Магниторазведочные работы на Крапивинской площади

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Геолого-геофизическая изученность района

2. Геологическое строение участка исследований

2.1 Стратиграфия

2.2 Тектоническое строение

3. Нефтегазоносность

4. Геофизические работы

4.1 Геологические задачи

4.2 Методика и техника полевых работ

4.3 Обработка и интерпретация данных

4.4 Результаты

Заключение

Список использованных источников

Введение

В администативном отношении Крапивинское месторождение находится в Каргасокском районе Томской области. Районный центр - село Каргасок. Находится в 427 км от областного центра. Район находится в северной части Томской области и имеет субширотное расположение с востока (бассейн р. Тым) на запад (бассейн р. Васюган). На севере район граничит с Александровским районом и Тюменской областью, на востоке - с Верхнекетским, Парабельским районами и Красноярским краем, на юге - с Новосибирской областью, на западе - с Омской и Тюменской областями. (рис. 1). Нитка ближайшего нефтепровода расположена в 37 км на юго-восток - на Игольско-Таловом месторождении, которая соединяет Игольско-Таловое и Лугинецкое месторождения с выходом на линию нефтепровода Лугинецкое-Парабель. Дорожная сеть на месторождении не развита. В 45 км на восток от месторождения проходит бетонная дорога, соединяющая Каймысовскую группу нефтяных месторождений (Первомайское, Катыльгинское, Зап. - Катыльгинское и др.) с Игольско-Таловым, пос. Новый Васюган и г. Стрежевой. Транспортировку оборудования и материалов в зимнее время осуществляют по зимнику через Игольско - Таловое месторождение автомобильным и тракторным транспортом в летний период необходимое оборудование доставляют вертолетным транспортом.

Для перевозки рабочего персонала используют вертолеты и автобусы. Из поселка Пионерный регулярно вылетают вахтовые рейсы самолетом Ан-24, перевозящие работников, проживающих в Томске.

Рисунок 1 - Обзорная карта территории Крапивинского месторождения

Каргасокский район располагается в пределах Западно-Сибирской низменности, которая раскинулась от Урала до Енисея и от линии Томск-Новосибирск-Семипалатинск до Полярного моря(со слабым падением на север).Таежная зона с умеренным континентальным климатом. Короткое лето. Затяжная зима. Абсолютный минимум температуры воздуха ниже 50 градусов. Абсолютный летний максимум: +36-38 градусов. Осадков 300?400 мм в год.

Крупнейшая Западно-Сибирская река - Обь делит Каргасокский район на две неравные части. В одной главенствует её знаменитый левый приток Вас-Юган - Зуйковая река. Вторя часть - Васюганье, бассейн Оби, ниже устья реки Тым.

Васюганско-Каргасокский болотный массив -- одно из крупнейших болот в мире, целое море пресной воды.

1. Геолого-геофизическая изученность района

Крапивинское локальное поднятие, как наиболее крупная структура южной части Каймысовского свода, было выявлено и подготовлено под глубокое бурение в 1967-68 г.г. сейсморазведочными работами МОВ, проводимыми силами Томского геофизического треста (ТГТ - с/п. 8/65-66).

Поисковое бурение на площади начато Западной нефтеразведочной экспедицией в 1969 г. Выявленные песчаные пласты Ю₁ дали низкодебитные, непромышленные притоки нефти с пластовой водой (пласт Ю₁³) и безводной нефти (пласт Ю₁²). Пласт, вскрытый в разрезе скважины №196 по данным ГИС был оценён как водонасыщенный. Дальнейшее бурение на площади было приостановлено на 14 лет.

Детализационные сейсморазведочные работы 1981-1982 г.г. южной части Каймысовского свода позволили возобновить с 1984 г. в пределах Крапивинской структуры глубокое поисково-оценочное бурение. В результате дальнейшего бурения и испытания скважин было открыто Крапивинское нефтяное месторождение.

В период 1992--1993 г.г. в Томском геофизическом тресте проводились исследования по комплексному использованию геофизических и геологических параметров в целях прогнозирования зон улучшенных коллекторов. Структурная модель месторождения, предложенная Р.В. Беловым и Г.И. Берлиным, обосновывала предположение о наличие отдельных тектонических нарушений ограниченной протяженности, которые и предопределяют развитие зон с улучшенными или ухудшенными коллекторскими свойствами.

В 1994 г. специалистами ТомскНИПИнефть составлен проект пробной эксплуатации Крапивинского месторождения. По отражающему горизонту 11-а (подошва баженовской свиты) представлен подсчетный план. В этом же году на территории Крапивинской структуры впервые проводилось сейсмогеологическое моделирование верхнеюрских отложений.

В 1996-2000 построение трехмерной геолого-технологической модели месторождения. Томским геофизическим трестом были выполнены 3D сейсмические работы с использованием регулярной крестовой системы наблюдений на площади 428 км. Полученная трехмерная модель включала в себя три составляющих -- сейсмоструктурную, сейсмоформационную и сейсмофоциальную модели, описывающие гипсометрическую, тектоническую и литофациальную неоднородность продуктивных пластов на основе корреляции, регрессии, интерполяции, классификации и районирования кинематико-динамических параметров сейсмических разрезов. Детальный сейсмофациальный анализ позволил выделить 8 типов сейсмических разрезов, обладающих разным рисунком сейсмической записи и имеющих разную геолого-промысловую характеристику по пробуренным в их пределах скважинам.(таблица1)

Таблица - 1 Геолого-геофизическая изученность

2. Геологическое строение участка исследований

2.1 Стратиграфия

Геологическое строение Крапивинской площади представлено терригенно-осадочными метаморфизоваиными образованиями доюрского комплекса и несогласно перекрывающими их породами осадочного чехла.

Доюрские образования

Доюрские образования вскрыты на глубине 2620 м. Литологически представлены преимущественно эффузивными породами -- спилитами, диабазами, на которых развита кора выветривания мощностью 15 - 20 м. Спилиты и диабазы изменены динамо метаморфизмом и находятся в зеленокаменной фазе превращения пород. Толща практически непроницаема, коллекторы в ней отсутствуют.

Юрская система

Отложения юрской системы несогласно залегают на размытой поверхности складчатого фундамента. В составе данной системы выделены два отдела: нижний средний и верхний. Отложения нижнего и среднего отдела представлены тюменской свитой, в составе которой глинистые, алевритовые и алеврито-песчанистые породы. Верхний отдел -- васюганская, георгиевская и баженовская свитамы. Представлены терригенно-глауконитовой формацией, серыми, темно-серыми, углистыми и битуминозными аргиллитами, алевролитами и песчаниками.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. В составе нижнего отдела терригенные отложения покурской свиты. Верхний отдел сложен глинами и песками двух свит: куломзинской и березовской.

Кайнозойская группа

Палеогеновая система

Палеогеновая система в пределах Крапивинской площади представлена отложениями палеоцена, эоцена и нижнего олигоцена. В составе палеоцена талицкая свита, эоцена - люлинворская, нижнего олигоцена - чеганская. Практически вся палеогеновая толща состоит из глинистых отложений.

Неогеновая система

Отложения неогеновой толщи представлены некрасовской свитой среднего и верхнего олигоцена, состоящей преимущественно из глинистых пород, а также песков и прослоя алевролитов. Отложения относятся к континентальным и озёрно-речным.

Четвертичная система

Четвертичная система представлена преимущественно рыхлыми аллювиальными, озерными, а на севере -- морскими и ледниковыми отложениями.

Рисунок - 2 Сводный литолого-стратиграфический разрез [4]

2.2 Тектоническое строение

Крапивинская площадь приурочена к Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, Каймысовской нефтегазоносной области.

Крапивинское поднятие, по отражающему горизонту IIа оконтуриваясь изогипсой -2610 м, имеет размеры 23 х 8 кв.км и примыкает и западному склону Моисеевского куполовидного поднятия. (рис. 3) Поднятие состоит из двух блоков, каждый из которых оконтуривается изогипсой -2570 м. Осевая складка северного блока имеет северо-восточное простирание. Северо-западная его часть представляет собой серию отрогов, отходящих от осевой складки, осложненных небольшими куполами и разделенных глубокими прогибами. Склоны отрогов, особенно северные, носят крутой флекеурообразный характер. Южный блок поднятия существенно меньше по размерам и не столь контрастен. При этом он также имеет основную ось северо-восточного простирания и небольшие, примыкающие к нему отроги северо- западного простирания. К центральной части Крапивинской структуры примыкают более мелкие поднятия: Западно-Крапивинское, Северо-Западное, Северо-Восточное, Постниковское, Брусничное и Долгое. На более пологом северо-западном склоне выделяется Северо-Крапивинская терраса, с находящимися на ней мелкими поднятиями. Наиболее значительное из них, Северо-Крапивинское, имеет площадь около 7 кв. км. У северо-западного подножья Северо-Крапивинской террасы расположены небольшие Заречный и Нижне-Крапивинский перегибы.

В сторону Карандашовского куполовидного поднятия поверхность фундамента, а вслед за ней и отражающие горизонты чехла, воздымаются кулисообразно. Наиболее высокие отметки в этом районе находятся на северной периклинали Карандашовского куполовидного поднятия, где выделяются Яхский и Западно-Яхский перегибы. Северная периклиналь Карандашовского куполовидного поднятия субширотным прогибом отделена от Северо-Карандашовской структуры, которая имеет общее субширотное простирание и осложнена отдельными куполами.[8]

Рисунок 3 - Выкопировка из Тектонической карты фундамента Западно-Сибирской плиты [8]

3. Нефтегазоносность

Месторождение входит в состав Каймысовского нефтегазоносного района и занимает в этом районе юго-восточное положение.

Промышленная нефтегазоносность разреза связывается с двумя песчаными пластами горизонта Ю₁ васюганской свиты - Ю₁² и Ю₁³, разделёнными углисто-глинистой перемычкой с пластом Ю₁^М. Основные балансовые запасы нефти (более 78 %) сконцентрированы в пласте Ю₁³, который характеризуется присутствием в его составе разнодебитных высоко, средне- и низкопроницаемых поровых (гранулярных) коллекторов. Специфической особенностью нефтеносного резервуара пласта Ю₁³ является "скачкообразное" поведение водонефтяного контакта (ВНК) с разницей абсолютных отметок до 80 м.

Пласт Ю₁² представляется как низкодебитный, низкопроницаемый, маломощный и низкопродуктивный. Месторождение относится к многопластовым нефтяным, по соотношению контуров залежей - к многоконтурным, по запасам нефти - к категории крупных.[5]

Продуктивный пласт залегает на глубине 2710….2725 метров в Васюганской свите. Дебит пластов с промышленной нефтеносность около 100 м³/сут.[4]

4. Геофизические работы

4.1 Геологические задачи

Основными задачами магниторазведочных работ на Крапивинской площади являются:

1. изучение состава и структуры складчатого основания (фундамента), сложенного магнитными и слабомагнитными образованиями

2. картирование разрывных и пликативных структур основания;

3. определение глубины залегания и рельефа поверхности фундамента и на этой основе выделение унаследованных структур осадочных покровов;

4. картирование структур различных типов в слабомагнитной осадочной толще покрова;

5. выявление в осадочной толще тектонических нарушений, в том числе контролирующих размещение ловушек углеводородов.[6]

4.2 Методика и техника полевых работ

Магниторазведочная аппаратура

В качестве магнитовариационной станции использовался квантовый магнитометр М-33(рис. 5) в режиме повышенной чувствительности 0.1 нТл с автоматической регистрацией отсчетов в цифровой форме на ленту с интервалом дискретности 60 секунд. Съёмочные работы производились протонными магнитометрами ММП-203,(рис. 4) пригодными для работы как в летних, так и в зимних условиях. Рядовые наблюдения сопровождались одновременной регистрацией вариаций геомагнитного поля.[6]

Принцип работы протонного магнитометра основан на явлении прецессии протона в магнитном поле. Если протон помещен во внешнее магнитное поле, из-за своего собственного магнитного момента, он испытает магнитный вращающий момент. Поскольку он также имеет угловой момент, этот магнитный вращающий момент приведет его (протон) к прецессии - она называется Лармор прецессией' и ее уровень зависит от величины внешнего магнитного поля. Частота Лармор прецессии независима от ориентации протона и зависит только от величины внешнего поля.

Рисунок 4- Протонный магнитометр ММП-203[3]

Квантовый магнитометр - прибор для измерения напряжённости магнитных полей, основанный на квантовых явлениях. Применяются главным образом для измерения напряжённости слабых магнитных полей и, в частности, магнитного поля Земли и его аномалий, как на её поверхности, так и на больших высотах, для разведки полезных ископаемых, для магнитного каротажа и т.п.[3]

Рисунок 5- Квантовый магнитометр М -33[3]

Методика проведения работ

Основным магнитным параметром горных пород является магнитная восприимчивость - ч. ч является коэффициентом пропорциональности между интенсивностью индуктивного намагничения I, и напряженностью намагничивающего поля: Ii=чT. Магнитную восприимчивость измеряют в 10^-5 ед. СИ. Магнитная восприимчивость горных пород изменяется в широких пределах - от 0 до 10 ед. СИ.

По магнитным свойствам все вещества делятся на три группы: диамагнитные, парамагнитные и ферромагнитные. У диамагнитных пород магнитная восприимчивость очень мала (10^-5 ед. СИ) и отрицательна, их намагничение направлено против намагничивающего поля. К диамагнетикам относятся многие минералы и горные породы, например, кварц, каменная соль, мрамор, нефть, графит, золото, серебро, свинец, медь и др. У парамагнитных пород магнитная восприимчивость положительна и также невелика. К парамагнетикам относится большинство осадочных, метаморфических и изверженных пород. Особенно большой и положительной ч (до нескольких единиц СИ) характеризуются ферромагнитные минералы, к которым относятся магнетит, титаномагнетит, ильменит и пирротин.[1]

В пределах Крапивинской площади наземной магнитной съёмкой отработано 63 профиля общей протяженностью 1182 пог. км, выполнено 26782 физических наблюдения рядовой съемки. Расстояние между профилями варьировало в пределах 400 - 600 м, шаг съемки составил 60 м. Магниторазведочные профили были ориентированы вкрест простирания основных структур в северо-восточном и юго-восточном направлениях и сгущены в области основных куполовидных поднятий изучаемых площадей. Согласно инструкции по магниторазведке, сеть наблюдений удовлетворяет масштабу 1:50000.

Технология съемочных работ с магнитометрами ММП-203 была общепринятой с синхронизацией часов операторов и магнитовариационной станции. Все маршруты выбирались таким образом, чтобы рабочие профили были жёстко привязанными к промежуточным опорным пунктам с обязательной регистрацией поля на КП перед началом и после окончания работ.[6]

Точность работ

Магнитовариационная станция находилась непосредственно на площади работ, на базе магниторазведочных отрядов. Перед началом полевых работ для оценки возможных систематических расхождений показаний магнитометров приборы были проконтролированы и увязаны между собой на эталонном профиле. Результаты тестирования показали, что расхождения носят случайный характер и при последовательной съемке всеми приборами не превышают 1нТл.

Контрольные пункты на площадях исследований выбирались в соответствии с общепринятыми требованиями в спокойном магнитном поле с незначительными вертикальными и горизонтальными градиентами. Для повышения надежности съемки, учитывая большую протяженность профилей, на участках разбивалась сеть опорных пунктов со средним расстоянием между ними 2 - 2,5 км. увязанных с основным КП четырьмя независимы" приборо-рейсами с одновременной регистрацией вариаций геомагнитного поля. Всего на площади Крапивинского месторождения было разбито 136 опорных пунктов. Точность увязки опорных пунктов составила 1.36 нТл.

Для оценки точности рядовых наблюдений были выполнены равномерно расположенные по площадям контрольные наблюдения: в объеме 78 пог. км (9.4 %). Точность рядовых наблюдений оценивалась по обычным правилам двойных равноточных измерений и составила 1.96 нТл. Согласно инструкции по магниторазведке выполненные на исследуемых участках магнитные съемки можно отнести к классу высокоточных.[6]

4.3 Обработка и интерпретация данных

Методика вычисления

Обработка и интерпретация магниторазведочных данных проводилась в двух направлениях: во-первых, региональная составляющая магнитного поля подвергалась дополнительному анализу с целью выделения и описания его основных элементов (положительных и отрицательных аномалии, зон повышенных градиентов, зон смещения и перегиба изолинии) для целей структурно-геологического районирования фундамента территории месторождений; во-вторых" локальная составляющая магнитного поля, несущая информацию о неоднородностях магнито- геологического строения чехла и возможном влиянии миграционного следа углеводородов, обрабатывалась с применением специально разработанного аппарата дисперсионного и спектрально-энергетического анализа?с целью выделения и количественного описания зон микромагнитных аномалий.

Эта методика обработки остаточных магнитных полей включает в себя расчёты дисперсии разностного поля, нормированной и приведенной к уровню точности рядовых наблюдений, а также серии спектральных характеристик магнитных сигналов (несущие и средневзвешенные частоты, относительные энергии сигналов в различных полосах пространственных частот, корреляционные параметры - на базе преобразования Фурье). По результатам этих расчетов построены разрезы по отдельным профилям с набором различимых параметров (рис. 6 ), схемы распределения значений различных трансформант по изучаемым площадям. Набор указанных трансформант был сформирован исходя из особенностей структуры наблюдаемых микромагнитных аномалий и вероятных физико-геологических моделей околозалежного пространства, описанных выше. При этом анализ дисперсии позволяет без особых трудностей обнаружить участки аномальной дифференциации разностных магнитных полей - один из первых поисковых признаков. Нормирование и приведение к удвоенной точности съемки позволяет отбраковать участки, на которых разброс значений может быть связан с естественной погрешностью наблюдений. Но одного этого параметра недостаточно для уверенного суждения о связи выделяемой микромагнитной аномалии с контуром нефтегазоносности. Опыт работ на различных месторождениях юго-восточной части Нюрольской впадины показывает, что такие аномальные зоны довольно часто имеют пространственную приуроченность к участкам глубинных разломов, не связанных с залежами углеводородов. Принципиально этот факт не означает отсутствие связи между микромагнитными аномалиями и миграцией углеводородов, т.к. именно над долгоживущими разрывными нарушениями фундамента формируются наиболее проницаемые для летучих компонентов зоны осадочного чехла и именно здесь следует ожидать интенсивные вторичные изменения пород и соответствующих аномалий физических полей.[6]

Рисунок 6 Графики магнитного поля и его трансформат по профилю Крапивинской площади[6]

Интерпретация данных магниторазведки складывается из геофизической интерпретации и геологического истолкования, тесно связанных между собой. Первым этапом является качественная интерпретация, позволяющая судить о местоположении пород с разными магнитными свойствами. Второй этап - количественная интерпретация, или решение обратной задачи магниторазведки, - имеет целью определение количественных параметров разведываемых геологических объектов.

При качественной интерпретации графиков, карт графиков и карт магнитных аномалий ведется их визуальное выделение. При этом обращается внимание на форму изолиний, их простирание, ширину, соотношение положительных и отрицательных аномалий, абсолютные значения максимумов и минимумов. Далее, используя сведения о магнитных свойствах пород, устанавливают связь тех или иных аномалий магнитного поля с определенными геологическими образованиями.

Количественная интерпритация. Аппроксимация аномалесоздающих объектов телами простой геометрической формы, определение их глубины, размеров, точного местоположения, интенсивности намагничения - основная цель количественной (расчетной) интерпретации, или решения обратной задачи магниторазведки. Математически решение обратной задачи магниторазведки неоднозначно, так как похожие аномалии могут быть созданы геологическими телами разной формы, размеров и интенсивности намагничения. Для более однозначной интерпретации магнитных аномалий, и, в частности, оценки размеров тел, необходимо знать интенсивность намагничивания тел , определяемую по измерениям магнитной восприимчивости образцов ( ), значениям напряженности поля Земли , а также дополнительные геологические сведения о наиболее вероятной форме объектов.[1]

Основные рабочие формулы для расчёта

В основу расчета аномальных магнитных полей и количественной интерпретации магниторазведочных данных положено представление об однородной намагниченности геол. тел, создающих магнитные аномалии, справедливое в реальных условиях с достаточной для практики точностью. Для однородной намагниченности теоремой Пуассона устанавливается связь между гравитационным и магнитным потенциалами:

геофизический стратиграфия нефтеносный пласт

где и -- магнитный потенциал тела, создающего аномалию;

1х, 1у, Iz, -- составляющие вектора намагниченности

I; v -- гравитационный потенциал тела при плотности 1/6·10⁸ г/см³. Составляющие вектора напряженности аномального магнитного поля получаются дифференцированием выражения для магнитного потенциала по соответствующим координатам (аДT_a), представляющим собой проекцию вектора Т_a на направление нормального магнитного поля Земли -- дифференцированием по направлению Т₀. Формула Пуассона лежит в основе почти всех расчетов аномального магнитного поля. [1]

Погрешность магнитной съемки и способы представления результатов

Контроль качества проведенных магнитных работ осуществляют путем постановки независимых контрольных наблюдений, выполняемых в объеме до 5 %, от общего числа точек, желательно другим прибором и оператором и обязательно в другое время, например в конце полевого сезона. Среднюю квадратическую погрешность работ определяют по стандартной формуле

где д -- разница основного и контрольного отсчетов на i-й контрольной точке; п --общее число контрольных точек.[1]

Полевая обработка результатов

Полевая обработка магнитометрических данных включала в себя ведение полевой документации, расчет приращений магнитного поля относительно контрольного пункта, снятие вариограмм поля и их графическое изображение, расчеты исправленных за вариации приращений магнитного поля, построение плана графиков аномального магнитного поля, оперативный контроль над качеством съемки по результатам контрольных измерений. Наблюдение вариаций магнитного поля за весь период полевых работ указывают, что естественные изменения поля приводит к колебанию его уровня в пределах 30 нТл с плавным последовательным изменением, причем градиент во времени редко превышает 8 нТл за 1 час. Интенсивное нарастание амплитуды поля происходит в утреннее (с 8.00 до 10.00 часов) и вечернее (с 18.00 до 21.00 часов) время. В дневное время уровень геомагнитного поля колеблется в пределах 10 нТл. Поэтому при проведении магниторазведочных работ возможен учет вариаций линейным способом по системам опорных пунктов, без существенного снижения точности.[6]

Выходная информация и её представление обработка

По результатам полевых наблюдений были получены планы графиков и планы изодинам индукции исходного аномального магнитного поля исследуемых участков. Эти материалы послужили отправной информацией для решения вопроса об информативности наземной магнитной съемки при прогнозировании сложнопостроенных ловушек углеводородов, в том числе и неантиклинального типа, на примере Крапивинского месторождения.[6]

4.4 Результаты магниторазведочных исследовании

Для анализа результатов магниторазведочных работ были использованы планы графиков, планы изодинам (рис. 7) индукции аномального магнитного поля, а также схемы распределения различных трансформант остаточного магнитного поля, (рис. 6) полученные на основе дисперсионного и спектрального преобразований для информативных компонентов.

Рисунок 7 Вырезка из плана изодинам магнитного поля Крапивинского месторождения[6]

Региональное магнитное поле получено в результате скользящего осреднения исходных магнитных данных.При обработке была использована серия радиусов осреднения, из которых предпочтение было отдано осреднению со скользящим окном 600 м. Обоснованием выбора данного окна анализа послужили результаты тестовой обработки по отдельным профилям, а также по площади района исследовании. Сравнительный анализ материалов, приведенных по данным осреднения с различными окнами показывает, что при больших размерах окна индивидуальные особенности поля, в частности зоны смещения и перегиба изолиний, нивелируются; само поле становится более гладким и его можно использовать только для выделения участков отрицательных и положитеьных аномалий, простирания их осей и районирования территории по самым общим признакам. Даже положение зон градиентов регионального магнитного поля из-за его гладкости оказывается смещенным. При малых радиусах осреднения, пригодных для разделения регионального и локального полей, региональное поле оказывается в достаточной степени дифференцированным по самым общим признакам и сохраняет важные для интерпретации индивидуальные особенности. Кроме того, малые размеры окна осреднения обеспечивают наименьшие потери информации в краевых частях профилей.

В результате анализа и обобщения полученных материалов был построен план изодинам регионального магнитного поля с сечением изолиний 10 нТл, пригодный для целей интерпретации (рис. 8).

Рисунок 8 Вырезка из плана изолиний относительной энергии остаточного магнитного поля в полосе частот 2 10^-1 км[6]

Региональное магнитное поле Крапивинского участка характеризуется достаточно большим интервалом изменения - от +100 нТл до "150 нТл. Главной его особенностью является ярко выраженная волнообразность, выраженная в последовательном чередовании положительных и отрицательных аномалий в направлении с юго-запада на северо-восток. Наименьшие значения индукция магнитного поля приобретает в 'центральной части площади (участок северо-восточного склона Западно-Крапивинского поднятия), а наибольшие - в северо-западной (Долгое поднятие) северо-восточной оконечности (собственно Крапивинское и Брусничное локальное поднятия). Здесь выделяется серия крупных по своим размерам положительных и отрицательных аномалий, имеющих согласованное северо-западное простирание и позволяющих районировать Крапивинское месторождение и сопредльные области на четыре основных блока. Размеры аномалий и соответствующих им блоков составляют в плане 7-12 км, сами аномалии отличаются сложной конфигурацией со значительными искажениями рисунка изолиний. Наибольшие искажения наблюдаются на севеpo-восточном фрагменте площади (район сочленения Крапивинского и Постниковского локальных поднятий), где наблюдается сочетание аномалии северо-западного и северо-восточного простираний.

Сопоставление полученного плана изодинам со структурной картой по горизонту IIа показывает, что само Крапивинское поднятие локализовано своей северной частью в зоне положительной аномалии и по своей конфигурации удовлетворительно сопоставляется со структурой магнитного поля.

В юго-западной части локальные купола Крапивинского поднятия сосредоточены в пределах отрицательной аномалии и имеют близкий по конфигурации контур. Это позволяет предположить, что данное поднятие приурочено к эрозионно-тектоническим выступам фундамента, имеющего на данном участке гетерогенную природу.

Основными элементами регионального магнитного поля являются положительные и отрицательные аномалии, зоны градиентов и зоны смещения и перегиба изолиний. В то время, как первые две приурочены обычно к областям пород различного литологического состава, последующие картируют границы этих областей, чаще всего тектонической природы. Данные элементы магнитного поля вынесены на схему результатов анализа.

Рисунок 9 Вырезка из схемы сопоставления геолого-геофизического материала с элементами прогноза нефтегазоносности[6]

Анализ полученной схемы элементов геомагнитного поля показывает, что они образуют закономерную блоковую систему с характерными северо-восточными и северо-западными простираниями. Размеры блоков составляют от 5 до 10 км в плане, что соответствует современным представлениям о тектонической структуре фундамента. При сопоставлении со структурным планом по горизонту Па необходимо отметить, что отдельные участки зон градиентов и зон смещения практически совпадают с характерными особенностями рисунка рельефа границы Па. Такое сочетание элементов магнитного поля и особенностей строения погребенного рельефа, учитывая унаследованность развития структур чехла, свидетельствует о тектонической природе и возможном сопоставлении элементов магнитного поля (зон градиентов и зон смещения изолиний) с участками тектонических нарушений, проникающих из фундамента в чехол.

Кратко суммируя полученные результаты, необходимо отметить, что наиболее четкими аномальными признаками являются поля распределения -носительных энергий локального магнитного поля в различных полосах частот (рис. 8), поле несущих частот магнитных сигналов и нормированная дисперсия.

Критические уровни, принятые для выделения аномальных зон трансформант локального магнитного поля, пространственно приуроченных к залежам углеводородов.

В целом на данной площади выделена серия комплексных аномалий, различных по своей конфигурации и ориентировке в плане. Основные из них локализованы на юго-западном склоне Крапивинского и северо-восточном склоне Западно-Крапивинского поднятий, имея определены структурный контроль и охватывая большинство продуктивных скважин. При сопоставлении с элементами регионального магнитного поля эти аномалии ограничиваются зонами предполагаемых разрывных нарушений. Вероятно, такая локализация аномалий связана с тем, что в формировании залежей углеводородов большое участие принимает тектоника фундамента. Сопоставление полученных комплексных аномалии с результатами бурения и испытания скважин показывают удовлетворительную сходимость" подтверждая правомерность принятой априорной модели распределения магнитных свойств пород в ореоле нефтяных месторождений (таблица 2). [6]

Таблица 2 Результаты сопоставления данных магнитной съемки и испытания скважин [6]

Положительный результат достигнут в большинстве случаев. Это показывает степень информативности полученного набора признаков и выделенных аномальных зон, а также возможности прогнозирования залежей углеводородов по данным высокоточной магниторазведки.

Заключение

В ходе работы над курсовым проектом была изучена Крапивинская площадь, приуроченная к Каймысовскому своду, Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

В геологической части работы изучено геологическое и тектоническое строение площади. Каймысовский свод относится к структуре I порядка, осложнённая более мелкими структурами II и III порядка. В тектоническом строении принимают участие терригенно-осадочные метаморфизованные образования мезозойской и кайнозойской систем. Промышленная нефтегазоносность установлена в двух песчаных пластах горизона Ю₁ васюганской свиты.

В геофизической части рассмотрен комплекс магниторазведочных работ на Крапивинской площади. Изучив основные магнитные свойства пород на исследуемой площади, установлена связь различных аномалий магнитного поля с определёнными геологическими образованиями. Для измерения необходимых параметров использовались высокоточные магнитометры, отработано 63 профиля, ориентированных вкрест простирания. Поле чего были построены планы изодинам, планы изолиний, схемы распределения различных трансформант остаточного магнитного поля, а также изолинии относительной энергии остаточного магнитного поля, схемы сопоставления геолого-геофизического материала с элементами прогноза нефтегазоносности.

Таким образом, анализ результатов магнитораз ведочных работ на сложнопостроенном Крапивинском местрождении свидетельствует о достаточно широких возможностях метода для целей локального нефтепрогноза. Основным условием его успешного применения является ориентированность процедур обработки и интерпретации на конкретный поисковый объект. Комплексирование

Стоит отметить, что магнитная съемка представляет собой один из наиболее экономически выгодных и экологически "чистых" методов, а также позволяет решить комплекс задач, связанных с исследование сложнопостроенных залежей углеводородов, в том числе и неантиклинального типа.

Список использованной литературы

1. Воскресенский Ю.Н. Полевая геофизика: учебник для вузов, РГУ Нефти и Газа -- М., Недра, 2010. -- 479 с.

2. Географические карты мира , http://map1.msk.ru/)

3. Гео Джет, http://geoget.ru/

4. Групповой рабочий проект № 413 на строительство эксплуатационных скважин Крапивинского месторождения / Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа ОАО "ТомскНИПИНефть", 2010г.

5. Кравченко Г.Г. автореферат Модель формирования продуктивных пластов горизонта Ю1 Крапивинского месторождения нефти (юго-восток Западной Сибири, 2010г.

6. Меркулов В.П. Отчёт о научно-исследовательской работе "Оценка возможностей магниторазведки при поисках углеводородов в неантиклинальных ловушках" / ВУЗ - ГЕОФИЗИКА, Томск, 1996г.

7. Стратиграфия нефтегазоносных бассейнов Сибири: В 9 кн. / Российская академия наук. Сибирское отделение; Институт геологии нефти и газа;Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья; Под ред. А. Э. Конторовича. -- Новосибирск : Изд-во СО РАН, 2000.

8. Сурков B.C. Тектоника юго-восточной части Западно-Сибирской низменности по геофизическим данным.- В кн.: Тектоника Сибири. Новосибирск, 1962, т.1, с.123-129.

Размещено на Allbest.ru