СПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ Российский патент 2021 года по МПК E21B49/00 G01V9/00 

Описание патента на изобретение RU2763231C1

Изобретение относится к поиску месторождений нефти и газа и может быть использовано для прогнозирования и обнаружения продуктивных площадей на углеводородное сырьё в породах осадочного чехла.

Известен способ прогнозирования перспективности площадей на нефть и газ, заключающийся в отборе проб в пределах поискового участка, измерении магнитных параметров, нагреве пробы до температуры 450-500°, затем проведении повторного измерения магнитных параметров и сравнения измеренных значений параметров до и после нагрева. По результатам сравнения судят о наличии месторождений нефти или газа. При этом отбор проб проводят из верхнего слоя почвенного горизонта, а нагрев ведут в присутствии окислителя. Кроме того, дополнительно отбирают фоновые пробы и измеряют их магнитные параметры, затем сравнивают отношение значений измеренных параметров проб до и после нагрева со значением параметра фоновой пробы. При превышении значения отношения более чем в 2 раза судят о наличии перспективности площадей на нефть и газ. В качестве магнитных параметров выбирают магнитную восприимчивость, и/или остаточную намагниченность насыщения, и/или намагниченность насыщения. В качестве окислителя при нагреве проб используют кислородсодержащую среду. Способ используют для экспрессной оценки перспективности выявленных геологических структур до постановки на них глубокого разведочного бурения (см. патент РФ на изобретение №2215309, МПК G01V 9/00, опубл. 27.10.2003).

Однако данный способ неприменим для прогноза залежей углеводородов в глубоко залегающих породах фундамента.

Известен также способ поиска залежей углеводородов, который заключается в том, что отбирают образцы с нефтегазоносных площадей с карбонатным фундаментом, соседствующим с погребенным континентальным палеорифтом. Измеряют их магнитную восприимчивость. По появлению значений магнитной восприимчивости в интервале 13,0·106-31,0·106 судят о наличии залежей (см. патент РФ на изобретение №2276390, МПК G01V 3/08, опубл. 10.05.2006).

Однако данный способ является достаточно сложным.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ поиска залежей углеводородов, заключающийся в отборе образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения, при этом в качестве образцов выбирают шлам, который отбирают с площадей осадочного чехла, соседствующих или находящихся непосредственно над погребенным континентальным рифтом, отобранные образцы обрабатывают нагретым 50%-ным раствором соляной кислоты, а о наличии залежей судят по появлению студенистой массы кремнезема (см. патент на изобретение РФ №2352965, МПК G01V 9/00, опубл. 20.04.2009).

Недостатком данного способа является то, что он осуществляется при локальном прогнозе залежей нефти и газа.

Техническая проблема заключается в расширении перспективных площадей на углеводородное сырье в терригенных породах осадочного чехла при региональном прогнозе.

Технический результат заключается в повышении достоверности прогноза.

Для достижения технического результата в способе поиска залежей углеводородов, заключающемся в отборе образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения, выборе участка, сосредоточенного в осадочном чехле, отборе проб с этого участка, согласно решению, в качестве участка, сосредоточенного в осадочном чехле, выбирают участок над вулканическими плато близ ископаемых рифтов, отбор проб осуществляют с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям гидротермальных минералов, рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации газово-жидких включений к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале и при превышении уровня палеогеотермического несоответствия в диапазоне более чем в 1,4, но менее чем в 2,3 раза судят о наличии залежей углеводородов.

Изобретение поясняется чертежом и таблицей.

На чертеже (фигуре) представлено расположение продуктивных площадей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с указанием границ: 1- Западно-Сибирской плиты, 2-фациальных областей, 3-фациальных зон; 4-погребённых континентальных рифтов; 5-вулканических плато, примыкающих к рифтам (поисковых участков на УВ сырьё), и изолированных (локальных) впадин.

В таблице показан уровень палеотермического несоответствия в осадочных нефтегазоносных толщах и продуктивность скважин.

Способ реализуется следующим образом. В пределах поисковых участков, сосредоточенных в осадочном чехле над вулканическими плато близ ископаемых рифтов, при бурении скважин производится отбор проб с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям (ГЖВ) гидротермальных минералов. Рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации ГЖВ к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале. При превышении уровня палеогеотермического несоответствия более чем в 1,4 раза, но менее чем в 2,3 раза судят о наличии продуктивных площадей на нефть или на нефть и газ.

Превращение осадочного бассейна в нефтегазоносный в значительной степени определяется динамикой погружения, нередко осложнённого тектоническим (тектоносейсмическим) воздействием, а также интенсивностью прогрева. Всё это предопределяет полноту процесса реализации материнскими породами своего генерационного потенциала и интенсивность эвакуации микронефти, что, в совокупности, и составляет основу оценки перспектив территорий на углеводородное сырьё.

Общеизвестна большая роль палеогеотермических критериев прогнозирования нефтегазоносности. Современная палеогетермия располагает разнообразными методами определения палеотемператур: термометрия по отражательной способности витринита (ОСВ) и по газово-жидким включениям в гидротермальных минералах (гомогенизация, декрепитация). Первая широко применяется при изучении закономерностей нефтегазонакопления. В последние годы предпринимались неоднократные попытки совместного использования в нефтегазовой геологии палеотермометрии как по ГЖВ в аутигенных минералах, так и по марочным характеристикам угольных включений и ОСВ. Все постдиагенетические процессы, с которыми связан нафтидогенез, протекают в системе «порода-флюид». Эти системы характеризуются двумя геотермическими показателями-температурами как самих пород, так и циркулирующих в них горячих растворов- флюидов. Эти температуры могут быть близки друг другу или даже совпадать по своим значениям, но могут и существенно различаться.

В случае кондуктивного режима, присущего типичным платформенным условиям, не осложнённым фазами тектонического воздействия, температуры подземных вод и вмещающих их пород практически одинаковы.

В рифтогенных же седиментационных бассейнах, для которых типичны периодически возникающие этапы структурной перестройки, эти температурные соотношения могут приобретать сложный (весьма контрастный) характер. Обусловлен он внедрением термальных флюидов (результат конвективного тепломассопереноса) в отложения с гораздо более низкими «фоновыми» температурами, обусловленными кондуктивным переносом тепла. Следовательно, в жизни осадочных бассейнов необходимо различать показатели кондуктивного и конвективного геотермических режимов, а также случаи их разнообразного сочетания.

Кондуктивный режим можно оценивать по шкале катагенеза и по углепетрографическим показателям (в том числе, ОСВ), фиксирующим максимальные палеотемпературы прогрева слабопроницаемых вмещающих толщ.

Конвективный тепломассоперенос, напротив, протекает в хорошо проницаемой геологической среде. Он обусловлен активным движением гидротермальных растворов (флюидов) по вновь созданным или прежде существовавшим разломам, оперяющей трещиноватости, сообщающимся кавернам и порам. Его деятельность доказывается развитием ГЖВ и характеризуется геохимическими особенностями тех аутигенных минералов, образование которых связано с этими нагретыми водами. Важными показателями конвективного процесса являются температуры гомогенизации ГЖВ в минералах, выпавших из горячих растворов, а также сами индикаторные минералы- термометры.

Установлено, что помимо благоприятных температурных условий ещё, как минимум, одним необходимым фактором активной эмиграции жидкой нефти из материнских пород является тектоническая деятельность. При этом, если кондуктивный режим (или его составляющая) присущ любому седиментационному бассейну с устойчивым прогибанием, где он контролирует литогенез погружения, то конвективный сопряжен только с фазами тектонической активизации.

Это чрезвычайно важно подчеркнуть, поскольку характерными признаками рифтовых зон служат сейсмические (сейсмотектонические) аномалии. Установлено, что все месторождения нефти и газа в пределах Западной Сибири пространственно связаны с узлами пересечения рифтовых структур и крупных разрывных нарушений (Кирда и др., 1995; Баженова, Соколов, 2002). Но в настоящее время не разработаны надёжные методы для достоверного выделения разрывных нарушений в пределах Западно-Сибирской плиты. Поэтому развитие гидротермальных минералов с ГЖВ могут находиться там, где разломы на карте отсутствуют (Предтеченская, Фомичёв, 2011). Кроме того, надо иметь ввиду, что, в силу различных обстоятельств, не все разломы и даже их части являются флюидопроводящими. В этой связи резко возрастает роль ГЖВ как индикаторов разрывных нарушений и оперяющей трещиноватости, по которым осуществлялся конвективный тепломассоперенос в рифтогенных седиментационных бассейнах.

Отметим, что при проявлении тектонической активизации интенсивность прогрева горных пород за счет конвективного тепломассопереноса намного выше по сравнению с прогревом, обусловленным кондуктивным переносом тепла. Поэтому температуры самих пород по витринитовой шкале отличаются от температур циркулировавших в них растворов, о которых судят по палеотермометрии ГЖВ. И эта разница, определяемая скоростью прогрева, тем существеннее, чем тектоническая активизация выше.

Такое положение дел определенным образом характеризует соотношение температур материнских толщ и циркулирующих в них флюидов для районов крупных скоплений нафтидов. Установлено, что на промышленных УВ - месторождениях материнские толщи прогреты по витринитовой шкале до 80-160°С (главная фаза нефтеобразования (ГФН)), а температуры гомогенизации ГЖВ в гидротермальных минералах из тех же самых пород заметно (в 1,4-2,3 раза) превышают их значения (см. таблицу).

С другой стороны, если прогрев материнских толщ ограничивался преимущественно кондуктивным теплопереносом (отсутствуют гидротермальные минералы и ГЖВ), то, несмотря на достижение ГФН по витринитовой шкале, активной эвакуации УВ не происходит, промышленные месторождения не возникают, и в лучшем случае формируются нефтепроявления (Гречишников, 1991). Поэтому выявление структур с признаками активизации конвективного тепломассопереноса на основе вышеуказанного несоответствия палеотермометрии по гомогенизации и по витринитовой термометрии представляет первостепенный интерес при прогнозировании региональной нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов. Перспективные площади таких структур приурочены к вулканическим плато близ ископаемых рифтов (см. фиг.).

Следовательно, только при наложении конвективного тепломассопереноса на кондуктивный перенос тепла происходит стремительный вынос нафтидов из зон, соответствующих ГФН, с возникновением крупных залежей. Это возможно лишь в тех нефтегазоносных бассейнах, которые пережили в своей истории фазы сейсмотектонического воздействия. Об интенсивности последнего можно судить по величине палеотермического несоответствия, т.е. отношения максимальных палеотемператур гомогенизации ГЖВ к палеотемпературам, рассчитанным по ОСВ. Этот же показатель можно использовать при прогнозных оценках территории на УВ сырьё. Для продуктивных рифтогенных площадей Западной Сибири, где материнские породы достигли температурной зоны 80-160°С за счёт кондуктивного прогрева, его значения колеблются в пределах 1,4-2,3 (см. таблицу).

Типичный пример наблюдается в рифтогенном седиментанционном бассейне (Западная Сибирь) на Северо-Сикторском месторождении нефти (см. таблицу). В разрезе скважины Сикторская-7 верхнеюрские отложения характеризуются, с одной стороны, палеотемпературами 50-80°С по витринитовой шкале, что отвечает верхней температурной границе ГФН (80°С). С другой, отличаются максимальной палеотемпературой гомогенизации ГЖВ 170°С. В таких случаях уровень палеотермического несоответствия (УПТН) рассчитывается следующим образом: 170/80=2,1.

Подобная ситуация отмечается в Западной Сибири (ХМАО) на Фестивальном месторождении нефти (см. таблицу).

В разрезе скважины Фестивальная-255 верхнеюрские отложения отличаются разбросом палеотемператур в интервале 50-110°С по витринитовой шкале, часть которого (80-110°С) соответствует ГФН. На этом же участке разреза установлены температуры гомогенизации ГЖВ 152°С. Следовательно, уровень палеотермического несоответствия в породах нефтяного месторождения варьирует в пределах: УПТНmin =152/110=1,4; УПТНmax =152/80=1,9.

По аналогии проводим расчет для скв. Верхнеколикъеганская 52: УПТН = 185/80=2,3 и Скв. Калчанская 1-Р: УПТН= 170/80=2,1.

Совершенно иная картина наблюдается в платформенной части Восточного Предкавказья. В разрезе Кочубеевской скв.1 подошва среднеюрских отложений характеризуется, с одной стороны, палеотемпературой 190°С по витринитовой шкале, что несколько превышает уровень ГФН. С другой, современной температурой 187°С, замеренной непосредственно в стволе скважины. Важно подчеркнуть, что в этих породах отсутствуют ГЖВ (продукт конвективного тепломассопереноса). Поэтому, несмотря на высокие палео-и современные температуры, в разрезе скважины не только не обнаружены промышленные скопления УВ, но и сама скважина оказалась бесприточной (Гречишников, 1991; Гречишников, Степанов, 1991), а УПТН рассчитать не представляется возможным.

CПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Таблица

Уровень палеотермического несоответствия в осадочных нефтегазоносных толщах и продуктивность скважин

Регион Площадь, скважина, структура,
Месторождение (м-е)
Возраст отложений Минералы с ГЖВ Температура гомогенизации ГЖВ, °С (в скобках количество определений) Расчётная температура метаморфизма угля или РОВ, °С Уровень палеотермического несоответсвия
(УПТН)
Продуктивность скважин
Калчанская 1-Р, Парабельский мегавал кальцит, доломит 140(3), 170(3) 50-80* 2,1 Продуктивная Западная Сибирь Верхнеколикъеганская 52, Верхнеколикъеганское купольное поднятие, Верхнеколикъеганское м-е -"- 185(2) 50-80 2,3 Продуктивная Фестивальная 255, Фестивальный вал, Фестивальное м-е "-" 152(3) 50-110
(50-80-110)
1,4-1,9 Продуктивная
Сикторская 7, Александровский мегавал, Коликъеганский вал, Северо-Сикторское м-е -"- 140(3), 170(3) 50-80 2,1 Продуктивная Восточное Предкавказье Кочубеевская 1 J2 нет нет 190 - Непродуктивная

*Верхняя температурная граница главной зоны нефтеобразования

Литература

1. Баженова О.К., Соколов Б.А. Происхождение нефти-фундаментальная проблема естествознания // Геология нефти и газа. 2002. №1. С.2-8.

2. Гречишников Н.П. Геотермические процессы нефтегазообразования // Докл. АН СССР. 1991. Т. 319. №2. С. 427-430.

3. Гречишников Н.П., Степанов Ю.В. Геодинамика и процессы нефтегазообразования // Известия вузов. Геология и разведка. 1991. №8. С. 68-78.

4. Кирда Н.П., Некрасов С.Ю., Ветошкин Г.Н. и др. Новые направления поисков месторождений нефти и газа в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1995. №6. С.9-18.

5. Предтеченская Е.А., Фомичёв А.С. Влияние разрывных нарушений на температурный режим и катагенетические преобразования мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т.6. №1. http://www.ngtp.ru/rub/4/2_2011.pdf.

Похожие патенты RU2763231C1

название год авторы номер документа
Способ определения миграции залежей углеводородов в купольных структурах 2020
  • Буслов Михаил Михайлович
  • Баталин Георгий Александрович
  • Бишаев Юрий Александрович
  • Гареев Булат Ирекович
  • Куликова Анна Викторовна
  • Морозов Владимир Петрович
  • Нургалиев Данис Карлович
  • Симонов Владимир Александрович
RU2753153C1
СПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В БИТУМИНОЗНЫХ ГЛИНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ 2009
  • Коробов Александр Дмитриевич
  • Коробова Людмила Александровна
RU2428723C2
СПОСОБ ЛОКАЛИЗАЦИИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В КРЕМНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕРХНЕГО МЕЛА 2020
  • Агалаков Сергей Евгеньевич
  • Новоселова Майя Юрьевна
  • Кудаманов Александр Иванович
  • Маринов Владимир Аркадьевич
RU2742077C1
СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ АВАРИЙНЫХ СИТУАЦИЙ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН 2007
  • Коробов Александр Дмитриевич
  • Коробова Людмила Александровна
RU2352966C1
Способ прогноза наличия залежей подвижной нефти в баженовских отложениях на основе выявления катагенетических аномалий 2022
  • Балушкина Наталья Сергеевна
  • Богатырева Ирина Ярославовна
  • Волянская Виктория Владимировна
  • Иванова Дарья Андреевна
  • Калмыков Антон Георгиевич
  • Калмыков Георгий Александрович
  • Майоров Александр Александрович
  • Осипов Сергей Владимирович
  • Фомина Мария Михайловна
  • Хотылев Алексей Олегович
RU2798146C1
СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПАЛЕОТЕМПЕРАТУР КАТАГЕНЕЗА БЕЗВИТРИНИТОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ ПО ОПТИЧЕСКИМ ХАРАКТЕРИСТИКАМ МИКРОФИТОФОССИЛИЙ 2013
  • Прищепа Олег Михайлович
  • Макарова Ирина Ральфовна
  • Суханов Алексей Алексеевич
RU2529650C1
СПОСОБ ПОИСКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2007
  • Коробов Александр Дмитриевич
  • Коробова Людмила Александровна
RU2352965C1
СПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ 2005
  • Коробов Александр Дмитриевич
  • Коробова Людмила Александровна
RU2276390C1
СПОСОБ ПОИСКА ЛОКАЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ВЫСОКОУГЛЕРОДИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ 2017
  • Коробов Александр Дмитриевич
  • Заграновская Джулия Егоровна
  • Коробова Людмила Александровна
  • Вашкевич Алексей Александрович
  • Стрижнев Кирилл Владимирович
  • Захарова Оксана Александровна
  • Жуков Владислав Вячеславович
RU2650852C1
Способ оптимизации нефтепоисковых работ 2022
  • Навроцкий Олег Константинович
  • Меркулов Олег Игоревич
  • Зотов Алексей Николаевич
RU2794388C1

Иллюстрации к изобретению RU 2 763 231 C1

Реферат патента 2021 года СПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Заявлен способ поиска залежей углеводородов. Техническим результатом является повышение достоверности прогноза. Способ поиска залежей углеводородов, включает отбор образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения. Выбор участков, сосредоточенных в осадочном чехле. Отбор проб с этих участков. В качестве участков, сосредоточенных в осадочном чехле, выбирают участок над вулканическими плато близ ископаемых рифтов. Отбор проб осуществляют с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям гидротермальных минералов. Рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации газово-жидких включений к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале, и при превышении уровня палеогеотермического несоответствия более чем в 1,4 раза судят о наличии залежей углеводородов. 1 ил., 1 табл.

Формула изобретения RU 2 763 231 C1

Способ поиска залежей углеводородов, заключающийся в отборе образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения, выбор участка, сосредоточенного в осадочном чехле, отбор проб с этого участка, отличающийся тем, что в качестве участка, сосредоточенного в осадочном чехле, выбирают участок над вулканическими плато близ ископаемых рифтов, отбор проб осуществляют с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям гидротермальных минералов, рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации газово-жидких включений к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале, и при превышении уровня палеогеотермического несоответствия более чем в 1,4 раза и менее чем в 2,3 раза судят о наличии залежей углеводородов.

Документы, цитированные в отчете о поиске Патент 2021 года RU2763231C1

СПОСОБ ПОИСКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 2007
  • Коробов Александр Дмитриевич
  • Коробова Людмила Александровна
RU2352965C1
Способ определения динамики изменения геотермического поля 1985
  • Гигашвили Георгий Михайлович
  • Нартикоев Владимир Дянозович
  • Гребенчиков Александр Михайлович
  • Тарханов Георгий Виленович
SU1436089A1
СПОСОБ ЛОКАЛИЗАЦИИ ЗАПАСОВ УГЛЕВОДОРОДОВ В КРЕМНИСТЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ВЕРХНЕГО МЕЛА 2020
  • Агалаков Сергей Евгеньевич
  • Новоселова Майя Юрьевна
  • Кудаманов Александр Иванович
  • Маринов Владимир Аркадьевич
RU2742077C1
RU 2007103558 A, 10.08.2008
CN 104252009 A, 31.12.2014
US 20190310392 A1, 10.10.2019.

RU 2 763 231 C1

Авторы

Коробов Александр Дмитриевич

Коробова Людмила Александровна

Даты

2021-12-28Публикация

2021-04-28Подача