций по зонам деструкции (разуплотнения), то вполне реально получение «отклика» и от залежи при ее нахождении в породах фундамента. ГГСС еще не всеми воспринимается однозначно, хотя понятно, что без проведения опытных работ говорить об эффективности метода можно бесконечно. В общем, геохимические аномалии углеводородных газов, как известно и по другим нефтеносным регионам, тяготеют к зонам ослабленных трещиноватых пород, тем самым подтверждая предположения о блоковом строении резервуара.
Аэромагнито-гравиметрическая съемка масштаба 1:100 000 выявляет поднятия, разломы и может дать приблизительную оценку литотипов пород, в частности, подразделения локальных выступов фундамента, например, на рифогенные и гранитоидные. С целью взаимоувязки гравимагнитных аномалий с предполагаемой литологией пород фундамента следует проводить комплексный анализ полученных материалов с учетом различных лабораторных определений керна. Поскольку на отмеченной территории сведения, например о магнитных свойствах пород отсутствуют, а также из-за непредсказуемости их изменений, предлагаем начать организацию магнитометрических измерений керна из скв. 100 и 101. Предварительно желательно направить часть образцов на такие определения в другие соответствующие лаборатории с учетом установленных типов пород и их характеристик, а также из скважин, пробуренных на других площадях. Таким образом будет постепенно создаваться эталонная коллекция физических свойств (магнитная восприимчивость, плотность и т.п.) различных литологических типов пород фундамента для всей восточной территории округа, что, несомненно, повысит качество интерпретационных заключений.
Региональные сейсморазведочные работы МОГТ-2D масштаба 1:200 000. При установ-лении на тех или иных профилях по ОГ «А» выступов фундамента, как возможных перспек-тивных ловушек, проводится их детализация. C этой целью несколькими (?4–5) короткими профилями 2D, расположенными на расстоянии 1–2 км в каждую сторону от основного профиля, данная ловушка ими рассекается. Ширина ловушек, исходя из анализа структурной карты Тыньярской площади, не превысит 3–5 км. Длина этих профилей с учетом набора кратности и необходимых линейных размеров для корректного выполнения процесса миграционных преобразований должна быть не менее 10–15 км в зависимости от размеров искомого объекта, так что длины профилей можно ограничить примерно указанными размерами. Тем самым, даже при редкой сети основных профилей отдельные ловушки, представляющие интерес, будут опоискованы более детально. Особое внимание обращается на картирование участков дизъюнктивной тектоники. Опыт изучения сложнопостроенных сред (сбросы, надвиги) показывает, что в таких условиях возникает необходимость применения новых технологий обработки данных, в частности, сейсмический локатор бокового обзора (СЛБО) [13], либо метод параметрической развертки отображений (ПРО) [12]. Оба метода, в отличие от МОГТ, используют рассеянные волны, значение которых становится превалирующим для выделения крутонаклоненных границ, характерных для доюрских разрезов Западной Сибири.

Таким образом, в результате получения и анализа разноплановой информации, сведенной в картографические построения, будет создана основа более уверенного научно-методического обоснования ГРР на последующей стадии, т.е. для принятия решений о продолжении работ, их объемах. Результаты изучения Тыньярской площади в части литологического расчленения разреза, выделения возможных трещиноватых коллекторов, формирования комплекса ГИС, особенностей получения, обработки и интерпретации сейсмических данных и т.п. могут послужить базой для проектирования исследований в новых поисковых скважинах.

В заключение необходимо сделать дополнение, важное, с нашей точки зрения, для стратегии ведения поисковых работ. Понятно, что основной вектор всегда направлен на выявление залежей нефти (газа), но природа не столь щедра, чтобы сразу «открыть» свои тайны. Не исключено, что отдельные участки позже могут оказаться бесперспективными. Тем не менее, полученная всесторонняя более насыщенная информация, с одной стороны, позволит понять причины отсутствия там залежей, что тоже весьма важно, а, с другой стороны, благотворно повлияет на успешность ГРР, которые в дальнейшем будут проводиться на территории восточной части ХМАО-Югры. В завершение еще раз подчеркнем, что методология поиска залежей УВ будет перспективной в случае комплексных геолого-геофизических исследований с использованием современных геоинформационных систем, различных аналитических методов. Выявление потенциальных комплексов на новых территориях станет более успешным только на высоком уровне научного сопровождения работ.

 

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context