курс_специалитет_2014.doc. курс_специалитет_2014. Лекция 1 Тема Введение Предмет геофизики Геофизика (Ге ge Земля и physike физика основы естествознания)
 Скачать 341.83 Kb.
|
Естественная радиоактивностьСамопроизвольный распад неустойчивых атомных ядер, спонтанно превращающихся в ядра других элементов и сопровождающийся испусканием альфа-, бета-частиц, гамма-квантов и другими процессами, называется естественной радиоактивностью. Известно более 230 радиоактивных изотопов различных элементов, называемых радиоактивными нуклидами (радионуклидами). Радиоактивность тяжелых металлов с порядковым номером в таблице Менделеева, большим 82, сводится к последовательным превращениям одних элементов в другие и заканчивается образованием устойчивых нерадиоактивных изотопов. Основными радиоактивными рядами или семействами тяжелых элементов являются ряды урана-238, урана-235, тория-232. Перечисленные элементы (их называют материнскими радионуклидами) являются родоначальниками семейств и относятся к долгоживущим: у них период полураспада, т.е. время, необходимое для того, чтобы число атомов уменьшилось вдвое, составляет 4,5*109; 7,13*108; 1,39*1010 лет соответственно. В состав семейств урана входят такие дочерние радионуклиды, как радий (T1/2= 1620 лет) и самый долгоживущий радиоактивный газ - радон (T1/2= 3,82 cут). Конечным продуктом превращений урана является нерадиоактивный радиогенный свинец. Каждое радиоактивное ядро распадается независимо от других ядер. Количество ядер dN, распавшихся за бесконечно малый промежуток времени dt, пропорционально числу еще не распавшихся атомов N к моменту времени t:  , где λ- постоянная распада – коэффициент, характеризующий вероятность распада ядра в единицу времени. Размерность λ время-1 (с-1, год-1 и т. д). Знак минус указывает на то, что с течением времени число ядер уменьшается. Количество нераспавшихся атомов в начальный момент времени t=0 обозначается как N0, тогда:  . Произведение λN характеризует скорость радиоактивного распада, называемую радиоактивностью или активность А:  Единицей в системе СИ выступает беккерель (Бк), в честь Александра Эдмонда Беккереля впервые обнаружившего радиоактивность в 1896 году при исследовании солей урана. Кроме радиоактивных семейств, имеются одиночные радионуклиды, в которых радиоактивный распад ограничивается одним актом превращений. Среди них наиболее распространен калий-40 (T1/2= 1,4*109 лет). В целом в земной коре повышены концентрации следующих трех радиоактивных элементов: урана (2,5*10-4 %), тория (1,3*10-3 %) и калия-40 (2,5 %). Поэтому в радиометрии изучают только эти элементы. Они находятся в горных породах в рассеянном состоянии в виде изоморфных примесей и самостоятельных минералов. Радиоактивность минералов и горных пород.Радиоактивность горных пород и руд тем выше, чем больше концентрация в них естественных радиоактивных элементов семейств урана, тория, а также калия-40. По радиоактивности (радиологическим свойствам) породообразующие минералы подразделяют на четыре группы.
В этой классификации радиоактивность соседних групп возрастает примерно на порядок. Радиоактивность горных пород определяется, прежде всего, радиоактивностью породообразующих минералов. В зависимости от качественного и количественного состава минералов, условий образования, возраста и степени метаморфизма их радиоактивность изменяется в очень широких пределах. Радиоактивность пород и руд по эквивалентному процентному содержанию урана принято подразделять на следующие группы:
К практически нерадиоактивным относятся такие осадочные породы, как ангидрит, гипс, каменная соль, известняк, доломит, кварцевый песок и др., а также ультраосновные, основные и средние породы. Средней радиоактивностью отличаются кислые изверженные породы, а из осадочных - песчаник, глина и особенно тонкодисперсный морской ил, обладающий способностью адсорбировать радиоактивные элементы, растворенные в воде. В целом в гидросфере и атмосфере содержание радиоактивных элементов ничтожно мало. Подземные воды могут иметь разную радиоактивность. Особенно велика она у подземных вод радиоактивных месторождений и вод сульфидно-бариевого и хлоридно-кальциевого типов. Радиоактивность почвенного воздуха зависит от количества эманаций таких радиоактивных газов, как радон, торон, актинон. Ее принято выражать коэффициентом эманирования пород (Cэ), являющимся отношением количества выделившихся в породу долгоживущих эманаций (в основном радона с наибольшим Т1/2) к общему количеству эманаций. В массивных породах Cэ = 5 - 10%, в рыхлых трещиноватых Cэ = 40 - 50 %, т.е. Cэ увеличивается с ростом коэффициента диффузии. Кроме общей концентрации радиоактивных элементов, важной характеристикой радиоактивности сред является энергетический спектр излучения или интервал распределения энергии. Как отмечалось выше, энергия альфа-, бета- и гамма-излучения каждого радиоактивного элемента либо постоянна, либо заключена в определенном спектре. В частности, по наиболее жесткому и проникающему гамма-излучению каждый радиоактивный элемент характеризуется определенным энергетическим спектром. Например, для урано-радиевого ряда максимальная энергия гамма-излучения не превышает 1,76 МэВ (меггаэлектрона-вольт), а суммарный спектр 0,65 МэВ, для ториевого ряда аналогичные параметры составляют 2,62 и 1 МэВ. Энергия гамма-излучения калия-40 постоянна (1,46 МэВ). Таким образом, по суммарной интенсивности гамма-излучения можно оценить наличие и концентрацию радиоактивных элементов, а анализируя спектральную характеристику (энергетический спектр), можно определить концентрацию урана, тория или калия-40 в отдельности. Физические свойства пластовых вод, нефти и газа В порах породы содержатся в основном свободная и связанная вода, или прочносвязанная и рыхлосвязанная. Свободная вода в породе пред ставлена капиллярной и гравитационной, удерживаемыми в порах силами капиллярного поднятия. Физически связанная вода пред ставлена водой, находящейся на поверхности твердого тела и удерживаемой силами молекулярного сцепления. Плотность прочносвязанной воды нам ного выше плотности свободной воды и достигает 1,74 г/см3. Температура замерза ния ее минус 78 °С, а по некоторым данным, даже минус 180°С. Прочносвязанная вода харак теризуется низкими теплоемкостью и диэлектрической проницаемостью. Воды нефтяных и газовых месторождений (пластовые воды) по химическому составу делятся на два типа: хлор-кальциевые и щелочные. Основная составляющая хлор-кальциевых вод - это хлориды щелочей; доминирует хлористый натрий. Щелочные воды представляют собой растворы хлоридов и карбонатов ще лочных металлов различных соотношений. Количество остаточной воды в порах может колебаться от 5 до 65%. Степень заполнения пор водой характеризуется коэффициентом водонасыщенности kB. Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за единицу. Выше и ниже этой температуры плотность воды меньше. Поскольку воды в осадочных породах содержат различные соли, то их плотность обычно выше единицы. Содержание солей колеблется от 1 до 300 г/л и более. Соленость морской воды составляет в среднем 35 г/л. В зависимости от количества растворенных в воде солей ее плотность изменяется от 1 до 1,26 г/см3. С увеличением давления плотность воды увеличивается, тогда как рост температуры приводит к ее уменьшению. Удельное электрическое сопротивление пластовых вод опреде ляется количеством растворенных в ней солей, температурой и дав лением; оно изменяется от 10-2до 103 Ом*м. То есть изменяется в очень широких пределах. Удельное электрическое сопротивление дистиллированной воды равно 2-105 Ом-м, Диэлектрическая постоянная для воды равна 81. С увеличением температуры растворов удельное сопротивление уменьшается. При этом понижение сопротивле ния определяется концентрацией растворенных в воде солей. Максимальное изменение сопротивления в за висимости от давления наблюдается для раство ров солей СаС12 и MgS04. Поскольку в пластовых водах содержание NaCl составляет более 90 % от общего количества растворенных солей, изменение удельного сопротивления для реальных величин пластового давления не превышает 5—8 %. Распространение звука в жидкостях представ ляет собой адиабатический процесс. В дистиллиро ванной воде при температуре 20 °С скорость звука равна 1480 м/с. С увеличением давления и мине рализации раствора скорость продольных волн увеличивается. С ростом температуры до 80—100 С° скорость увеличивается, а при более высоких температурах — уменьшается. В пресной воде скорость звука изменяется от 1404 м/с при Т = 0 °С до 1534 м/с при Т = 35 °С. Нефть является смесью жидкости (С5Н2 → С16Н34), газа (углеводороды СН4 → С4Н34) и твердых веществ (С17Н36 → С15Н72 — парафины и церезины). В основном нефть состоит из 84—86% углерода и 11—14% водорода. Плот ность нефти колеблется от 0,76 до 0,96 г/см3 (Т = 20 °С) и зависит от соотношения указанных составных частей. Плотность древних нефтей почти всегда меньше плот ности нефтей молодых месторождений. С увеличением вязкости сжимаемость уменьшается. Удельное электрическое со противление нефтей достигает 1016 Ом-м. Диэлектрическая постоянная равна 2. Скорость распространения сейсмических волн в нефтях меньше, чем в воде, и изменяется от 1300 до 1400 м/с. С увеличением плотности нефти на 0,01 г/см3 скорость ультразвука увеличивается на 7 м/с. Углеводородные газы, растворимость которых в нефти весьма значительна, являются причиной изменения физических параметров нефти. Коэффициент поглощения нефти зависит от квадрата частоты ультразвука и вязкости нефтей. Коэффициент поглощения ультразвука в нефтях в пять раз больше, чем в воде. Причем так же, как и для воды, коэффициент воплощения пропорционален квадрату частоты. Природный газ в нефтегазовых месторождениях в основном состоит из метана, более тяжелых летучих углеводородов и небольшого количества азота. Сухие газы содержат 90—99 % метана (остальная часть — азот). Почти все природные газы в нормальных условиях (0,1 МПа, 20 °С) устойчивы и только пентан легко переходит в жидкое состояние. Относительная плотность метана по воздуху равна 0,554, изобутана 2,006. Для сухого воздуха плотность равна 0,00128, для метана 0,000677, для этана 0,00127 г/см3. Максимальная относительная плотность из газообразных компонентов нефти у гептана (3,459). Критическая температура (при которой газ не переходит в жидкое состояние независимо от давления) изменяется для различных природных газов: от 126,1 К (минус 147,06°С) для азота и до 540,2 К (267,04 °С) для гептана. Скорость распространения ультразвука при нулевой температуре и давлении 0,1 МПа в сухом воздухе составляет 332 м/с, в метане 500 м/с, азоте 338 м/с, в углекислом газе 261 м/с, в кислороде 316 м/с. Лекция №4 Тема: Использование данных гравиразведки при поисках месторождений углеводородов. Гравиразведка Выводы о природе гравитационных аномалий и пространст венной связи с ними структур в осадочной толще основываются на качественной и количественной интерпретации аномалий гра витационных полей. Качественная интерпретация состоит из анализа простираний, форм, градиентов, знака и амплитуд аномалий. Этот анализ проводится отдельно по карте аномалий магнитного поля и по карте аномалий гравитационного поля. Затем результаты этого анализа сопоставляются, так как на формирование магнитного поля оказывает влияние в основном фундамент, а на гравитационное поле — строение осадочной толщи и фундамент. В связи с этим в гравитационном поле фик сируются такие его особенности, которые лишь частично прояв ляются или могут совсем не проявиться в магнитном поле. Качественная интерпретация аномалий потенциальных полей за канчивается сопоставлением их характеристик с имеющимися геологическими данными по району, т. е. геологической интерпре тацией этих геофизических данных, для того чтобы сделать опре деленные геологические выводы. На карте поля силы тяжестиотражается гравитационное влияние всех ано мальных масс, залегающих ниже физической поверхности Земли. Эти аномальные массы характеризуются разными глубинами залегания, протяженностью и размерами. В связи с этим при геологической интерпретации аномальных потенциальных полей вводится понятие регионального фона и локальных аномалий. Принято называть региональным фоном плавно меняющееся поле, связанное с более глубокими массами, чем объект поисков. Естественно, что это понятие носит условный характер. Существует много методов, позволяющих подчеркнуть локальные аномалии или выделить их в гравитацион ном и магнитном полях. Эти методы разделения или транс формации потенциального поля делятся на две обширные группы. В практике интерпретации нашли широкое применение два способа вычисле ния регионального фона — способ осреднения (А. Н. Тихонов, Ю. Д. Буланже, 1945 г.) и способ пересчета (продолжения) поля Δgна плоскости, расположенные выше уровня приведения (Б. А. Андреев, 1947 г.). В способе осреднения строится палетка в виде серии концентрических окружностей или используется квадратная палетка с постоянным шагом. Значение региональной аномалии в центре палетки вычисляется как сумма взятых с определенным весом значений Δgв ее узлах. Вторая группа методов основана на свойстве вертикальных производных аномалий Δgподчеркивать мелкие, неглубоко зале гающие объекты. Напомним, что Δgесть первая вертикальная производная гравитационного потенциала dU/dz = g, а в методах этой группы трансформаций вычисляются более высокие верти кальные производные — dg/dz = Uzzи d2g/dz2 = Uzzz. При этом большое влияние необходимо уделять параметрам трансформации (шагу палетки и ее размеру), так как при вычислении высших производных возможно появление множества ложных аномалий, не имеющих геологического смысла. Поиски месторождений нефти и газа включает в себя обширный комплекс геолого-геофизических исследований, в которых гравиразведка играет значительную роль. Ее место, основные задачи, особенности подхода многообразны ввиду большого различия физико-геологических условий поисков нефтегазовых месторождений. Представим модель основных залежей нефти и газа различного типа в нефтегазоносных бассейнах, прошедших рифтовую стадию развития. Формирование ловушек здесь определяется совокупностью пересекающихся продольных и поперечных разломов, образующих сложную систему горстовых и моноклинальных блоков, грабенов и других форм. С моноклинальными блоками могут быть связаны тектонически и стратиграфически экранированные залежи. Над ними или на склонах возможны залежи литологического типа, связанные с линзами песчаников, а также рифогенными и карбонатными образованиями. Еще выше по разрезу над блоками фундамента располагаются ловушки и соответственно залежи антиклинального типа. В последнее время указывается на значительные перспективы обнаружения глубинных ловушек связанных с надвиговыми дислокациями. Над породами фундамента, дорифтового и в нижней части рифтового комплексов, возможно наличие соленосных отложений. С соляными структурами могут быть связаны залежи нефти и газа как антиклинального, так и неантиклинального типов. Выше соленосных отложений, в верхней части рифтового и послерифтового комплексов, не связанных с воздействием разломно-блоковой тектоники, распространены ловушки и залежи антиклинального типа. Сейчас остро стоит вопрос о поисках залежей неантиклинального типа, подсолевых, а также глубокозалегающих (более 4,5 км) залежей, непосредственно связанных с особенностями строения фундамента.
Накопленный опыт показывает, что большинство антиклинальных структур, рифов и других ловушек вполне уверенно отличается современной гравиразведкой с помощью съемок масштабов 1:25000 и 1:50000. Однако гравиразведка не может самостоятельно готовить эти структуры к бурению. И, наконец, гравиразведка способно непосредственно выявить или прогнозировать нефтегазовые залежи. Изучение поверхности и блокового строения фундамента Прежде всего, знание положения и формы поверхности фундамента позволяет судить о мощности осадочной толщи и тем самым прогнозировать общие перспективы нефтегазоносности исследуемых территорий. Далее, знание блокового строения фундамента позволяет выявить нефтегазоперспективные ловушки в низах осадочной толщи, а также структуры и залежи, вышезалегающих отложениях. По сведениям о разломах и их отражениях в осадочной толще можно судить о путях миграции углеводородов и тем самым оценивать перспективы нефтегазоносности площадей над отдельными блоками. Способ КФС (квазидетерминированных функциональных связей) Способ КФС основан на наличии в среде одного опорного горизонта, залегающего на глубине H. Считается, что наблюдаемое гравитационное поле Δgскладывается из двух основных составляющих: локальной Δgли региональной Δgр, т.е. Δg= Δgл+ Δgр. При этом Δg определяется выражением Δgл=αh, h = H –Ħ, где h– вариации глубин опорного горизонта; Ħ – среднее значение глубины опорного горизонта; α – параметр связи, характеризующий гравитационную активность опорного горизонта. Параметр связи α в общем случае определяется рядом факторов: перепадом плотности, плотностной неоднородностью пород выше и ниже исследуемого горизонта и т.д. Все это делает связь Δgл с h не детерминированной, а статистической или точнее, квазистатистической или, точнее, квазидетерминированной, откуда и название способа. Величина H определяется по формуле  .Для определения коэффициента α необходим эталонный участок и известными значениями H в отдельных точках и Δg в них. Обычно используют значения H, полученные по данным сейсморазведки частично бурения. По эталонному массиву находится коэффициент α. Блоковое строение Изучение блокового строения фундамента начинается с выявления и прослеживания в нем основных разломов. Эта задача решается довольно успешно без привлечения дополнительной информации или при ее небольшом количестве. Любое нарушение сплошности пород, будь то трансконтинентальный разлом или трещина – во всех случаях зона нарушения характеризуется определенной степенью дефицита плотности. Поэтому в гравитационном поле практически всегда отражается любое нарушение. По отрицательным линейно-вытянутым локальным аномалиям гравитационного поля, трассируются фрагменты зон разрывных нарушений. Изучение соленосных отложений С куполами связываются значительные запасы нефти и газа, выявление которых определяется, в первую очередь, знанием формы куполов по гравитационным данным является метод подбора, который в настоящее время в значительной мере автоматизирован. И реализован на различных математических основах. Е.Г.Скорняковой и другими для северо-западной части бортовой зоны Прикаспийской впадины было установлено, что плотность соленосных отложений существенно зависит от ее мощности: чем меньше мощность, тем больше плотность. Пределы ее изменения 2,15-2,5 г/см3. Причем зависимость плотности от мощности близка к линейной. Латеральной изменение плотности обусловлено обогащением уменьшающихся по мощности соленосных отложений более плотным карбонатно-сульфатным материалом. Антиклинальные структуры Антиклинальные структуры – наиболее простые в поисковом отношении нефтегазоперспективные ловушки до сих пор имеют важное значение в деле поисков месторождений нефти и газа. Основным методом их поисков была и остается сейсморазведка. Гравиразведка может оказать существенную помощь сейсморазведке при выявлении участков с возможным наличием антиклинальных структур. Накопленный материал свидетельствует, что большинство антиклинальных структур, включая и пологие, отображаются в наблюдаемых гравитационных полях в виде положительных или отрицательных аномалий (в отдельных случаях) от нескольких десятков миллигала до 3 -5 мГал и больше. Однако, несмотря на заметную величину аномалий, часто выделение их от структур из наблюдаемых полей сопряжено со значительными трудностями из-за наличия искажающих факторов, особенно в верхней части разреза, которые требуют специального учета. Неструктурные ловушки К неструктурным или неантиклинальным ловушкам относятся в основном ловушки литолого-стратиграфического и тектонического типов, а также рифы. При поисках ловушек неструктурного типа геофизическими методами имеют существеннейшие отличия от поисков ловушек структурного типа. Прежде всего, сейсморазведка оказалась не столь эффективна, как при поисках антиклинальных структур. Свои трудности есть и в гравиразведке. Во-первых, слабо разработаны соответствующие плотностные модели неструктурных ловушек, во-вторых, гравитационные эффекты от ловушек обычно невелики. Составляя первые десятые доли миллигала, в наблюдаемом поле они проявляются слабо, причем самым различным образом, часто в виде полого клина. Такие аномалии сложнее обнаружить и выделить из наблюдаемых полей, чем аномалии от антиклинальных структур. Чаще всего гравиразведка используется для выявления зон, например замещения, где возможно наличие подобных ловушек. Различного рода неструктурные ловушки обязаны своим генезисом преимущественному развитию в нефтегазоносных комплексах разрывных нарушений. Зона разлома представляет собой ослабленный участок с повышенной трещиноватостью, характеризующийся дефицитом плотности, и отражающийся в поле Δg отрицательными линейно-вытянутыми локальными аномалиями различной интенсивности. Проще обстоит дело с поисками рифов. Аномалии силы тяжести, обусловленные рифами, довольно разнообразны как по форме, так по величине и знаку. Они определяются, прежде всего, условиями образования и нахождения рифов. Так если рифовые тела с плотностью 2,5 г/см3 залегают в толще соли с плотностью 2,1-2,3 г/см3 , то они могут привести к положительным аномалиям до 1-2 мГал и более. Довольно часто пористые рифовые тела находятся в толще известняков. Тогда плотность может быть меньше плотности известняков на 0,3-0,4 г/см3 , вследствие чего появляются относительные отрицательные аномалии примерно таких же по величине, как и в первом случае. Третий тип рифов развит в толще глинистых сланцев, плотность которых близка к плотности рифов, что естественно, не может служить причиной возникновения заметных аномалий. Однако часто в результате особенностей роста глинистые сланцы выше рифа и с боков уплотнены, причем зоны уплотнения могут прослеживаться по всему разрезу вверх. В результате этого могут возникнуть положительные аномалии, измеряемые первыми десятыми долями миллигала. Прогнозирование месторождений нефти и газа Под прямыми поисками понимается поиски, основанные на выявлении геофизических и других эффектов, обусловленных или непосредственно залежами нефти и газа или геологическими образованиями, возникшими под действием углеводородов. Сейчас все чаще вместо термина «прямые поиски» используется термин «прогнозирование залежей нефти и газа или просто нефтегазоносности». Залежи нефти и газа приводят к появлению в гравитационном поле относительных отрицательных аномалий силы тяжести, достигающих иногда больших значений. В основном же аномалии составляют первые десятые доли миллигала. Теоретические расчеты показывают, что нефтяные залежи суммарной мощностью 100 м, находящиеся на глубинах 1-3 км, могут создавать гравитационные аномалии до 0,3-0,4 мГал, а газовые залежи той же мощности до 0,7-0,8 мГл. Однако результаты полевых работ расходятся с теоретическими расчетами. Наибольшие трудности применения гравиразведки связаны с выделением аномалий силы тяжести от нефтегазовых залежей из наблюдаемых гравитационных полей. Так как гравитационные поля над месторождениями нефти и газа обусловлены различными факторами, основными из которых помимо залежи является:
Эти факторы могут привести к тому, что эффекты залежи будут в значительной мере затушеваны. Поэтому их обнаружение и выявление требует специальной обработки исходных данных. На первых порах решение задачи шло по пути исключения влияния всех имеющихся гравитирующих факторов, в том числе и структурного. Оставшиеся после этого аномалии Δg приписывались нефтегазовой залежи. Прием довольно прост, физически вполне ясен, однако на практике широкого применения не получил ввиду необходимости знания плотностной характеристики разреза с большой полнотой. В процессе разработки проблемы было предложено значительное число других приемов, в частности, связанных с преобразованием или трансформацией гравитационных полей. Метод полного нормированного градиента Основой метода является оператор Gн – оператор полного нормированного градиента.  , где М – число точек, в которых задана функция Δg на участке или профиле длиной L, v – показатель степени, обычно принимающий значения 1,2,4, 6 … Как видно из формулы числитель является полным вертикальным градиентом силы тяжести в точке с координатами (x,z) вертикальной плоскости, проходящей через профиль наблюдений. Знаменатель представляет собой среднее значение полного вертикального градиента на некотором горизонтальном уровне z, в том числе и на профиле наблюдений при z=0, определенной длины и имеющем M точек наблюдений. Таким образом, получаем особые точки, полученные, в результате деления пересчитанных значений полного вертикального градиента на среднее значение полного вектора градиента на каждом уровне пересчета. Результаты расчетов Gн часто удобно изображать не в идее графиков Gн (x, z) на различных уровнях z, а виде полей Gн представляющих собой систему изолиний. Геологические структуры типа антиклиналь по поле Gн (x, z) отмечается положительными аномалиями с одним максимумом, расположенным около основания тела. В отдельных случаях возможно отображение и в конце структур, где будут находиться сравнительно небольшие максимумы помимо основного в центре. Иная картина при присутствии нефтегазоносной залежи. Вместо одного максимума, как для однородной антиклинали, имеются два максимума, расположенные по краям структуры, несколько ниже залежи. Между максимума отмечается минимум, центр которого близко расположен к залежи. Методика «ГОНГ» Как замечено многими исследователями, месторождения углеводородов отображаются в поле силы тяжести локальными минимумами с амплитудой 0,10-0,15 мГал. Это обусловлено тем, что замещение в проницаемом коллекторе пластовых вод на углеводороды вызывает уменьшение плотности. Но необходимо обращать внимание на тот факт, что локальные минимумы могут быть обусловлены и другими причинами (карст, мелкие разрывные нарушения осадочного чехла). По прямолинейным участкам профилей были построены карты графиков Δg. На графиках аномалий силы тяжести выделялись положительные аномалии, осложненные относительными минимумами, интенсивностью от первых сотых до 0,2 мГала, определяемые по зонам резких изменений горизонтальных градиентов. Эти положительные аномалии интерпретировались как антиклинальные структуры, а относительные минимумы объяснялись влиянием вторичных процессов в залежах углеводородов и выше по разрезу. Методика А.И.Волгиной. Прогнозирование залежей нефти и газа по вариациям силы тяжести. Экспериментально установлено, что над залежами нефти и газа гравитационное поле меняется во времени. Это явление может быть объяснено нестабильностью термодинамических условий в земной коре под воздействием причин тектонического и техногенного характера, что в случае нефтегазонасыщенных структур приводит к изменению их газонасыщенности и соответственно плотности и гравитационного поля над ними. Причем, изменение газонасыщенности пород происходит не только в самой залежи, но и в вышезалегающих породах, что особенно интенсивно проявляется при прорывах УВ через покрышку. Внутри залежи возможны два механизма изменения плотности пород. В первом случае, когда масса УВ в залежи остается постоянной, изменение плотности пород в ловушке происходит за счет сжатия и расширения УВ под воздействием термодинамических процессов. При сжатии УВ происходит приток дополнительной массы пластовой воды в ловушку, а при их расширении часть воды вытесняется из ловушки.
Вариации силы тяжести, связанные с этим процессом, характерны практически для всех видов залежей с газонефтеводяными контактами. Их амплитуда и периодичность будут зависеть от интенсивности и периодичности геодинамических процессов и размеров залежи. Другой механизм изменения плотности пород связан с изменением массы УВ в залежи. Это возможно при поступлении дополнительной порции УВ в залежь или эмиграции их из залежи, например при прорыве газа через покрышку или отборе УВ при эксплуатации месторождения. Здесь изменение плотности связывается с замещением в порах и трещинах пород флюидов одной плотности на другую (более легких газа и нефти на воду или наоборот). На основе выполненных исследований было рекомендовано использовать повторные гравиметрические наблюдения. Лекция № 5 |