| Состояние и опыт использования аэрокосмической и наземной информации при поисках месторождений нефти и газа |  |
|
В.Д. Бугарь
В настоящее время три четверти промышленных запасов нефти России вовлечены в разработку. Практически все крупные месторождения находятся в стадии снижающейся добычи. Остальные активные запасы нефти рассредоточены на мелких месторождениях и разведочных площадях. Средняя по стране обводненность продукции добывающих скважин достигла 80%. Добыча нефти уменьшилась с 518 в 1990 г. до 300 млн.т в 2000 г. Прирост запасов нефти компенсирует только две третьих добычи. За последние десять лет общий объем бурения снизился в семь с лишним раз, поисково-разведочные геолого-геофизические и геохимические работы практически полностью прекращены. Положение усугубляется большим из-носом основных фондов и всего оборудования. Многократно возросла частота техногенных катастроф. В связи с этим резко возросла актуальность разработки современных методологий и технологий комплексного использования аэрокосмической и наземной информации при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений без существенных затрат на дорогостоящие полевые работы. Это позволит получить принципиально новые данные для эффективного прогнозирования нефтегазопоисковых объектов. Использование аэрокосмической информации в комплексе с традиционными геолого-поисковыми работами началось в конце 60-х годов. В ходе исследований выделилось несколько задач, при решении которых используются аэрокосмические материалы. К ним относятся мелкомасштабное картирование, отображение систем тектонических нарушений, изучение глубинного строения территории и прямые методы поисков месторождений нефти и газа на региональной, прогнозно-рекогносцировочной, поисково-оценочной и детальной стадиях нефтегазопоисковых работ. Разработка прямых методов поисков нефти и газа осуществлялась в рамках отраслевых программ МинГео СССР и Межотраслевого научно-технического комплекса (МНТК) “Геос”. Теоретические основы прямых методов поисков базируются на явлении парагенезиса субвертикальных геофизических, геохимических и биогеохимических полей в осадочном чехле земной коры и теории геохимического поля нефтяных и газовых месторождений [8, 9]. Как известно, в осадочном чехле над скоплением углеводородов в течении длительного времени существует специфическая геохимическая об-становка, характеризующаяся аномальным распределением компонентов твердой, жидкой и газообразной фаз, а также специфическими ассоциациями химических элементов, минеральных образований и популяций углеводородных (УВ) окисляющих организмов. Популяции бактерий образуют первый биологический барьер на пути УВ потока – бактериальный фильтр. Зона бактериального фильтра, окисляет часть транзитных УВ и добавляет к мигрирующему потоку двуокись углерода, который понижает ЕН среды и активно участвует в постседиментационном выщелачивании, метасоматическом замещении минералов, обогащении пород и вод биологически ак-тивными соединениями Fe, Al, Mn, P, Cu, Mg, Si и микроэлементами V, Cr, Ni, Co, Cd, Zn, Sr, Mo, Ba и др. Бактерии аккумулируют Zr, Ti, Zn из среды, а их конечная концентрация в клетке может быть на несколько порядков выше, чем в окружающей среде. В результате биохимической минерализации УВ и РОВ пород и пластовых вод над месторождением наблюдается избыток двуокиси углерода, превышающий фоновые концентрации в несколько раз. Таким образом, в надпродуктивных отложениях происходит изменение литохимических (элементный состав пород, физико-химические свойства), гидрохимических (элементный, солевой, газовый состав вод), минералогических (минеральные новообразования) и микробиологических природных образований. В водах уменьшается содержание сульфатов, увеличиваются содержания гидрокарбонатного иона, аммония, металлов, органических кислот, ароматических УВ, общей газонасыщенности вод за счет возрастания доли УВГ и т.д. В породах увеличивается содержание метал-лов (Ti, V, Ni, Cu и др.), карбонатных, кремнистых, сульфатных, сульфидных и титансодержащих минералов, возрастает РН, уменьшается ЕН. Углеводородные компоненты миграционного потока вследствие явлений сорбции, растворения и окисления изменяются сами и трансформируют структуру сингенетического органического вещества пород. С перераспределением вещества в надпродуктивных отложениях изменяются литофизические (электрические, магнитные, оптические и др.) свойства пород. Поливалентные химические элементы в восстановительных условиях среды переходят в низковалентное состояние, увеличивая свою геохимическую активность и подвижность. Хемосорбция углеводородов на минеральных частицах перекрывающих залежь пород вызывает электростатическое и индуцированное электрическое поля, что вызывает миграцию химических элементов в периферические зоны ореола геохимически измененных пород. Над месторождением нефти и газа повышается поляризо-ванность горных пород в пределах контура залежи, фиксируется зона избытка свободных электронов. При каротаже продуктивных скважин отмечено наличие направленного вертикально вниз электрического тока, измерения на поверхности показывают заниженный по отношению к фону электрический потенциал. В приповерхностных условиях изменяются оптические свойства пород и их спектральная яркость. Под влиянием миграционного потока формируется химический состав подземных вод и почвенный покров, определяется элементный состав фитосферы. Высокоорганизованная растительность наследует сложившееся в ландшафте соотношение между водой, почвами и продуктами выветривания. Она концентрирует рассеянные элементы и со-единения, представляя собой второй биологический барьер для миграционного потока углеводородных и неуглеводородных компонентов. Вследствие процессов диффузии и фильтрации на поверхность земли и в приземную атмосферу поступают жидкие и газообразные углеводородные соединения, формирующие поля их аномальных концентраций. Скорость поступления углеводородных и не углеводородных газов в атмосферу зависит от уровня акустического фона, сейсмичности, температуры почвы, степени развития первого и второго биологических барьеров, скорости ветра, давления и т.д. Возникновение аномальных полей в приземных слоях атмосферы и дрейф их фоновых концентраций определяются пространственной неоднородностью в распределении глубинных (залежи нефти и газа и др.) и поверхностных (озера, болота) источников, изменчивостью во времени коэффициента вертикального массопереноса в атмосфере, ин-версионными процессами в атмосфере и т.д. Время жизни метана и его гомологов в атмосфере – от нескольких недель до нескольких лет. Шлейфы УВ газов над месторождениями достигают высот нескольких сот метров и вытянуты от расположенных на поверхности эпицентров по направлению ветра. По результатам многолетних исследований, проведенных во ВНИИяГГ и других организациях отрасли, определены критерии нефтегазоносности недр по комплексу дистанционных, геофизических и геохимических методов [2, 5 ]. Нефтегазоносноные бассейны, области, регионы. 1. Аномалии спутниковой лазерной локации метана и его гомологов, двуокиси углерода, сероводорода и др.; 2. Аномалии лидарной спектрометрической съемки микроэлементов в парах и аэрозолях: J, As, Be, Cu, Zn, Ft, Ni, Rb, Hg и др.; 3. Аномалии по ИК и СВЧ геотермической съемки; 4. Аномалии типов почв и растительного покрова по преобладающим микроэлементам на основе спектральной яркости и плотности спектрозональных снимков; 5. Аномалии геоиндикационного дешифрирования спектрозональных космоснимков масштабов 1:7 500 000 – 1:2 500 000 с целью выделения со-членения кольцевых структур (КС) диаметром 1-2 тыс. км., планетарных линеаментов, примыкающих к внутренним сторонам КС регионов шириной 50-100 км.; 6. Градиенты геофизических полей над краями выступов мантийного вещества глубиной 30-40 км.; Зоны, узлы, районы. 1. Аномальные: спектральная яркость и архитектоника растений, распределение микроэлементов, зональное и узловое размещение вторичноизмененных пород подпочвы по измерениям радиолокационных характеристик и спектрального коэффициента отражения грунтов; 2. Аномальные сочленения региональных линеаментов и КС диаметром 400-1000 км., узловые зоны сочленения и другие аномалии геоиндикаци-онного дешифрирования космоснимков масштабов 1: 2 500 000 – 1:500 000 и геоморфологических исследований; 3. Градиенты геофизических полей над краями базальтовых выступов глубиной 5-7 км.; 4. Аномалии авиалазерной и автолазерной съемок по метану и другим газам; 5. Аномалии авиа-автомобильных спектральных съемок по аэрозолям; 6. Гидрогазобиохимические аномалии по региональным съемкам. 7. Ландшафтно-геоморфологические зоны аномальной неотектонической активности; 8. Аномальные зоны и узлы по аэромагнитным, гравиметрическим, тепловизорным и другим геофизическим методам; Локальные структуры, неструктурные ловушки, залежи. 1. Однородные участки по фототону (монолиты) в пределах КС диаметром 50-100 км.; 2. Морфоструктуры по геоморфологии, космоаномалии типа ”локальная структура” или “неструктурная ловушка” по пятнам градиента фототона и аномалии типа “залежь” по контурам потемнения фототона на космоснимках масштабов 1:500 000 и крупнее; 3. Геофизические аномалии над склонами и выступами кристаллического фундамента глубиной 4-10 км.; 4. Локализация результатов авиа- автолазерной съемок по метану и другим газам, аэрозолям; гидрогазобиохимической, тепловизорной, геоботанической, фитохимической съемок; радиолокационных, спектрометрических и других исследований; 5. Детализация геоиндикационных и геофизических исследованй, спецобработка последних с целью выявления аномалий типа “залежь”; 6. Концентрические зональные геобиохимические аномалии по метану и другим газам, по эманациям, бактериальному фильтру у поверхности и термофильным геобактериальным системам на глубине. 7. Гидрогазобиохимические, битуминологические аномалии; фитохимические, литохимические, термоградиентные и другие эффекты над локальными структурами; 8. Неотектонические активные морфоструктуры и монолиты размером 15-30 км. 9. Геофизические аномалии по неоднородности затухания сейсмических волн и т.д.; Некоторые спектральные диапазоны, которые используются при нефтегазопоисковых исследованиях: - 420-550 – поглощение света биоокислителями; - 560-700 – поглощение света фотовосстановителями; - 500-2500 – минеральный состав и тип пород (многоспектральная съемка); - 700-1100 – литолого-стратиграфические комплексы, трещины и увлажненные зоны; - 670/750 - металлы в почвах (по сдвигу в отражательной способности хлорофила; - 1650/2220 –алунит и каолин (мультипликативное сканирование); - 1650/490 – минералы лимонитовой группы; - 2974-2982 – метан и этан; - 2200-2400 – нефть и битумоиды; - ИК диапазон – очаги разгрузки глубинных термальных вод, разделение разломов на экранированные и проводящие; Прямые поиски месторождений нефти и газа проводились практически в каждом нефтегазоносном бассейне. В качестве примера мы приводим некоторые результаты работ по трем регионам, в получении которых автор принимал непосредственное участие. Западный Казахстан В пределах Западного Казахстана (п-в Бузачи, Южно-Эмбенское поднятие, Восточный борт Прикаспийской впадины) геолого-поисковые геофи-зические и геохимические работы проводились с 1974 по 1992 г.г. Проведенные работы позволили определить положение зон развития возможных ловушек антиклинального и неантиклинального типов в отложениях осадочного чехла, оценить масштабы генерации и накопления УВ, выделить объекты для постановки поискового бурения и поисково-оценочных исследований, определить направления дальнейших поисково-разведочных работ в регионе [ 1, 2, 6, 7 ]. Результаты работ были использованы при планировании поисковых и поисково-оценочных работ на нефть и газ. В дальнейшем, в пределах ряда переданных производственным организациям нефтегазоперспективных объектов, были открыты месторождения нефти и газа (Долгинец, Придорожное, Жуман, Зап. Кожасай и др.). Уточнение тектонического строения территории п-ва Бузачи проводились по материалам фото- и телевизионных съемок с орбитальных объектов “Landsat”, “Салют” и др. Выделены несколько систем линеаментов, отвечающих развитым в осадочном чехле тектоническим нарушениям. Наиболее характерные направления линеаментов – субширотные и субмеридиональные. Большинство из них были подтверждены данными гравиразведки и материалами сейсморазведки как разломные или ослабленные зоны. Большинство месторождений нефти и газа п-ва Бузачи приурочены , в основном, к субширотным разломам. В фототоне космоснимков Северо-Бузачинское поднятие дешифрируется единым блоком гладких светло-серых тонов. Современный ландшафт п-ва Бузачи проявляется как обращенный по отношению к глубинной структуре: поднятию соответствует понижение в рельефе и развитие в его пределах Большого Сора. При детальном дешифрировании аэрофотоматериалов масштаба 1:50 000 разработаны ландшафтные индикаторы развития в осадочном чехле локальных антиклинальных поднятий, которые отражаются также на космоснимках в виде обращенного рельефа или посветления фототона. На эталонном объекте (месторождение нефти Каражанбас) ореол рассеяния углеводородов отмечается по наличию аномалий в распределении УВ газов, извлеченных из шлама пород альб-сеноманского возраста и воды первого от поверхности водоносного горизонта. Здесь же отмечаются и повышенные содержания радиоактивных элементов (U, Ra, Th), уменьшение окислительно-восстановительного потенциала (ЕН), повыше-ние щелочности (РН больше 7), уменьшение в солевом составе вод количества сульфат-иона и т.д. По результатам аэроатмохимической съемки над месторождением отмечен шлейф углеводородных газов, достигающий в высоту нескольких сот метров и периодически исчезающий при сезонных, месячных и суточных природных циклах. По результатам многолетних исследований на территории п-ва Бузачи выделены 42 геохимических аномалии, большинство из которых приуро-чены к Аралды-Мурунсорской и Южно-Бузачинской зонам неантиклинальных ловушек. Часть их подтверждена аэроатмохимическими работами. Баракаевское нефтяное месторождение (Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн) Баракаевское месторождение нефти было выбрано как эталонный объект для разработки технологии поисков залежей нефти в ловушках выклинивающегося типа [ 3 ]. Основная задача работ - разработка критериев нефтегазоносности в приповерхностной зоне осадочного чехла с целью выявления комплекса нефтегазопоисковых показателей для дистанционных съемок. На основе обработки и интерпретации материалов нами построена модель геохимического поля месторождения до глубины 120 м. Залежь нефти, расположенная на глубине 1400 м, хорошо отражается в приповерхностной зоне по ряду геохимических показателей. Геохимические аномалии фильтрационного типа узколокализованы и приурочены к тектоническим нарушениям. Их контрастность достигает десятки и сотни единиц. Диффузионные аномалии менее контрастны (2-20 ед.). Они располагаются как над залежью нефти, так и над контуром нефтегазоносности. ПРОДОЛЖЕНИЕ НА СЛЕДУЮЩЕЙ СТРАНИЦЕ |
