Прямые геофизические поиски нефти и газа
Косвенные геофизические поиски нефти и газа и, прежде всего, выявление ловушек являются необходимым, но недостаточным этапом разведки, поскольку только треть структур, выявленных геофизическими методами и проверенных поисково-разведочным бурением, оказываются промышленно нефтегазоносными. Поэтому важное значение имеет разработка способов прямых поисков (ПП) или оценка нефтегазоносности выявленных структур до вскрытия их скважинами. На разных этапах поисково-разведочных работ на нефть и газ с использованием самых совершенных техники, методики проведения и интерпретации результатов геофизических исследований при обязательном комплексировании сейсмо-, грави-, электро-, терморазведки, радиометрии и геохимических методов проблема прямых поисков, в принципе, может быть решена.
Основанием для возможности и осуществления прямых поисков является то, что физические свойства нефтегазонасыщенных залежей, а также подстилающих и перекрывающих их пород различаются между собой и отличаются от свойств пород аналогичных структурно-литологических этажей тех районов, где нефти и газа нет. Это объясняется тем, что присутствие углеводородов формирует следующие дополнительные физико-геологические неоднородности как в самой залежи, так и вокруг нее и особенно над ней (вплоть до земной поверхности): разуплотнение пород; растворение некоторых минералов и окисление углеводородов, приводящее к возникновению вторичных минеральных образований в порах и трещинах, например, пирита и др.; изменение минерализации подземных вод; образование вокруг залежи субвертикальных зонально-кольцевых физико-химических и деформационных полей, а над залежью - " столбов " пород с измененными физико-химическими свойствами.
Установлено, что в нефтегазонасыщенных коллекторах, а иногда и в перекрывающих породах, уменьшается акустическая жесткость ( 
) за счет снижения скорости ( 
) распространения продольных волн и уменьшения плотности ( 
). В результате получаются отражения упругих волн от водонефтяного и газоводяного контактов. Кроме того, наблюдается аномальное затухание (поглощение) упругих волн как в нефтеносных, так и в большей степени в газоносных породах, что ведет к появлению аномалий в волновом поле.
Над нефтегазовой залежью на фоне обычно наблюдаемого гравитационного максимума за счет антиклинальных структур и более высокой плотности подстилающих водоносных пород могут быть получены локальные минимумы поля силы тяжести малой амплитуды (0,05-1 мГал). Они обусловлены разуплотнением пород, вмещающих нефть и газ и перекрывающих их, из-за наличия углеводородов и повышения пористости, разрушенности пород в сводах антиклиналей. Вследствие немагнитности нефтегазонасыщенных пород они иногда выделяются отрицательными локальными магнитными аномалиями с амплитудой от единиц до сотен нанотесла.
Достаточно эффективными методами для прямых поисков нефти и газа иногда оказываются электрические и электромагнитные зондирования (ВЭЗ, ВЭЗ-ВП, ЗСБ) в комплексе с сейсморазведкой. Обусловлено это тем, что нефтегазонасыщенные коллекторы выделяются повышенными по сравнению с окружающими породами удельными электрическими сопротивлениями. Это объясняется рядом факторов. Во-первых, более высоким сопротивлением самих нефтегазоносных пластов за счет наличия непроводящих ток нефти и газа в породах высокой пористости. Во-вторых, более низкой минерализацией подземных вод (в контуре нефтеносности) и их специфическим химическим составом. В-третьих, уплотнением пород за счет высокого пластового давления, а также карбонатизации пород. Возможны и другие причины, увеличивающие, а иногда уменьшающие удельное электрическое сопротивление продуктивной толщи.
При комплексировании электромагнитных зондирований с сейсморазведкой и бурением совместную интерпретацию проводят следующим образом. В результате интерпретации кривых зондирований с высокой точностью получают лишь параметры эквивалентности нефтегазоносной толщи. В зависимости от типа разреза это могут быть продольная проводимость ( 
), поперечное сопротивление ( 
) или мощность толщи ( 
). По данным сейсморазведки или бурения определяется более точно h, поэтому для той же толщи можно получить величину ее сопротивления ( 
, или 
), которая является диагностическим признаком нефтегазоносности.
На некоторых нефтяных и газовых месторождениях в контуре нефтеносности и над залежью параметры поляризуемости становятся несколько выше, чем вокруг залежи. Это обусловлено наличием вкрапленности мелкокристаллического пирита и других продуктов окисления, образующихся за счет миграции и окисления углеводородов залежи. Поэтому при площадных наблюдениях методом вызванных потенциалов на постоянном токе (ВЭЗ-ВП) и частотно меняющемся поле (ЧЗ-ВП) по аномально высоким значениям параметров ВП можно оконтурить залежь. К сожалению, небольшие аномалии ВП могут получаться над бывшим месторождением, из которого нефть и газ мигрировали или выработаны.
Над многими нефтяными и газовыми месторождениями наблюдаются радиометрические и геохимические аномалии: минимумы гамма- и бета-активности, уменьшение содержания сорбированного урана, хрома, никеля и других тяжелых элементов. Причиной этого является поглощение их потоком углеводородов, распространяющихся от залежи. На некоторых месторождениях нефти и газа за счет конвекционного перемещения флюидов и газов наблюдаются положительные аномалии температуры (1-2 
С) при измерении в неглубоких (1-2 м) шпурах на земной поверхности.
В целом поиски и разведка нефти и газа методами нефтяной геофизики являются сложным, перспективным, дорогим направлением геофизики, требующим выбора для каждого района своих комплексов геолого-геофизических методов и совместной интерпретации данных с помощью ЭВМ.
Даже на эксплуатируемых месторождениях нефти и газа, например, с помощью так называемой четырехмерной (4- D) сейсморазведки, когда площадные наблюдения по осям x, y, z проводятся периодически через разное число месяцев ( 
), можно осуществлять мониторинг, т.е. изучать изменения физических условий месторождения, происходящие в ходе откачки нефти и газа.