СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В РАЗРЕЗАХ СКВАЖИН Российский патент 1996 года по МПК G01V9/00 

Изобретение относится к области газонефтяной геологии, в частности к выявлению и изучению нефтеносности пластов в разрезах поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ.

Известен способ прогноза и выявления нефтеносности горных пород, включающий бурение скважин, отбор образцов горных пород, проведение геофизических исследований скважин (ГИС), интерпретации данных исследований образцов и ГИС, испытание скважин с целью получения притока нефти (В.Н. Дахнов. Геофизические методы изучения нефтегазоносности коллекторов. М. Недра, 1975 г. 344 с.).

Однако указанный способ прогноза нефтеносности не позволяет оперативно выявлять интервалы разреза как нефтеносные в процессе бурения скважин из-за необходимости оценки фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по данным исследований образцов, проведения методов ГИС в скважине, оценки характера насыщения пород по данным комплекса ГИС. Кроме того, осуществление известного способа связано с необходимостью получения достоверной дополнительной информации.

Наиболее близким к предлагаемому является способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин, включающий сплошной отбор в процессе бурения скважины из перспективного на обнаружение нефти интервала глубин керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, формирование дискретной выборки образцов, перекрывающей весь перспективный интервал глубин, последовательное исследование образцов, образующих выборку, методом электронного парамагнитного резонанса (ЭПР) и определение фонового и повышенного содержания в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией (Р.Н. Насиров. Парамагнетизм нефтей и пород Прикаспия. М. Недра, 1993 г. с. 112-120).

Недостатком указанного способа является невозможность количественной оценки степени восстановления двухвалентного марганца (Mn²⁺) относительно общего марганца (Mn) путем изменения отношения содержания Mn²⁺ (в ион/г) к содержанию Mn (в ион/г) в одних и тех же образцах горных пород.

Предлагаемый способ направлен на повышение достоверности прогноза залежей нефти.

Это достигается тем, что в тех же образцах горных пород определяют фоновое и повышенное содержание общего марганца методом рентгено-структурного флюоресцентного анализа (РСФА), выделяют образцы с повышенным содержанием общего и двухвалентного марганца, определяют меру степени восстановления марганца по величине R отношения содержания двухвалентного марганца к содержанию общего марганца и фиксируют образцы пород, для которых величина 0,01 < R ≅ 1, а интервалы глубин, соответствующие образцам с указанным диапазоном изменения величины R, рекомендуют к испытаниям для получения притоков нефти.

Выполнение перечисленных операций обеспечивает на количественном уровне оценку степени восстановления геологической среды (образцов горных пород) по величине R отношения содержания Mn²⁺ к Mn, а использование метода РСФА обеспечивает определение величины R, причем чем ближе отношение R к единице, тем более вероятно наличие залежи нефти.

Сущность способа заключается в следующем.

Установлено, что для нефтяных месторождений характерны изменения окислительно-восстановительной обстановки, в первую очередь приводящие к изменению минералогического состава горных пород-коллекторов нефти. Поэтому важно выявление и изучение физико-химических свойств некоторых породообразующих элементов, например Mn²⁺ (двухвалентного марганца), который является наиболее информативным индикатором (в совокупности с Fe²⁺ и др.) изменений в терригенных горных породах-коллекторах, содержащих нефть в промышленных масштабах. Корреляционная связь Mv²⁺ с другими металлами и их соединениями, являющимися индикаторами наличия нефти в горных породах-коллекторах, доказана проведенными ранее исследованиями. Таким образом, установленная связь повышенных содержаний Mn²⁺ в горных породах с их нефтеносностью является необходимым и достаточным условием для прогноза нефтеносности терригенных разрезов скважин, бурящихся на нефть и газ.

С точки зрения теории ЭПР ионы Mn²⁺ могут быть разделены на две группы, отличающиеся симметрией кристаллических решеток, в которые они внедрены: спектры типа а) относятся к иону, находящемуся в решетке кубической симметрии, а спектры типа б) к искаженной кубической решетке. Высокоспиновые ионы Mn²⁺ имеют d⁵ электронную конфигурацию с нулевым орбитальным моментом (S-состояние). Все эффекты в спектре ЭПР таких ионов связаны с различной величиной расщеплений в нулевом магнитном поле D и E (так называемая тонкая структура). В кристаллах кубической симметрии D и E равны нулю, а в кристаллах с искаженной кубической симметрией D и E могут принимать значения порядка кванта приборного генератора. На использованном нами спектрометре X-диапазона фиксируются не все переходы тонкой структуры. Следует отметить, что большие величины концентраций Mn²⁺ наблюдаются в песчаниках, для которых характерен спектр а) кубическая решетка. Интенсивность спектров б), регистрируемых в глинах, значительно меньше.

Исследование тех же образцов горных пород методом РСФА позволяет определить содержание общего марганца Mn в тех же размерностях, что и для Mn²⁺ методом ЭПР (ион/г).

На чертеже приведены спектры ЭПР образца горной породы с глубины 1060-1065 м месторождения Котыртас, скважина 22, где а) спектр, снятый при большом усилении сигнала до обработки образца соляной кислотой (НСl), б) то же после обработки образца НСl.

Пример. Исследовались образцы горных пород шлама и керна из скважин нефтяных месторождений Кемерколь и Кожа Южный, в которых продуктивны терригенные отложения триасового и нижнемелового возраста. Результаты исследований образцов горных пород методами ЭПР и РСФА и определения величины R приведены в таблице.

Как видно из таблицы, признаки нефти не содержатся в образцах горных пород, в которых Mn²⁺ отсутствует или содержится в пределах фонового значения содержания Mn²⁺ в целом по разрезу скважины, в то же время по мере приближения величины R к единице вероятность наличия нефти в образцах или ее получения в процессе испытания скважины возрастает.

С целью проверки степени восстановления и оценки содержания общего Mn методом РСФА в образце, т.е. подтверждения количественной оценки содержания Mn²⁺ методом ЭПР и величины отношения R, некоторые образцы целесообразно обрабатывать соляной кислотой с измерением содержания Mn²⁺ до и после обработки (см. таблицу). На чертеже приведены спектры, содержащие данные о содержании Mn²⁺ до обработки кислотой (очень низкое фоновое содержание) и после обработки образца (резкое увеличение содержания Mn²⁺).

Предлагаемый способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин позволяет получать оперативную информацию о продуктивности разреза в процессе бурения скважины. ТТТ1

Использование: при геохимическом выявлении нефтеносности пластов в разрезах поисково-разведочных и эксплуатационных скважин. Сущность изобретения: отбирают образцы керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, исследуют их методом электронного парамагнитного резонанса, определяют содержание в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией, определяют в тех же образцах содержание общего марганца методом рентгено-структурного флюоресцентного анализа, определяют величину (R) отношения содержания двухвалентного марганца к содержанию всего марганца и рекомендуют интервалы глубин, соответствующие образцам с 0,01 < R < 1, к испытаниям в скважине для получения притока нефти или газа. 1 табл., 1 ил.

Способ прогнозирования залежей нефти в разрезах скважин, включающий сплошной отбор в процессе бурения скважины из перспективного на обнаружение нефти интервала глубин керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, формирование дискретной выборки образцов, перекрывающей весь перспективный интервал глубин, последовательное исследование образцов, образующих выборку, методом электронного парамагнитного резонанса, определение фонового и повышенного содержания в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией, и прогнозирование залежей нефти по полученным данным, отличающийся тем, что в тех же образцах горных пород определяют фоновое и повышенное содержание общего марганца методом рентгеноструктурного флюоресцентного анализа, выделяют образцы с повышенным содержанием общего и двухвалентного марганца, определяют меру степени восстановления марганца по величине R отношения содержания двухвалентного марганца к содержанию общего марганца и фиксируют образцы пород, для которых величина 0,01<R<1,
а интервалы глубин, соответствующие образцам с указанным диапазоном изменения величины R, рекомендуют к испытаниям для получения притоков нефти.