СПОСОБ ГЕОХИМИЧЕСКОГО ТЕСТИРОВАНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ ОБЪЕКТОВ ПРИ ПРОГНОЗЕ НЕФТЕНОСНОСТИ Российский патент 2007 года по МПК G01V9/00 

Изобретение относится к нефтяной геологии, в частности к поиску и разведке нефтегазовых залежей.

На сегодняшний день базовыми мероприятиями по выбору объектов под глубокое поисково-разведочное бурение являются материалы сейсморазведки, при проведении нефтепоисковых работ, практикуется дополнительно применение геофизических и реже геохимических и биогеохимических методов исследования. На сегодняшний день эффективность геологоразведочных мероприятий, как правило, не превышает 50-60%, а в отдельных регионах - 25%.

Существует способ разведки нефтегазовых залежей, включающий сейсморазведочные работы (выявление локальных поднятий), бурение глубокой разведочной скважины в купольной части поднятия со вскрытием и опробованием всех потенциально продуктивных отложений ["Методика поисково-разведочных работ на нефть и газ", Изд. Недра, Москва, 1964, с.62]. Недостатком известного способа является низкая эффективность разведки за счет недостаточности достоверных данных о продуктивности локальных поднятий.

Известен способ поиска залежи углеводородов, включающий биогеохимическое тестирование (БГХТ), основанное на исследовании биогеохимического сигнала (на концентрации высокомолекулярных соединений, органического происхождения, образующихся в результате жизнедеятельности микроорганизмов) в пределах тест-интервала (ниже биогеохимического барьера), включая шаговый отбор образцов горных пород, осуществляемый в процессе проходки тестировочных скважин, и/или в процессе бурения глубоких скважин. Однако технология требует высоких затрат за счет того, что отбор проб производится с глубин 300 м и более, а на исследуемом объекте (поднятие), как правило бурится одна скважина, неточность прогноза залежи углеводородов объясняется ограничением, дискретностью данных [патент № 2200334 РФ].

Наиболее близким к перечисленному изобретению по технической сущности и достигаемому результату является изыскательский метод GORE-SORBER, включающий: пассивный сбор паров углеводородов при помощи внедренного в почвы (на глубину 60 см), в течение определенного периода времени, искусственно созданного адсорбента, позволяющего сорбировать, а впоследствии обнаружить с помощью газовой хроматографии и массовой спектроскопии углеводородные газы, которые используются в определении источников углеводородов на глубине. Геохимическое моделирование и интерпретация основана на химическом сходстве следов почвенного газа с известным нефтяным источником (нефтяная скважина) и газовым фоном без источника ("сухая" скважина). По результатам работ определяется контур вероятности нефтяного источника геохимической аномалии. [Изыскательские методы GORE-SORBER Exploration Surveys/ американская компания W.L.Gore&Associates, Inc]. Недостатком указанного способа является: значимый процент потери инсталлированных сорберов при извлечении из почвы; монопольное владение компанией W.L.Gore&Associates искусственным адсорбентом, усложняет широкое применение данного геохимического обследования; высокая стоимость метода исследования заставляет ограничивать площади изысканий и увеличивать шаг инсталляции модулей-сорберов (шаг геохимической съемки), что приводит к неоправданным экономическим затратам и снижает эффективность прогноза нефтеносности.

Задачей данного изобретения является разработка способа геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности с использованием метода распознавания образов, обеспечивающего повышение эффективности геологоразведочного процесса за счет: достоверности информации, сужения области поиска нефтесодержащего объекта и сокращения расходов на бурение глубоких скважин. Поставленная задача решается путем проведения поверхностного газогеохимического исследования, которое включает: равномерный отбор проб глинистых образований (природный адсорбент) из пятиметровых шпуров в герметическом состоянии; термовакуумную дегазацию шлама; хроматографический анализ - определение углеводородных газов от метана до гексана включительно; системный вероятностно-статистический анализа и идентификацию спектра углеводородных газов изучаемого объекта (поднятия), с компонентным составом углеводородных газов эталонного объекта (поднятия с доказанной нефтеносностью), учитывая тектоническую зональность и геологические особенности участка исследований; построение геохимической модели вероятной нефтеносности.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. На обучающем объекте (на поднятие с известной нефтеносностью наиболее близком к объекту исследования) в районе нефтяной скважины проводится приповерхностное газогеохимическое эталонирование (отбор проб из глинистых приповерхностных интервалов до 5 м). На исследуемом сейсмообъекте проводится геохимическое обследование-тестирование, предусматривающее аналогичное бурение шпуров по равномерной сетке 400×400 м с обязательным выносом за пределы сейсмоподнятия на 1-1,5 км. Далее проводится анализ состава углеводородного газа всех отобранных глинистых образцов (природного адсорбента), хроматографическим методом исследуются углеводородные соединения от метана до гексана. Выполняется количественная и качественная оценка образцов с использованием статистической обработки всего полученного материала с учетом геологических особенностей данного района, структурного строения и тектонических нарушений, расчеты фоновых значений газогеохимических показателей, коэффициенты контрастности углеводородных газов и сопоставление с газогеохимическими признаками нефтяного объекта.

Результаты газогеохимических исследований подвергаются математической обработке - "распознавания" параметров геохимических показателей зональных статистических выборок области поиска с выборкой обучающего объекта и фоном (либо, "пустая" скважина). Приоритетные выборки данных образцов: весь участок, зона исследуемого сейсмоподнятия, зона разломов (тектонических нарушений), обучающая зона нефтяного объекта, геохимическая аномалия.

По алгоритму системы обучения строится модель вероятной нефтеносности участка исследования. Вывод о вероятной нефтеносности исследуемого объекта дается на основании сопоставления результатов с показателями объекта с доказанной нефтеносностью.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия предлагаемого решения критерию "промышленная применимость" приводим пример конкретного выполнения заявляемого способа.

Пример. В нефтеперспективном районе Татарстана сейсморазведочными работами закартирован сейсмообъект - Алимовское поднятие. По отражающему горизонту Д₂ выявлены две замкнутые положительные структуры небольшой амплитуды. Северный купол амплитудой 20 м, размером 2×0,6 км² северо-западного простирания, южный купол амплитудой 10 м, размером 2×0,75 км².

По отражающему горизонту С_о (подошве Малиновского подгоризонта нижнего карбона) уверенно фиксируется структурное несогласие карбона и девона. Прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в юго-западном направлении. Алимовское поднятие отображено в виде двух небольших террас, разделяющихся структурным носом.

По отражающему горизонту "У" поднятие четко выделяется в виде неправильной брахиантиклинали северо-западной ориентации, разделяясь абсолютной отметкой - 1135 м на два купола: северный купол амплитудой 15-20 м и южный - 10-15 м. Общий размер брахиантиклинали 4×1,5 км² (фиг.1). По отражающему горизонту "В" (кровле верейского горизонта среднего карбона) Алимовское поднятие отражено в структурном плане в виде двух антиклинальных структур: северная структура имеет широтное простирание, ее размеры 2,5×1 км², амплитуда 10-15 м; южная - северо-западного простирания, размеры 2,75×2 км², амплитуда 10-15 м.

Геохимическое тестирование геологического объекта проводилось с использованием приповерхностной газо-геохимической съемки. Отбор проб для газо-геохимических исследований выполнен по равномерной сетки 400×400 м с учетом проходимости района исследований. В каждой точке бурят шурф и из глинистых интервалов производят отбор проб грунта из приповерхностных отложений (глубина отбора проб 3 и 5 м). Анализ состава углеводородного газа произведен хроматографическим методом на хроматографе "Кристалл-2000". Лабораторный аналитический метод позволяет исследовать углеводородные соединения от метана до гексана включительно. По результатам газо-геохимических исследований получена характеристика распределения рассеянных углеводородных газов в приповерхностных отложениях исследуемого участка, строятся карты газонасыщенности по метану, по сумме углеводородных газов, по сумме "тяжелых" углеводородов (фиг.2).

Все пробы, размещенные по площади, сравнивались с геохимическим аномальным продуктивным фоном нефтяной 123 скважины Актанышского месторождения. Вероятность оценки по набору качественного и количественного соответствия между образцами области исследования и нефтесодержащими образцами установлена достоверной с коэффициентом корреляции 0,96. Величина пороговой вероятности 3 названа аномальным порогом. Позиции образцов, имеющих величины выше 3 считаются характерными для существования углеводородной залежи. Позиции, где полученные величины стремятся к нулю, считаются фоновыми характеристиками и предполагаются как недостаточные для углеводородного накопления.

По сходимости геохимических показателей построена карта вероятной нефтеносности (фиг.3).

Проведена количественная и качественная оценка образцов, использована статистическая обработка всего полученного материала с учетом геологических особенностей данного района, структурного строения и тектонических нарушений, фоновых значений газо-геохимических показателей и зоны продуктивной нефтеносности (данными нефтяной 123 скважины) таблицы 1 и 2, фиг.4 и фиг.5, таблицы 1 и 2.

Статистическая обработка газо-геохимических показателей по локальной зоне Алимовского поднятия позволила рассчитать фоновые концентрации компонентного состава углеводородного газа; выделить собственно аномальную геохимическую зону и контрастность газовой углеводородной аномалии. Фоновое значение суммы углеводородных газов равно 5.249·10^-3 см³/кг породы, метана (СН₄) - 4,535·10^-3 см³/кг породы, гомологов метана С₂-С₄ (этан, пропан, бутан) - 0,146·10^-3 см³/кг породы, группы С₅-С₆ (пентан, гексан) - 0,146·10^-3 см³/кг породы.

Зона геохимической аномалии зафиксирована в сводовых частях антиклинальной структуры Алимовского поднятия, прямо над предполагаемой залежью, в районе пикетов 60, 67, 68, 72. Прямая геохимическая аномалия отражает ореол рассеивания сплошного миграционного углеводородного потока. Коэффициенты контрастности аномалии по нефтепоисковым газо-геохимическим показателям составляют: по С₂-С₄ - 5,5, по С₅-С₆ - до 43. Высокое отношение предельных УВ к непредельным (от 13,6 до 124,67) определяет качественный состав УВГ и свидетельствует об эпигенетичности углеводородов, что характерно для нефтеносных участков и тестирует исследуемый объект с положительным прогнозом нефтеносности. Зона разломов тектонических нарушений. Аномальные превышения УВГ выявлены также в зонах тектонических нарушений (пк.8, 28, 29, 35, 36, 37, 38, 45, 46, 47). Анализ углеводородных показателей по данным пикетам установил "ураганные" концентрации СН₄, С₂-С₄, C₅-C₆, и значительное присутствие непредельных углеводородов. Высокие значения газо-геохимических показателей зоны разломов, подтверждают "дыхание", влияние нефтяного объекта.

Зона продуктивной нефтеносности (обучающий объект). На обучающем объекте Актанышского месторождения, в районе скв.123 вскрывшей в тульском горизонте нефть (пк.1, 2, 75, 76, 77) установлен аналогичный углеводородный состав газов, что и на участке геохимической аномалии исследуемой Алимовской структуры.

Если рассматривать зоны вне геохимической аномалии или по сейсмоподнятию в целом, то прогноз нефтеносности носит отрицательный или неопределенный характер. В этих зонах газогеохимические показатели не превышают порогового значения вероятности.

Полученная модель нефтеносности на поднятие, отражает положительный прогноз вероятной нефтеносности в купольных частях Алимовском поднятия (фиг.3). По результатам глубокого бурения (скв. 217 и 217а) положительный прогноз геохимического тестирования подтвержден: скв. 217 вскрыла нефтяной пласт в тульском горизонте, получен приток нефти - 4,5 м³/сут, скв. 217а вскрыла нефтяной пласт в тульском горизонте, получен приток нефти - 6 м³/сут.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разведочных работ за счет получения достоверных данных о продуктивности локальных поднятий при низких затратах на разведочное бурение.

Таблица 1.Зональные статистические выборкиУВСН4С2-С4С5-С6С2-С7Непр.СН4/ТУi/пC4i/пC5Пред. к непр. см³/кг·10^-3     По всему поднятию          14,9140,20,60,80,127,40,107,9По разломной зоне:           71,467,50,63,13,70,262,80,50,214,9По геохимической аномалии:           27,124,70,431,852,280,1729,20,280,1517,1Вне зоны геохимической аномалии:           4,44,20,100,10,120,4001,3На обучающем нефтяном объекте:          10,3590,40,851,250,12512,650,25011,7

Таблица 2.Зональные статистические выборкиС2Н6С3Н8С4Н10Высш.Пред. к непр % По всему поднятию:      0,40,50,44,97,9По разломной зоне:      0,10,40,45,114,9По геохимической аномалии:      1,461,11,214,717,1Вне зоны геохимической аномалии:      0,80,40,11,41,3На обучающем нефтяном объекте:      1,130,750,658,0511,6

Изобретение относится к нефтяной геологии, в частности к поиску и разведке нефтегазовых залежей. Согласно заявленному способу на обучающем объекте (на поднятие с известной нефтеносностью наиболее близком к объекту исследования) в районе нефтяной скважины проводится приповерхностное газогеохимическое эталонирование (отбор проб из глинистых приповерхностных интервалов до 5 м) по равномерной сетке 400×400 м. Далее проводится анализ состава углеводородного газа всех отобранных глинистых образцов (природного адсорбента), хроматографическим методом исследуются углеводородные соединения от метана до гексана. Выполняется количественная и качественная оценка образцов с использованием статистической обработки всего полученного материала с учетом геологических особенностей данного района, структурного строения и тектонических нарушений, расчеты фоновых значений газогеохимических показателей, коэффициенты контрастности углеводородных газов и сопоставление с газогеохимическими признаками нефтяного объекта. Результаты газогеохимических исследований подвергаются математической обработке. Приоритетные выборки данных образцов: весь участок, зона исследуемого сейсмоподнятия, зона разломов (тектонических нарушений), обучающая зона нефтяного объекта, геохимическая аномалия. По алгоритму системы обучения строится модель вероятной нефтеносности участка исследования. Вывод о вероятной нефтеносности исследуемого объекта дается на основании сопоставления результатов с показателями объекта с доказанной нефтеносностью. Технический результат: повышение эффективности геологоразведочного процесса. 2 табл. 5 ил.

Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности, включающий отбор проб из локального геологического объекта из приповерхностных 5-метровых интервалов, хроматографический анализ углеводородных газов, извлеченных из природного адсорбента, формирование выборки данных близлежащего объекта с доказанной нефтеносностью, обработку и интерпретацию данных с использованием вероятно-статистических методов, отличающийся тем, что на объекте с известной нефтеносностью осуществляют поверхностное газогеохимическое эталонирование с отбором проб из глинистых приповерхностных интервалов, на исследуемом объекте также проводят аналогичное газогеохимическое обследование, предусматривающее бурение шпуров по равномерной сетке с обязательным выносом за пределы сейсмоподнятия, отобранные пробы анализируют хроматографическим методом для определения состава углеводородного газа от метана до гексана включительно, полученные данные используют для расчетов фоновых значений газогеохимических показателей, коэффициентов контрастности углеводородных газов, построения карт газонасыщенности по метану и другим углеводородным газам, а также для построения модели вероятной нефтеносности участка, а вывод о вероятной нефтеносности исследуемого объекта делают на основании сопоставления полученных результатов с показателями объекта с доказанной нефтеносностью.