Комплекс геолого-геофизических методов изучения продуктивных горизонтов

В комплекс методов поисково-разведочных работ на нефть и газ в Припятском прогибе входят аэромагнитные, гравиметрические, электрометрические и сейсмические исследования, бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин.

На этапе региональных работ использовались аэромагнитные, гравиметрические и электрометрические исследования, но основным методом является сейсморазведка по региональным профилям в комплексе с бурением глубоких опорных и параметрических скважин. Региональные работы с начала восьмидесятых годов ведутся сейсморазведкой методом ГСЗ‑МОГТ с целью изучения строения осадочного чехла и всей консолидированной коры. Глубинность исследований достигает 60‑80 км. Отработаны три профиля ГСЗ‑МОГТ протяженностью более 700 км, ориентированные вкрест простирания Припятского прогиба с выходом на 30‑50 км за его пределы. Шаг наблюдений составляет 100‑150 м.

С помощью этих профилей изучается преимущественно осадочный чехол, проводится детализация строения отдельных нефтеперспективных зон, а также сейсмостратиграфический анализ и районирование. Сеть профилей располагается таким образом, чтобы они прошли через устья наибольшего количества глубоких скважин, в которых проведены сейсмические и акустические исследования, пересекли месторождения, литологические неоднородности, органогенные постройки, зоны выклинивания и эрозионных срезов и другие объекты, с которыми могут быть связаны ловушки.

Бурение параметрических скважин в комплексе с региональными сейсмическими работами позволяет изучать скоростные параметры разреза и привязывать опорные отражающие горизонты.

Выявление ловушек и их подготовка к глубокому поисковому бурению на поисковом этапе осуществлялась площадными сейсмическими работами МОГТ с обработкой получаемых материалов на ЭВМ. Расстояния между профилями составляют 0,5‑1,0 км. Используются 12 – и 24‑кратные системы наблюдений ОГТ, шаг наблюдений 50 м. Применяется группирование трех скважин на базе 50 м. При изучении сложнопостроенных зон и вещественного состава пород, а также малоамплитудных объектов, кратность накопления увеличивается, шаг наблюдений сокращается до 15‑30 м и используются группы небольших зарядов в количестве 8‑10 штук.

В производство сейсморазведочных работ внедряются невзрывные источники, а при обработке материалов – новые програмные комплексы, позволяющие прогнозировать вещественный состав и нефтегазоносность картируемых толщ. При интерпретации материалов осуществляется комплексирование данных сейсморазведки, детальной гравиразведки и магниторазведки.

Для выявления и подготовки сейсморазведкой локальных ловушек в осадочном чехле Припятского прогиба используются отражающие границы по горизонтам:

1) IVа ланскому (поверхность подсолевого терригенного комплекса);

2) IV евлановскому (поверхность подсолевого карбонатного комплекса);

3) IIIа ливенскому (подошва межсолевого комплекса);

4) III петриковскому (кровля межсолевого комплекса);

5) IIа лебедянскому (внутрисолевой прослой галитовой подтолщи);

6) I стрешинскому (поверхность верхней соленосной толщи).

В ряде районов прогиба картируется поверхность кристаллического фундамента.

Ранее при подготовке структур применялось структурное бурение с вскрытием поверхности верхней соленосной толщи в сводах соляных поднятий, однако в конце шестидесятых годов структурное бурение было исключено из комплекса геологоразведочных работ на нефть в Припятском прогибе, поскольку было установлено несовпадение структурных планов надсолевых отложений и кровле верхней соленосной толщи и нефтеперспективных межсолевого и подсолевого комплексов.

Открытие месторождений на подготовленных сейсморазведкой ловушках осуществляется бурением поисковых и иногда параметрических скважин, их разведка и подготовка к разработке – разведочным бурением.

Месторождения нефти в основном многопластовые и включают от одной до пяти залежей. В площадном отношении нефтеносный горизонт часто расчленен разрывными нарушениями на отдельные блоки, каждый из которых является самостоятельной ловушкой и содержит самостоятельную залежь. Контуры залежей подсолевого, межсолевого и верхнесоленосного нефтегазоносных комплексов в плане не совпадают и смещены относительно друг друга на 50% и более. Обычно межсолевые залежи смещены от подсолевых до 3 км в сторону от разломов, на изученных зонах нефтегазонакопления – к северу.

БИЛЕТ 19

Поиск по сайту: