2.4. Неструктурные аномалии и слоисто-зональные фгм.

Но не только сильные структурные факторы, вызывающие значительные эффекты в аномальных полях могут характеризоваться наибольшей “общностью”. Необходимо отдать должное и неструктурным по своей природе аномалиям, обусловленным фациальным изменением одновозрастных отложений вдоль поверхности напластования – так называемым латеральным замещением - или фазовой дифференциацией флюида, насыщающего пустотное пространство коллектора: газ, нефть, вода; газ-вода и т.д.

Особенно резкий контраст физических свойств отмечается на контакте газ-вода, однако определенные их отличия наблюдаются и на поверхности раздела нефть-газ и нефть-вода. Газ является наиболее легким и низкоскоростным флюидом, вода наиболее тяжелым и высокоскоростным, нефть занимает промежуточное положение. Нефть и газ в отличие от воды не проводят электричества, нефть характеризуется диамагнитными свойствами, вода – парамагнитными. Однако, возникающие в связи с этими обстоятельствами аномалии в распределении геофизических полей сравнительно невелики: в гравитационном поле это в большинстве случаев локальные минимумы амплитудой в 1 –2 десятые доли миллигала, в магнитном первые единицы – десятки (до 10-20) нанотесл, в волновом поле в газосодержащих терригенных толщах скорость снижается не более чем на 25%, а в нефтесодержащих на 10% (в сравнении с водонасыщенными интервалами разреза). Такая слабая контрастность аномалий обусловлена прежде всего тем, что флюид занимает относительно небольшую часть общего объема породы-коллектора, определяемую его пористостью (до 30%, а зачастую и значительно меньше – до 10-15%). Кроме того, насыщение пор тем или иным флюидом нередко составляет не 100, а существенно меньшую величину - до 70%. Несложный расчет показывает, что дефект объемной плотности породы-коллектора, содержащего нефть (по сравнению с водоносным) при этом сравнительно невелик, и, в случае малой мощности коллектора и малого объема резервуара, аномалии Δg, например, становятся сопоставимы с погрешностью измерений. Надежность выявления таких слабых аномалий очень невелика и только их корреляция в различных геофизических полях, позволяет говорить о достоверности прогнозирования: чем мощнее совокупность использованных для прогноза независимых источников информации (геофизических полей), тем эта достоверность выше.

Уровень организации вещества в моделях, которые призваны отобразить неструктурные факторы, связанные с фациальным замещением или изменением характера флюида, насыщающего коллектор, т.е. латеральную и вертикальную зональность геологических напластований должен быть еще более высоким. Его можно назвать минералогическим и, в пределе, флюидальным. Таким образом, становится очевидным, что модели, аппроксимирующие реальные природные резервуары, могут характеризоваться крайним разнообразием и сложностью организации. Они должны включать в себя различные комбинации структурных и неструктурных неоднородностей, элементов субвертикальной и субгоризонтальной пространственной зональности, участки с различным фазовым составом флюида. Отсюда очевидна необходимость привлечения широкого комплекса независимых источников информации – геофизических методов – для опоискования реальных ловушек такой степени сложности и необходимость тщательной разработки методологических вопросов моделирования таких сложных объектов. Теоретические изыскания в этой области и реализующие их вычислительные схемы опираются на разработанные школой Б.А.Андреева – Ф.И.Хатьянова представления о слоисто-зональных ФГМ, отражающих изменчивость структуры, состава и флюидонасыщения геологической среды [4].

Слоисто-зональные ФГМ определяют вертикальную и латеральную зональность, а также общую структуру формирующихся от этих моделей геофизических полей. Многолетние исследования ученых геологов, геофизиков и геохимиков увенчались созданием обобщенной физико-химической модели нефтегазового месторождения слоисто-зонального уровня, о которой шла речь в гл.1 и в которой сочетается значительная часть перечисленных факторов.

Эта модель представлена на страницах нашей книги в виде рисунка с кратким комментарием в тексте; ее подробное обоснование и описание содержится в известной монографии [5], выпущенной группой сотрудников ВНИИЯГТ под редакцией Е.В.Каруса. Главным элементом модели является сама область залежи углеводородов (1), геометрический образ которой задан в виде антиклинальной ловушки. Очевидно, что этот образ мог быть задан в виде ловушки любого другого типа из описанных на страницах 4-8.