(17 мл. кв. км). На всех этапах их проведения основной задачей являлись поиски нефтяных и газовых месторождений. При полевых работах применялись отечественные гравиметры типа ГАК, которые в настоящее время постепенно вытесняются более совершенными канадскими приборами Scintrex, повышающими качество измерений и значительно ускоряющими процесс измерений, одновременно уменьшая экономические затраты. Результаты площадных съемок представляются в виде карт аномалий силы тяжести в редукции Буге и графиков вдоль профилей, используемых для решения геологических задач, включая задачи нефтяной геологии.
На начальном этапе геофизических и буровых работ из-за недостаточной изученности геологического строения региона исследований возникали погрешности, создаваемые несовершенством геофизических методов и применяемой в тот период буровой техники, обработки получаемых данных.
Геологическая интерпретация гравитационного поля и до настоящего времени часто ограничивается качественным истолкованием математически обработанных (трансформированных) карт измеренного поля (аномалий силы тяжести в редукции Буге, применяемых при решении геологических задач). По ним выдаются рекомендации для проведения поисково-разведочных работ, результаты которых бурением скважин часто не подтверждаются.
Для успешного решения задач нефтяной геологии, как и других задач, необходимо изучение физических параметров горных пород. Основным методом их изучения является лабораторный метод измерений по образцам (керну). По керну определяются средние значения плотностей объектов поисков и вмещающих их отложений, создаются сводные плотностные разрезы для исследуемых площадей, строятся диаграммы изменений плотностей вдоль скважин, выявляются закономерности их изменчивости с глубиной и в латеральном направлении. Поскольку количество керна ограничено, для изучения плотностных неоднородностей пород осадочного комплекса используются данные ГИС (геофизических измерений в скважинах). Могут применяться и другие методы.
С локальными структурами связаны основные нефтегазоносные месторождения. Для успешного проведения гравиметрических работ необходимо изучение плотностей пород. По результатам многолетних определений плотностей на участках структур различных морфолого-генетических типов по 6 тыс. образцам керна и диаграммам ГИС трехсот скважин было установлено, что для сводовых и присводовых частей структур характерно закономерное разуплотнение пород. Оно может прослеживаться над нефтяными залежами по всему осадочному комплексу (для крыльев структур характерно уплотнение пород). Это разуплотнение отображается уменьшением гравитационного поля (локальными, минимумами на фоне максимумов и др.), которое является поисковым признаком структур на глубине [1 — 4].
Гравиметрический метод основан на законе всемирного тяготения И. Ньютона (1687), в соответствии с которым в гравитационное поле отражено влияние всех аномальных масс, находящихся на различных глубинах. Поэтому для успешного решения геологических задач изучается аномальное гравитационное поле силы тяжести в редукции Буге.
При геологической интерпретации гравитационных аномалий осуществляется решение прямых и обратных задач гравиразведки. Прямая задача заключается в теоретических расчетах особенностей возможного отображения в гравитационном поле объектов поисков по создаваемым их моделям. Поскольку гравитационное поле зависит от изменения только одного параметра — плотности, то, в отличие от других геофизических методов, прямые задачи характеризуются однозначным решением для объектов любой сложности. Решение прямых задач позволяет более надежно решать обратные задачи, которые заключаются в создании плотностных моделей объектов поисков и вмещающих их геологических сред по аномалиям Буге.
Геологическую интерпретацию гравитационного поля принято разделять на качественную и количественную. Задачей качественной интерпретации гравитационного поля является геологическое истолкование карт и графиков аномалий, прослеживание по ним изменений поля, создаваемых объектами прогнозирования. Задача количественной интерпретации заключается в определении параметров объектов поисков: глубины залегания, направления простирания, угла наклона, размеров, аномальных плотностей.
В зависимости от особенностей решаемых конкретных геологических задач должны разрабатываться новые методы интерпретации гравитационных аномалий или применяться известные. Для поисков нефтегазоносных структур, с которыми связаны основные месторождения нефти и газа, успешно применяется разработанный автором метод геолого-геофизического моделирования (метод ГГМ). Он заключается в решении обратной линейной задачи гравиразведки (при которой задается геометрия геологической среды и определяются ее плотностные особенности) с одновременным созданием плотностных моделей изучаемых площадей и прогнозируемых объектов непосредственно по аномалиям Буге без применения трансформаций поля. Метод направлен на решение двух наиболее важных задачи нефтяной геологии: 1) прогнозирование потенциально нефтегазоносных структур осадочного комплекса и 2) изучение блокового строения и структуры консолидированной земной коры. Метод позволяет эффективно решать эти задачи на количественном уровне: в процессе решения обратных задач осуществляется построение плотностных интерпретационных моделей прогнозируемых объектов и оценивается их достоверность по априорным данным.
В отличие от многих методов интерпретации гравитационных аномалий, метод ГГМ позволяет извлекать информацию об особенностях геологического строения нефтяных месторождений и вмещающих их геологических отложений, что является чрезвычайно важным для проведения буровых работ [2 — 4].
Наиболее значимыми объектами проведенных исследований являются нефтегазоносные структуры различных морфолого-генетических типов, скопления природных битумов и зоны повышенной пористости пород в карбонатных толщах, к которым могут быть приурочены скопления нефтяных залежей неструктурного и литологического типа.
Многие ранее открытые крупные нефтяные месторождения РТ (Ромашкино и др.) в настоящее время находятся на завершающей поздней стадии разработки с устоявшимся уровнем добычи. Задача его сохранения и возможное увеличение связаны с разработкой и внедрением новых методов освоения нефти старых месторождений [5]. Темпы добычи нефти в центральной части исследуемого региона разделяют на четыре стадии:
I и II объединяют в ранний, а III и IV — в поздний период разработки. В IV поздней стадии разработки темпы добычи нефти составляют примерно 2 % по сравнению с II максимальной стадией, при которой они приближались к 9 % [6].
В качестве примеров решения обратной задачи методом ГГМ приведены результаты интерпретации, выполненной по данным высокоточных гравиметрических измерений на участках Ямашинской и Актанышской структур в вариантах 2Д и 3Д.
Ямашинская структура (РТ) относится к локальным поднятиям второго порядка и располагается на западном склоне Южно-Татарского свода (Республика Татарстан). По поверхности отложений турнейского яруса нижнего карбона она характеризуется амплитудой около 40 м и имеет вид вытянутой в северо-восточном направлении брахиантиклинали с крутыми юго-восточным и северо-западным крыльями. Структура разделена на три поднятия более высокого порядка с амплитудами около 20 м. Промышленная нефтеносность структуры связана с отложениями девона и карбона. Суммарная мощность нефтенасыщенных пластов-коллекторов составляет 60 м [2].
На участке структуры проведены профильно-площадные высокоточные гравиметрические измерения, выполненные вдоль пяти профилей, пересекающих структуру в широтном направлении. Результаты решения обратной задачи, выполненные вдоль профилей, представлены в изолиниях изменчивости плотностей в вертикальной плоскости. По их данным построена 3Д модель структуры (рис.1).
При последующем бурении было выявлено Тавельское нефтяное месторождение, разрабатываемое в наше время.
Как видно, латеральная изменчивость плотностей прослеживается в пределах модели и выделяются дополнительные детали изменчивости параметра. Просматриваются три участка разуплотнения пород (в центральной части и по краям модели), соответствующие в плане месторасположению локальным поднятиям более высокого порядка. Латеральная изменчивость плотностей, отображенная на модели, подтверждается данными ГИС [4].
Следует отметить, что в западной части одного из профилей, продолжающегося за пределы структуры, автором также был выделен локальный минимум, предположительно связываемый с другой структурой. При последующем бурении было выявлено Тавельское нефтяное месторождение, разрабатываемое в наше время.
Актанышская структура, прогнозируемая по одной скважине № 22 (РТ), также может служить примером возможного создания 3Д моделей методом ГГМ. В верхней части осадочного чехла по пермскому структурному плану структура обозначалась в пределах валоподобной зоны поднятий северо-западного простирания, выделенной на востоке Актаныш-Чишминского прогиба. По поверхности кристаллического фундамента она приурочена к северо-восточному склону Южно-Татарского свода, перекрытого отложениями юго-западного борта Камско-Бельского авлакогена.
Актуальной является задача выявления новых месторождений природных битумов, являющихся объектами «неструктурного» типа, и ее решение несколько условно можно отнести к поздней стадии разработки.
Основными битумосодержащими комплексами пород, на которые проводятся поисково-разведочные работы в РТ, являются отложения уфимского и казанского ярусов верхнепермских образований. Месторождения битумов в уфимских отложениях выявлены на востоке Мелекесской впадины в обширной зоне 50 х 125 км, простирающейся с юго-востока на северо-запад, и располагаются на глубинах 0,02 — 0,20 км [7]. Поскольку плотность битумов близка к плотности грунтовых вод, выделение их гравитационного влияния практически невозможно. В то же время плотность песчаных линз в уфимских отложениях, являющихся коллекторами битумов, может значительно отличаться от плотности вмещающих их пород. Поэтому гравитационные аномалии, создаваемые подобными линзами, могут являться поисковыми признаками скопления залежей битумов.
По данным высокоточных гравиметрических измерений и теоретических расчетов гравитационного влияния разведанного Ашальчинского месторождения, характеризующегося высоким коэффициентом пористости 22 — 46 %, соответствующим возможным изменениям плотностей в 1,6 — 2,3 г/см3, над структурой выявлен локальный минимум интенсивностью 0,5 мГала, создаваемый песчаной линзой с дефицитом плотности.
На рис. 3 приведены результаты высокоточных гравиметрических измерений вдоль одного из профилей, пройденных в крест простирания меридиональной зоны битумонасыщенных песчаников уфимских отложений на Студено-Клинском месторождении.
Как видно на рис. 3, вдоль профиля уверенно прослеживается уменьшение гравитационного поля над песчаной линзой, создаваемое дефицитом средней плотности песчаной линзы относительно вмещающих отложений.
Пересчет поля в нижнее полупространство на глубины 0,05, 0,10, 0,15 и 0,20 км оказался достаточно эффективным при геологической интерпретации результатов измерений. Особенно показательным является то, что изолинии аномалий силы тяжести, изображенные в вертикальной плоскости, сходятся в центре песчаной линзы на глубине 0,17 км, практически совпавшей с данными бурения. Это позволяет считать, что высокоточная гравиразведка является достаточно результативной при прогнозировании песчаных линз в уфимских отложениях, перспективных на скопление природных битумов.
В качестве примера рассмотрен региональный профиль протяженностью около 80 км, простирающийся с юго-запада на северо-восток через западный склон Южно-Татарского свода (рис. 4). Средневзвешенные по мощностям величины коэффициента общей пористости Кп в этих отложениях изменяются от 5 до 12 %, а в отдельных интервалах разреза достигают 14 — 15 %.
В выделяемой зоне повышенной пористости пород линзообразной формы значения Кп достигают 10 — 12%. Вполне возможно, что поверхность зоны может являться контактом резкого уменьшения Кп на 7 — 8 %, возникшим под влиянием вторичных процессов (доломитизации, кальцитизации и др.), являющимся «покрышкой» для скопления нефтяных залежей неструктурного и литологического типа. Критерием достоверности прогноза могут служить результаты повторной интерпретации данных ГИС по отдельным пробуренным скважинам и при его подтверждении — выполнение дополнительного бурения.
Зоны повышенной пористости в карбонатных отложениях (рис. 4), выделяемые по данным ГИС и высокоточным гравиметрическим измерениям, могут встречаться и на других участках. Они также могут представлять интерес при проведении бурения.
Приведенные данные о выявлении высокоточной гравиразведкой и ГИС объектов нефтяной геологии позволяют отметить следующее:
— Результаты изучения геологического строения изучаемых площадей высокоточной гравиразведкой должны представлять значительный интерес для повышения эффективности бурения.
— Получаемые данные могут быть использованы при проведении вертикального, наклонного, кустового и горизонтального бурения, а также для выполнения геофизических исследований гибкими трубами с геофизическим кабелем и закачке цементного раствора в пласты.
— При длительной эксплуатации месторождений следует проводить высокоточные гравиметрические измерения в режиме мониторинга для выявления изменений, происходящих в геологической среде под влиянием активных геологических процессов, и учета таких изменений при проведении буровых работ.
