СПОСОБ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЛОВУШЕК НА ТЕРРИТОРИЯХ, УДАЛЕННЫХ ОТ ОБЛАСТИ ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2002 года по МПК G01V11/00 

Изобретение относится к области нефтегазовой геологии и может быть использовано при поисках и разведке залежей нефти в ловушках всех типов на удаленных от области генерации углеводородов (УВ) территориях, где имеются каналы вторичной миграции (КВМ).

Существует ряд методов локального прогноза нефтегазоносности территорий. На первом этапе развивались картографические, графические методы. Прогнозные задачи решались с использованием карт изобар, изолиний степени заполнения ловушек, высот залежей. Устанавливались количественные связи нефтегазоносности локальных структур и разрывных нарушений [1, 2].

Недостатками этих известных способов являются отсутствие четкой генетической основы и (или) использование генетических признаков в общей форме, что делает эти прогнозы, полученные с использованием известных способов, ненадежными. Эти недостатки привели к тому, что указанные известные методики локального прогноза фактически не применяются в практике геологоразведочных работ.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению по назначению является способ оценки эффективности локального прогноза нефтегазоносности, согласно которому на подготовленных к бурению структурах с помощью комплекса сейсморазведочных работ и структурно-параметрического бурения выявляются геологические показатели, контролирующие продуктивность структур: тектонические, геохимические, гидрогеологические и литологические, и оценивается их индивидуальная информативность относительно исследуемых территорий с использованием балльной шкалы и вероятностно-статистических моделей [2].

Однако указанный известный способ не позволяет обеспечить достоверный прогноз нефтегазоносности в районах, удаленных от зоны генерации углеводородов, так как не затрагивает механизма попадания УВ в ловушки и последующих процессов (вертикальная миграция, трансформация залежей УВ и т.д.), т.е. не является системным.

Техническая задача, решаемая предлагаемым изобретением, заключается в повышении достоверности прогноза нефтегазоносности с выходом на его практическое применение при проведении геологоразведочных работ (ГРР) в районах, удаленных от зоны генерации углеводородов, и, следовательно, в повышении коэффициента успешности поисково-оценочного бурения и снижении материальных затрат на проведение ГРР на этих территориях.

Поставленная техническая задача решается способом локального прогнозирования нефтегазоносности ловушек на фиксированной территории, удаленной от области генерации УВ, в пределах которой по геолого-геофизическим материалам в базовом нефтегазоносном комплексе выделяются линейные зоны распространения конкретных пластов-коллекторов увеличенной мощности, отождествляемые с каналами вторичной миграции (КВМ), устанавливаются связи продуктивности ловушек с их положением по отношению к КВМ, выделяются эталонные участки, где установлено существование КВМ и продуктивных ловушек, и выделяют перспективные участки между соседними по простиранию КВМ эталонными участками в зонах прогнозируемого распространения КВМ, причем на первых комплексом сейсморазведки и структурно-параметрического бурения отрабатывается, а на вторых апробируется методика, позволяющая наряду с ловушками картировать и КВМ. Это позволяет создать рабочую модель формирования и переформирования залежей, использование которой (с ее неизбежной корректировкой) позволяет обосновать размещение площадных сейсморазведочных работ с целью картирования ловушек и КВМ на конкретных, наиболее перспективных направлениях. После проведения этих работ также в соответствии с рабочей моделью проводится выбор объектов для бурения.

Предлагаемый способ основывается на следующих представлениях:
- микронефть генерируется главным образом в некомпенсированных впадинах, где распространены нефтематеринские породы типа доманикитов, баженитов и т. д.;
- дальняя миграция УВ из зоны генерации возможна лишь в случаях развития КВМ. В противном случае залежи формируются в непосредственной близости от зоны генерации.

Повышение достоверности прогноза предлагаемым способом обеспечивается за счет использования для оценки нефтегазоносности ловушек всего комплекса данных о процессе аккумуляции нефти в зоне нефтегазонакопления применительно к конкретным пластам, а не к продуктивной толще в целом.

Заявленный способ иллюстрируется чертежом, на котором представлена карта, поясняющая осуществление предлагаемого способа.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности:
- на изучаемой территории по фонду пробуренных скважин выделяют пластовые каналы вторичной миграции углеводородов (КВМ), для чего по литологическим разрезам скважин устанавливают для каждой группы пластов зоны распространения монолитных коллекторов мощностью не менее 3 м;
- принимают разрезы с максимальными мощностями в качестве опорных, а все остальные сводят в типы, установленные по положению пластов относительно опорных разрезов;
- по данным глубокого бурения и сейсморазведки определяют пространственную форму зон распространения пластов увеличенной мощности, с которыми идентифицируют КВМ;
- устанавливают связи продуктивности ловушек с их положением по отношению к КВМ (с учетом физико-химических свойств флюидов и пород, соотношений амплитуд ловушек и высот залежей, мощностей и расчлененности коллекторов в КВМ, оценки масштабов вторичной миграции и т.д.);
- выделяют эталонные участки, где по ранее пробуренным скважинам установлено существование КВМ и продуктивных ловушек и где имеются благоприятные сейсмогеологические условия для разработки методики картирования указанных элементов;
- комплексом сейсморазведки, например по методике ЗД, и структурно-параметрического бурения проводят опытно-методические работы на эталонных участках с целью разработки методики картирования КВМ;
- намечают перспективные участки, расположенные между соседними эталонными участками в зонах прогнозируемого распространения КВМ;
- опробуют методику, разработанную на эталонных участках, на перспективных участках;
- проверяют глубоким бурением результаты опытно-методических работ;
- создают рабочую модель формирования и переформирования залежей;
- по методике, разработанной на эталонных участках и апробированной на перспективных участках, по всей исследуемой территории, удаленной от области генерации углеводородов, проводят площадные сейсморазведочные работы с целью картирования ловушек и КВМ;
- после чего выбирают и разбуривают конкретные объекты на исследуемой территории с учетом их положения по отношению к КВМ.

Комплексное использование в предлагаемом способе всей суммы знаний о процессах генерации, латеральной (в случае присутствия реальных каналов) и вертикальной миграции, аккумуляции (иногда последующей трансформации) залежей позволяет говорить об онтогенетическом подходе к геолого-разведочным работам.

Прилагаемый чертеж иллюстрирует возможности практического применения предложенного способа.

В результате геолого-разведочных работ, проведенных на юго-востоке Пермской области - территории, удаленной от зоны генерации УВ, изучено 25 структур, из которых продуктивными оказались только 12, а именно: Трифоновская ( 1 номер на карте), Южно-Одиновская (3), Атерская (5), Иликовская (6), Тавдинская (7), Адилевская (8), Токаревская (9), Зеленцовская (13), Саварская (18), Воештинская (20), Западно-Тураевская (21), Северо-Саварская (25).

Не содержат нефти 13 структур: Южно-Атерская (2), Тураевская (4), Бажинская (10), Тюгашская (11), Западно-Биявашская (12), Северо-Биявашская (14), Шушпанская (15), Шараповская (16), Емельяновская (17), Лузянская (19), Петропавловская (22), Мартьяновская (23), Северо-Тюгашская (24).

Из 25-ти показанных на карте структур (ловушек) 13 являются непродуктивными, причем девять из них находятся вне КВМ (69%) и, напротив, из 12 продуктивных структур по 9-ти установлены КВМ (75%). Эти данные указывают на правомерность и достоверность подхода, используемого в предлагаемом способе.

Изучив общую картину связи установленных КВМ и продуктивных ловушек, было выделено пять эталонных участков 26-30. Дальнейшее проведение опытно-методических геолого-геофизических работ предлагается на этих участках. После разработки в их пределах методики, позволяющей картировать не только ловушки, но и КВМ, она апробируется на перспективных участках. К первоочередным перспективным отнесены участки 31-34. Указанные участки расположены между эталонными участками в зонах прогнозируемого распространения КВМ (например, прогнозируемый перспективный участок 32 расположен между эталонными участками 27 и 30, т.к. есть вероятность, что зона распространения КВМ Малиновского пласта участка 27 проходит через участок 32 и соединяется с КВМ Малиновского пласта участка 30).

Положительный эффект от использования предлагаемого способа обуславливается размещением поиска нефти и газа на конкретных перспективных направлениях, что позволяет добиться повышения коэффициента успешности бурения. Все это в конечном счете приводит к снижению материальных затрат на проведение геолого-разведочных работ, повышению их эффективности.

Источники информации
1. Соколов Б.А. Очаговая теория нефтегазоносности недр. - Вестник МГУ, сер. Геология, 1983, 6, стр. 40-50.

2. Шурубор О.А. Прогнозирование нефтегазоносности локальных структур на примере Пермского Прикамья. Сб. научных трудов, г. Пермь, ПГТУ, 1997 г., с. 120-124 (прототип).

Использование: в области нефтегазовой геологии. Сущность: в пределах территории, удаленной от области генерации углеводородов, по геолого-геофизическим материалам в базовом нефтегазоносном комплексе выделяются линейные зоны распространения конкретных пластов-коллекторов увеличенной мощности, отождествляемые с каналами вторичной миграции (КВМ), устанавливаются связи продуктивности ловушек с их положением по отношению к КВМ, выделяются эталонные участки, где установлено существование КВМ и продуктивных ловушек, и выделяют перспективные участки между соседними по простиранию КВМ эталонными участками в зонах прогнозируемого распространения КВМ, причем на первых комплексом сейсморазведки и структурно-параметрического бурения отрабатывается, а на вторых апробируется методика, позволяющая наряду с ловушками картировать и КВМ. Это позволяет создать рабочую модель формирования и переформирования залежей, использование которой позволяет обосновать размещение площадных сейсморазведочных работ с целью картирования ловушек и КВМ на конкретных, наиболее перспективных направлениях. Технический результат: повышение достоверности прогноза нефтегазоносности, повышение коэффициента успешности поисково-оценочного бурения и снижение материальных затрат. 1 ил.

Способ локального прогнозирования нефтегазоносности ловушек на территориях, удаленных от области генерации углеводородов, с помощью комплекса сейсморазведочных работ и структурно-параметрического бурения, отличающийся тем, что на изучаемой территории по фонду пробуренных скважин выделяют пластовые каналы вторичной миграции (КВМ) углеводородов, для чего по литологическим разрезам скважин устанавливают для каждой группы пластов зоны распространения монолитных коллекторов мощностью не менее 3 м, принимают разрезы с максимальными мощностями в качестве опорных, а все остальные сводят в типы, установленные по положению пластов относительно опорных разрезов, по данным сейсморазведки, ранее проведенного структурно-параметрического бурения и по данным ранее пробуренных на данной территории глубоких скважин определяют пространственную форму зон распространения пластов увеличенной мощности, с которыми идентифицируют КВМ, устанавливают связи продуктивных ловушек с их положением по отношению к КВМ, выделяют эталонные участки, где по ранее пробуренным скважинам установлено существование КВМ и продуктивных ловушек и где имеются благоприятные сейсмогеологические условия для разработки методики картирования указанных элементов, комплексом сейсморазведки и структурно-параметрического бурения проводят опытно-методические работы на этих эталонных участках для разработки методики картирования КВМ, устанавливают прогнозируемые перспективные участки путем выделения территорий между эталонными участками в зонах прогнозируемого распространения КВМ, в пределах установленных перспективных участков опробуют методику картирования КВМ, разработанную для эталонных участков, и глубоким бурением излучают подготовленные в их пределах ловушки, создают рабочую модель формирования и переформирования залежей, затем по методике, разработанной на эталонных участках и апробированной на перспективных участках, на всей исследуемой удаленной от области генерации углеводородов территории проводят площадные сейсморазведочные работы с целью картирования КВМ и ловушек, после чего выбирают и разбуривают конкретные объекты с учетом их положения по отношению к КВМ.