Способ прогноза наличия залежей подвижной нефти в баженовских отложениях на основе выявления катагенетических аномалий Российский патент 2023 года по МПК E21B49/00 

Область техники

Заявляемое изобретение относится к области нефтегеологических исследований и может быть использовано для обнаружения залежей подвижной нефти в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях (ВНБО).

Уровень техники

Залежи подвижной нефти в ВНБО отложениях аккумулируются в двух разных по своей природе типах коллекторов. Первый тип представляет собой трещинные и трещинно-каверновые коллекторы, сформированные в карбонатных пластах. Площадь распространения таких коллекторов определяется площадью распространения самих карбонатных пластов, а прогноз развития в них трещиноватости осуществляют на основе выявления тектоно-гидротермальных вторичных процессов. Второй тип коллекторов - матричные поровые и порово-микрокаверновые коллекторы, которые образовались в результате вторичной проработки пород смешанного глинисто-кремнистого, кремнисто-карбонатного состава.

Высокоуглеродистые породы различных нефтегазоносных бассейнов могут представлять собой и непроницаемые породы - флюидоупоры и продуктивные отложения, в которых как трещинные, так и матричные коллекторы образовались в результате вторичной проработки пород флюидами разного состава. Результаты исследований кернового материала и анализ работ скважин, опубликованные в литературе (Карпова, Е.В., Хотылев, А.О., Мануйлова, Е.А., Майоров, А.А., Краснова, Е.А., Хотылев, О.В., Балушкина, Н.С., Калмыков, Г.А., Гидротермально-метасоматические системы как важнейший фактор формирования элементов нефтегазоносного комплекса в баженовско-абалакских отложениях. Георесурсы 23, 2 (2021), 142-151.), показали, что нефтематеринские отложения являются преимущественно флюидоупорами на низких стадиях катагенеза и коллекторами - на высоких стадиях. Установлено, что наилучшие коллекторские свойства и показатели продуктивности характерны для скважин, пробуренных на территориях с повышенной катагенетической преобразованностью. При этом важен не сам факт высокой катагенетической преобразованности, а растворение компонентов пласта гидротермальными растворами, что приводит к формированию коллекторских свойств и отражается в степени превышения катагенетической преобразованности органического вещества над фоновым региональным уровнем катагенеза за счет гидротермального прогрева. Такое превышение катагенетической преобразованности органического вещества над фоновым региональным уровнем катагенеза в рамках настоящего описания называют «положительной аномалией катагенеза» (ПАК). Для определения ПАК необходимо, чтобы на конкретном локальном участке уровень катагенеза превышал региональный фоновый катагенез, обусловленный погружением отложений и региональным тепловым потоком.

Известен способ прогноза наличия залежей нефти на основе выявления улучшенных коллекторских свойств высокоуглеродистых пород с учетом оценки степени катагенетической преобразованности высокоуглеродистых отложений методом ИК-спектроскопии самой минеральной матрицы (патент RU 2684670) и прослеживании их по площади на основе анализа характеристики гамма-активности пород в комплексе с другими видами каротажа на примере доманиковых отложений. Известный способ выявления улучшенных коллекторских свойств высокоуглеродистых пород включает отбор образцов керна из высокоуглеродистых пород, исследование образцов проб методом ИК-спектроскопии, получение ИК-спектров минеральной матрицы породы и сопоставление их с эталонными спектрами. Полученные спектры сравнивают по соотношению волновых чисел и величин их интенсивностей с ИК-спектрами эталонной коллекции, содержащими характеристику породной матрицы и характеристику градаций катагенеза органического вещества. По результатам сравнения выбирают образцы с наименьшей степенью преобразованности (МК2-МК3), а в пределах этих градаций выделяют породы с улучшенными коллекторскими свойствами.

Недостатком данного способа является отсутствие учета неоднородности литологического состава пород при выделении интервалов разреза с улучшенными коллекторскими свойствами, из-за которого коллекторские свойства и радиоактивность пород могут сильно меняться, что может привести к недостоверной прогнозной оценке.

Кроме того, выявление степени катагенетической преобразованности породы с последующим прослеживанием этой степени по данным геофизических исследований скважин (ГИС) в рамках известного способа проводится без учета литологической неоднородности, которая оказывает решающее влияние на показания кривых радиоактивного каротажа и не позволяет проводить надежную оценку катагенеза. Кроме того, метод гамма-каротажа плохо метрологизирован, в результате чего использование величин абсолютной радиоактивности по гамма-каротажу не всегда приводит к получению достоверных результатов.

Также среди недостатков известного способа следует отметить необходимость сравнения измеряемых показателей с уникальными эталонами, которые отсутствуют для нефтематеринских баженовских отложений Западной Сибири.

Из уровня техники известен способ поиска залежей нефти в отложениях баженовской свиты, основанный на установлении перспективных площадей нефтеносности в нетрадиционных коллекторах баженовской свиты и их оконтуривании в зонах влияния высоких температур на коллекторские свойства пород за счет наложенных гидротермально-метасоматических процессов (патент RU 2596181 С1). Способ включает грави- и магниторазведочные исследования, на основании которых выделяют области распространения отрицательных гравиметрических и магнитных аномалий, связанных с кислыми экструзивными куполами, а также сейсморазведочные исследования, бурение и геофизические исследования скважин. По данным сейсморазведочных работ интерпретируют основные отражающие горизонты, региональные и зональные покрышки осадочного чехла и его основание, выявляют на основе анализа сейсмических временных разрезов области выклинивания региональной покрышки радомской свиты, моделируют ее распространение на площади. По результатам геофизических исследований скважин и керновых данных проводят литолого-фациальные и палеогеографические исследования отложений, слагающих осадочный бассейн, устанавливают области распространения гранулярного коллектора, которые являются областями разгрузки для флюидов, проводят геолого-геохимические исследования керна и выявляют температурные аномалии и зоны вторично преобразованных пород, устанавливают зависимости между продуктивностью скважин и областями распространения температурных аномалий, на основе обобщенных данных строят прогнозный интегральный контур распространения залежей нетрадиционных коллекторов.

Известный способ предусматривает проведение дорогостоящих и трудоемких работ по измерению магнитных и гравитационных полей, сейсморазведочных работ и последующей интерпретации данных для выявления перспективных площадей в зонах влияния гидротермально-метасоматических процессов, что затрудняет исследования и приводит к их значительному удорожанию.

Известен способ определения зрелых углеродсодержащих нефтематеринских пород и уточнения их катагенеза (RU 2634254), согласно которому в пределах первой половины мезокатагенеза анализируют органическое вещество, растворимое в органических растворителях (битумоид), полученное экстракцией полярным органическим растворителем. После чего проводят хроматографический анализ битумоида и определяют абсолютное или относительное содержание изомеров бензонафтофурана.

Недостатком способа является определение стадии катагенеза без ее дифференцирования на нормальную (фоновую) или аномальную. Так, например, при рассмотрении северных территорий Западной Сибири, где повсеместно фиксируется высокая степень катагенеза, в результате применения данного способа следует ожидать и повсеместное распространение залежей в ВНБО, тогда как залежи расположены только в определенных зонах. Отсутствие надежной методики выделения на масс-фрагментограммах m/z=218 изомеров бензонафтофурана, соотношение которых используется для определения стадии катагенеза, является вторым недостатком способа.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является способ прогноза наличия залежей нефти в отложениях баженовской свиты на основе определения гидротермально преобразованных пород по обогащению легким изотопом кислорода вторичных карбонатов и наличию характерных минерально-структурных ассоциаций пород, определяемых петрографическими методами (Карпова, Е. В., Хотылев, А. О., Мануйлова, Е. А., Майоров, А. А., Краснова, Е. А., Хотылев, О. В., Балушкина, Н. С, Калмыков, Г. А., Гидротермально-метасоматические системы как важнейший фактор формирования элементов нефтегазоносного комплекса в баженовско-абалакских отложениях. Георесурсы 23, 2 (2021), 142-151.)

Недостатками описанного в статье способа является его трудоемкость, выраженная в необходимости проведения большого объема петрографических исследований, необходимых для суждения о гидротермальной проработке пород.

Таким образом, техническая проблема, решаемая посредством заявляемого изобретения, заключается в необходимости создания способа, позволяющего прогнозировать наличие залежей нефти без сложной пробоподготовки и дорогостоящих длительных исследований, определять наличие положительной аномалии катагенеза (ПАК), обусловленной действием гидротермальных флюидов.

Выявление ПАК гидротермальной природы указывает на воздействие на породы не только высоких температур, но и растворов разного состава, которые приводят к точечному растворению разных компонентов пород и формированию порового пространства, что позволяет утверждать о необходимости использования данного фактора для прогнозных решений. Наличие порового пространства в нефтематеринских баженовских породах указывает на присутствие залежи, поэтому реализация способа позволяет выявлять участки, перспективные для опробования баженовских отложений на нефть и газ.

Краткое описание сущности изобретения

В рамках описания заявляемого изобретения используются следующие термины и определения:

«Катагенетическая аномалия» - катагенетическая преобразованность органического вещества (ОВ) пород, отличная от фонового регионального уровня катагенеза.

«Положительная катагенетическая аномалия» - превышение катагенетической преобразованности органического вещества над фоновым региональным уровнем катагенеза (ПАК).

Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в разработке простого и достоверного способа прогнозирования распространения перспективных нефтегазоносных участков, в том числе, за счет использования комплекса значимых параметров, позволяющих прогнозировать распространение повышенной катагенетической преобразованности баженовских пород при сокращении объемов керновых исследований, площадных сейсмических, грави- и магниторазведочных работ.

Заявленный технический результат достигается тем, что способ выявления положительных катагенетических аномалий, связанных с гидротермальной проработкой пород, в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях, включающий последовательность действий, в соответствии с которой

1) выбирают опорную скважину, в которой проводят гамма-каротаж, в результате которого выделяют баженовские отложения с последующим отбором колонки керна из интервала, включающего баженовские отложения, а также подстилающие и перекрывающие отложения на расстояние не менее 5 м интервалов,

2) в колонке керна выделяют пласт с радиоактивностью пород, более чем в 2 раза превышающей радиоактивность глин, подстилающих баженовские отложения, из которого отбирают образцы в количестве не менее 3 штук на 1 м керна без содержания остатков двустворчатых моллюсков с последующим измерением в этих образцах пиролитических параметров, включая количество углеводородов, которые могут образоваться при реализации нефтематеринского потенциала породы (S2, мг УВ/г породы) и общее количество органического углерода в породе (ТОС, % масс.), по которым определяют индекс трансформации органического вещества TR_опор по формуле:

TRопор=(HI0-HI сред.)/Н10)*100,

где НI0 - исходное значение водородного индекса для керогена,

a HI сред. - усредненное для отобранных образцов значение водородного индекса (HI), измеряемого в процессе пиролиза и равного HI=(S2/TOC)* 100,

3) в колонке керна выделяют жилы и трещины, выполненные карбонатными минералами, при этом из центральной части жил и из стенок трещин отбирают по меньшей мере по одному образцу кальцита и/или доломита, и проводят измерения изотопного состава кислорода для всех отобранных образцов с определением соотношения стабильных изотопов кислорода δ¹⁸O и выбирают минимальное значение указанного параметра,

4) из колонки керна отбирают образцы кристалла кристалла кварца с последующим измерением для каждого отобранного образца температуры гомогенизации Тгомоген газово-жидких включений и выбирают максимальное значение указанного параметра,

5) из колонки керна откалывают куски породы в ее естественном состоянии в количестве не менее одного скола с одного метра керна, исключая известняки и доломиты, с последующим определением на поверхности скола минералов-индикаторов процесса гидротермального метасоматоза,

6) вывод о наличии положительных катагенетических аномалий в опорной скважине делают при выполнении следующих условий:

TRопор>30%,

Тгомоген>(Н*30+10), °С; где Н - глубина расположения образца, км,

количество минералов-индикаторов гидротермальных процессов ≥1.

Баженовские отложения в результате гамма-каротажа определяют по значению радиоактивности более 16 микрорентген/час и повышенному сопротивлению более 9 Ом/м. Для получения значения HI сред, определяют значение HI для каждого образца, исключают из рассмотрения значения HI менее 2,5% и определяют среднее значение для оставшейся выборки. Н1о для зоны распространения баженовской и тутлеймской свит выбирают равным 715 мг УВ/г ТОС. В качестве минералов-индикаторов процесса гидротермального метасоматоза используют минералы кислого или щелочного ряда, формирование которых возможно только при привносе гидротермального вещества, и не характерные для нормальных осадочных пород кислого и щелочного ряда, при этом в качестве минералов минералы кислого ряда включают ярозит, мелантерит, натроярозит, а в качестве минералов щелочного ряда включают анкерит, сидерит, родохрозит, магнезит, смитсонит, кутнагорит.

Заявленный технический результат достигается также в результате применения способа прогноза наличия залежей подвижной нефти в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях, включающий определения наличия положительной катагенетической аномалии в опорной скважине способом по п. 1, определение наличия положительной катагенетической аномалии по меньшей мере в одной разведочной скважине способом, аналогичным способу для опорной скважины, при этом наличие залежи прогнозируют при выполнении соотношения TR_развед≥0.9* TRопор, где ТR_развед - индекс трансформации органического вещества в разведочной скважине, определяемый аналогично TR_опор.

Для достижения заявленного технического результата в заявляемом способе, включающем бурение глубоких опорных скважин с отбором керна, отбор образцов керна из высокоуглеродистых пород, определение изотопного состава кислорода кальцита и доломита карбонатов и расчет температуры гомогенизации газово-жидких включений, сокращен объем петрографических исследований. Установлено, что по значению индекса трансформации органического вещества, полученному в результате пиролитических исследования, значению температуры гомогенизации пород, полученному в результате температурных расчетов, соотношению стабильных изотопов кислорода в породе, полученному в результате анализа данных изотопии и наличию естественных сколов образцов пород, выявленных в результате электронной микроскопии, можно судить о гидротермальной проработке пород и определении ПАК этих пород. Таким образом, описанный комплекс параметров позволяет достоверно прогнозировать наличие залежи на исследуемом участке, что подтверждается полученными значениями притоков углеводородов.

Упрощение исследований достигается за счет того, что керновые исследования проводятся без трудоемких петрографических работ, пиролитические, изотопные измерения и определение температуры гомогенизации проводят на породах из известных интервалов разреза. Сокращение площадных сейсмических, грави- и магниторазведочных работ достигается за счет того, что выбор опорной скважины и прогноз распространения перспективных нефтегазоносных участков проводится путем анализа карты катагенеза и определения наличия ПАК, исключая проведение и анализ данных сейсмических, грави- и магниторазведочных работ. Краткое описание чертежей

Заявляемый способ иллюстрируется следующими изображениями, где

на фиг. 1 представлен геолого-геофизический планшет по скважине, вскрывшей баженовские отложения;

на фиг. 2 представлены А-характерный облик пластов, из которых отбираются образцы на пиролитические исследования, Б - фрагмент створки Buchia, непригодной для взятия образца для пиролитических исследований;

на фиг. 3 представлен характерный облик карбонатных жил (А - под ультрафиолетовой лампой; Б - под дневным светом) и В - жил, заполненных кальцитом, с трещиной в центральной части (см. выделенный квадрат), из которых отбираются образцы для изотопных исследований;

на фиг. 4 представлены А - кристаллы кварца в баженовских отложениях, Б - кристалл кварца с газово-жидким включением (в центре кристалла) для определения температуры их (газово-жидких включений) гомогенизации;

на фиг. 5 представлены примеры гидротермальных минералов, снятых под растровым электронным микроскопом (РЭМ):

кислотные гидротермально-метасоматические минералы - спектр 1, спектр 2 - ярозит, спектр 5 - натроярозит; спектр 6 - мелантерит;

щелочные гидротермально-метасоматические минералы - 1, 2 - кутнагорит (1 - кристалл кутнагорита на стенке каверны; 2 - в массе породы); 3 - смитсонит-сфалеритовые агрегаты;

на фиг. 6 (а, б) представлено распределение по площади участка зон локальной гидротермальной проработки пород, в которых установлены ПАК и перспективность которых доказана испытанием (получены промышленные притоки нефти и/или газа).

Осуществление изобретения

Реализация заявляемого способа выявления положительных катагенетических аномалий (ПАК), связанных с гидротермальной проработкой пород, в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях, описана далее на примере конкретной реализации:

1 этап - выбор опорной скважины

Для выявления ПАК в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции была пробурена опорная скважина на территории участка 100×100 км, степень катагенеза которого по региональным картам оценивается как МК1-МК2 (по Вассоевичу, отражательная способность по витриниту R0=0.5÷0.85). Опорная скважина закладывалась в зоне участка, которая по карте значений TR соответствовала 75-100% преобразованности органического вещества.

В радиусе 50 км от скважины есть зоны, где величина TR меняется более чем на 30%, составляя 30-54%. Опорная скважина пробурена таким образом, что ее пересечение кровли ВНБО проходит в месте с максимальным значением TR_max.

В общем случае, выбор места заложения опорной скважины осуществляют следующим образом:

выбирают участок территории размером 100*100 км, на котором, согласно карте катагенеза, выделяют область с минимальным значением индекса трансформации TR_min. Внутри указанной территории (100 на 100 км) с отступом от ее границ на 10 км с каждой стороны (территория 80×80 км) определяют область с максимальным значением индекса трансформации TR_max.

В случае TR_max - TR_min≥30 и TR_max находится в области локального экстремума, то есть, для значения индекса трансформации TR по меньшей мере, в двух направлениях от области со значением TR_max выполняется соотношение TR_max - TR≥10, опорную скважину бурят в области TR_max.

Опорную скважину размещают таким образом, чтобы ее пересечение с кровлей высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложений проходит в зоне с максимальным значением TR_max или в зоне, отступающей от положения с максимальным значением TR_max не более чем на 200 м.

На фиг. 1 представлен геолого-геофизический планшет по скважине, вскрывшей ВНБО, на котором вынесены в отдельные поля:

глубина исследований в м;

минерально-компонентная модель, представляющая собой концентрации отдельных номинальных минералов и органического вещества: апатита, альбита, пирита, сидерита, доломита, кальцита;

макрокомпонент - суммы отдельных минералов: глина-сумма всех глинистых минералов, кремнезема - все минералы группы опал-кварц (SiO₂);

ОВ-органическое вещество.

В выбранной таким образом опорной скважине проводят гамма-каротаж (https://www.geolib.net/gis/gamma-karotazh.html) с выделением интервала (с указанием глубины) с радиоактивностью более 16 мкР/час (GR-гамма каротаж в единицах GAPI /измерения проводились компанией Шлюмберже/ - для перевода в единицы принятые в РФ - мкР/час необходимо значения GR в GAPI разделить на 15; NGR - нейтронный гамма каротаж в числе импульсов в секунду; RHOB изменение плотности по стволу скважины в g/cm³=г/cm³; ВК - боковой каротаж в Омм) и сопротивлением более 25 Ом/м.

Так, приведенный в качестве примера (фиг. 1) интервал характеризуется значением радиоактивности более 16 мкР/ч и сопротивлением более 30 Ом/м. Такой интервал соответствует разрезу ВНБО. Из данного интервала была отобрана колонка керна из ВНБО, а также подстилающих и перекрывающих отложений (интервал глубины 2598-2595 м и 2639-2642 м на фиг. 1). Керн отбирался также из подстилающих и перекрывающих отложений, так, чтобы интервал отбора не менее чем на 5 метров вниз и вверх перекрывал баженовские отложения (интервалы отбора керна выше 2598 м и ниже 2639 м на фиг. 1).

В результате интерпретации результатов гамма-каротажа формируют разделение колонки керна на пачки (интервалы) по данным комплексного анализа вещественного состава, измеренного на колонке керна и физических свойств, определенных в результате интерпретации данных геофизических исследований скважин (ТИС).

Проведено литологическое описание керна, в результате которого были выделены интервалы (LB, 4, 5, 6, см. фиг. 1), в которых проводился дальнейший отбор образцов для аналитических исследований. Из интервала 4 (пачка 4) отбирали образцы для пиролитических исследований в соответствии с условиями отбора образцов, при этом интервал LB и подстилающие отложения предпочтительны для поиска кристаллов кварца с газово-жидкими включениями.

2 этап - пиролитические исследования

Отбор образцов для пиролитических исследований проводили из расчета не менее 3 штук на 1 м керна из интервала 4 (фиг. 1). Интервал сложен темно-серыми с буроватым оттенком углеродистыми глинисто-кремнистыми породами с прослойками детрита двустворок (фиг. 2.Б), аммонитами и остатками радиолярий, рыб и теутид. Маркируют ее крупные двустворки (фиг. 2.Б), на боковой поверхности керна выраженные как белесые прослои призматического кальцита размером от 1 до 5 мм и более, концентрация которых в пласте изменяется (фиг. 2.А). Образцы для пиролиза отбирали из темных интервалов, не захватывая раковины или белесые пропластки (двустворчатые моллюски), так как измерение пиролитических параметров из белесых пропластков, сложенных кальцитом, приводит к искажению результатов пиролиза и некорректному определению индекса трансформации TR.

Важным является тот факт, что образцы для проведения пиролиза отбирают из участков пласта, не содержащих остатки двустворчатых моллюсков, включая бухии и иноцерамы, в виде кусочков произвольной формы, масса которых не меньше 10 гр. Пиролитические исследования проводили на приборах HAWK или Rock Eval по стандартным методикам (Лопатин Н. В., Емец Т. П. Пиролиз в нефтегазовой геологии. М.: Наука, 1987. 143 с).

В процессе пиролиза для каждого образца измеряли стандартные пиролитические параметры: S2 - выход углеводородных соединений в интервале температур 300-650°С, мг УВ/г породы; общее количество органического углерода в породе- ТОС, % масс. (Total Organic Carbon - ТОС);

Индекс трансформации органического вещества рассчитывали по формуле:

где НI₀ - исходное значение водородного индекса для керогена, которое для зоны распространения баженовской и тутлеймской свит выбирают равным 715 мг УВ/г ТОС,

a HI сред. - усредненное для отобранных образцов пласта значение водородного индекса (HI), измеряемого в процессе пиролиза.

Для выбора значения Н1о проводят исследования образцов керна, из скважины, пробуренной в зоне низкой стадии катагенеза и восстанавливают Н1о по аналогии с описанными измерениями в статье (Технология исследования геохимических параметров органического вещества керогенонасыщенных отложений (на примере баженовской свиты, Западная Сибирь) / Е.В. Козлова, Н.П. Фадеева, Г.А. Калмыков и др. // Вестник Московского университета. Серия 4: Геология. - 2015. - №5. - С. 44-53.). В результате проведенных исследований величина Н1о выбрана равной 715 мг УВ/г ТОС. Для области с повышенным содержанием террагенного органического вещества эта величина в результате измерений была принята равной 415 мг УВ/г ТОС.

Для определения значения HI сред, определяли значение HI для каждого образца, из рассмотрения исключили значения HI для образцов с измеренной величиной ТОС менее 2,5%, после чего определили среднее значение для оставшейся выборки. При этом значение HI для каждого образца определяли на основании ранее полученных значений S2 и ТОС: HI=(S2/TOC)*100.

В нашем случае диапазон измеренных на образцах керна величин водородного индекса HI составил 105-165, среднее значение НI сред=138.

Таким образом, для отобранных в результате проведенных исследований образцов установлено следующее значение индекса трансформации TRопор=181.

3 этап - определение изотопного состава кислорода

В колонке керна в баженовских отложениях, либо в подстилающих отложениях абалакской свиты при макроскопическом описании выделяют жилы и трещины, выполненные карбонатными минералами. Со стенок трещин, либо из центральных частей карбонатных жил (отмечены красными квадратами на фиг. 3Б и 3В) отобраны образцы кальцита или доломита произвольной формы для проведения изотопных исследований.

Измерение изотопного состава кислорода кальцита или доломита проводят, например, на изотопном масс-спектрометре Delta V Advantage (Thermo Fisher Scientific), соединенном с линией пробоподготовки Gas Bench II.

Измельченные образцы подвергали обработке полифосфорной кислотой на линии пробоподготовки Gas Bench II, подключенной непосредственно к масс-спектрометру. Анализировали состав стабильных изотопов углерода (δ13С) (https://ru.wikipedia.org/wiki/Δ13C) и кислорода (δ¹⁸О) (https://en.wikipedia.org/wiki/Δ180) углекислого газа, выделившегося в результате реакции карбоната с кислотой.

Изотопные значения кислорода указываются в %о относительно VPDB (промилле) - аналог PDB (Pee Dee Belemnite, Belemnita Americana из известняковой формации Pee Dee Южной Каролины).

Точность измерений контролировалась по международному стандарту NBS-19. Точность измерений составляет 0,1

Индикатором температуры образования кальцита является отношение стабильных изотопов кислорода (δ¹⁸О=O18/O16).

Для каждого из отобранных образцов получены следующие значения δ¹⁸О: -5,9VPDB, -3,3VPDB, -18,1VPDB, -9,4VPDB. Наименьшее значение δ¹⁸О=-18,1VPDB выбрано для целей дальнейшего исследования.

При значениях δ¹⁸О<(-18) (промилле) карбонатные породы относили к гидротермально преобразованным.

4 этап - исследование кристаллов кварца

Из колонки керна отбирают образцы кристаллов кварца с флюидными включениями (фиг. 4Б) для определения температуры их гомогенизации. Изучение флюидных включений проводили в лаборатории геохимии ИГЕМ РАН. Микротермометрические исследования флюидных включений были выполнены при помощи микротермокамеры THMSG-600 фирмы "Linkam" (Англия). Для целей дальнейшего исследования выбирают максимальное значение температуры гомогенизации образца. Так, для отобранных образцов получено максимальное значение 1 гомоген, равное 100°С.

По температуре гомогенизации первичных двухфазовых флюидных включений с водно-солевыми растворами была установлена вариация температур от 100 до 267°С, что превышает величины пластовых температур на глубине залегания отложений.

5 этап - исследование сколов

Из колонки керна откалывают куски породы в ее естественном состоянии в количестве не менее одного скола с одного метра керна (фиг. 1), исключая пласты известняков и доломитов. Размер образца скола составлял менее 1 см.

Поиск минералов индикаторов гидротермального метасоматоза (фиг. 5) проводили на поверхности сколов под сканирующим электронным микроскопом JEOL JSM-6610LV при увеличении в 2500 раз. Образцы исследовались в режиме вторичных электронов при ускоряющем напряжении 15 кВ. Элементный анализ проводился методом энергодисперсионной спектроскопии (EDS) в режиме реального времени от Oxford Instruments. Перед исследованием образцы покрывали тонкой пленкой платины для создания электропроводности с использованием камеры ионного покрытия JEOL.

Гидротермальная проработка в виде щелочного метасоматоза проявлялась в широком развитии новообразованных минералов: анкерита, магнезита, смитсонита (ZnCO3), кутнагорита Са (Mn, Mg, Fe) (СО3)2 (фиг. 5).

Свидетельством гидротермальных процессов, приведших к метасоматозу кислотного типа в изученных породах, является присутствие минералов классов сульфатов, сульфидов и гематита. Сульфаты представлены широкой группой минералов: гипс; ангидрит; натроярозит Na, Fe (SO4)2(OH)6; ярозит K, Fe3(SO4)2(OH)6; мелантерит Fe (S04)⋅7Н2O; сольфатерит NaAl (SO4)2; барит BaSO4 (фиг. 5). Одним из маркеров гидротермального потока являлось повышенное содержание бария в отдельных пробах, а также кристаллизация барий-содержащих минералов. В исследуемых пробах также был обнаружен относительно редкий минерал - баритокальцит ВаСа (СО3)2.

Сульфидная минерализация проявлена в образовании пирита, сфалерита, пирротина, халькопирита, миллерита, широко развитых как в породах баженовской, так и в породах абалакской свиты.

6 этап - определение катагенетических аномалий

Для принятия решения относительно наличия положительных катагенетических аномалий в опорной скважине анализируют полученные в результате исследований этапов 2-5 значения:

TR_опор>30%,

δ¹⁸О<(-18VPDBA)

T_{гомоген}>(Н*30+10), °С; где Н - глубина расположения образца, км, количество минералов-индикаторов гидротермальных процессов ≥1.

В рассматриваемом случае получены следующие значения:

TR_опор=80,3%,

δ¹⁸О=(-18,1VPDB),

Т_{гомоген}=100°С,

количество минералов-индикаторов гидротермальных процессов =1.

Таким образом, по данным значениям (в качестве критерия удовлетворения условию принятия положительного решения рассматривают удовлетворение неравенствам) фиксируют гидротермальную проработку пород и определяют наличие положительной катагенетической аномалии.

Описанный выше способ выявления положительных катагенетических аномалий, связанных с гидротермальной проработкой пород может быть использован для прогноза наличия залежей подвижной нефти в ВНБО. Согласно способу, в разведочных скважинах, бурящихся на анализируемой территории, проводят отбор керна и измерение пиролитических параметров высокорадиоактивного пласта, обогащенного бухиями и иноцерамами (пачка 4 фиг. 1, фиг. 2), с последующим определением индекса трансформации в разведочной скважине (ТRразвед) аналогично определению данного параметра для опорной скважины TRопор (см. уравнение (1)). Полученные значения TRразвед сравнивают со значением TRопор. При выполнении соотношения TRpaзвeд≥0.9* TRonop участок, на котором пробурена разведочная скважина, считают перспективным для опробования баженовских отложений на нефть и газ.

Данное соотношение подтверждено результатами исследований, проведенными на лицензионном участке. В частности, на фиг. 6 в нижней части рисунка приведено изображение Каменного лицензионного участка (ЛУ) (на фиг. 6 он обозначен КАМЕННЫЙ УЧ.) На этом ЛУ была пробурена опорная скважина №7. Скважина 7 закладывалась в зоне, которая по карте значений TRопор соответствовала 75-100% преобразованности органического вещества, то есть в отношении данной опорной скважины установлено наличие положительной катагенетической аномалии.

Так как, в радиусе 50 км (зона локального участка выбирается как 100×100 км) присутствуют разрезы, где степень преобразованности ОВ по значениям TR составляет 50-54%, то изучаемый локальный участок соответствует требованиям об изменении TR более чем 30%. В скважине 7 был отобран керн из всего разреза баженовских и вмещающих отложений и проведены все анализы согласно вышеприведенному описанию. Обработка полученных результатов показала, что значение TR соответствовало 80,3%, были выявлены минералы индикаторы гидротермальной проработки кислого ряда: мелантерит; сольфатерит; барит. Изотопия кислорода из карбонатных жил составила δ¹⁸О<(-18,1÷21). При испытании скважины в интервале баженовских отложений был получен приток>10 т/сутки. В дальнейшем были пробурены несколько разведочных скважин с отбором керна из баженовских отложений: 8, 12 и 16. Значения TRpaзвeд для скважин 8 и 12 составило 78% и 75%, соответственно. Апробация обоих скважин обеспечила промышленный приток (более 2 т/сутки из баженовских отложений). Пиролитические исследования интервала разреза баженовских отложений, вскрытых скважиной 16, показали значения TRpaзвeд =62%. Испытания данной скважины не дали притока углеводородов из баженовских отложений.

На фиг. 6 приведена карта распространения залежей углеводородов (позиция 3), оконтуренных по категории В2, и зон распространения катагенетических аномалий, связанных с гидротермальной проработкой баженовских отложений. В пределах контуров распространения залежей углеводородов пробурены продуктивные скважины, что подтверждает возможность использования зон ПАК в качестве прогнозного критерия промышленной нефтеносности баженовских отложений.

Таким образом, заявляемый способ прогноза наличия залежей на исследуемом участке может быть реализован по определению положительной катагенетической аномалии опорной скважины, что значительно сокращает объем исследований и позволяет осуществить прогнозные действия в более сжатые сроки.

Заявляемое изобретение относится к области нефтегеологических исследований и может быть использовано для обнаружения залежей подвижной нефти в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях (ВНБО). Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в разработке простого и достоверного способа прогнозирования распространения перспективных нефтегазоносных участков за счет использования комплекса значимых параметров, позволяющих прогнозировать распространение повышенной катагенетической преобразованности баженовских пород при сокращении объемов керновых исследований, площадных сейсмических, грави- и магниторазведочных работ. В частности, заявлен способ выявления положительных катагенетических аномалий, связанных с гидротермальной проработкой пород, в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях, включающий последовательность действий, в соответствии с которой выбирают опорную скважину, в которой проводят гамма-каротаж, в результате которого выделяют баженовские отложения с последующим отбором колонки керна из интервала, включающего баженовские отложения, а также подстилающие и перекрывающие отложения на расстояние не менее 5 м интервалов. В колонке керна выделяют пласт с радиоактивностью пород, более чем в 2 раза превышающей радиоактивность глин, подстилающих баженовские отложения, из которого отбирают образцы в количестве не менее 3 штук на 1 м керна без содержания остатков двустворчатых моллюсков с последующим измерением в этих образцах пиролитических параметров, включая количество углеводородов, которые могут образоваться при реализации нефтематеринского потенциала породы и общее количество органического углерода в породе, по которым определяют индекс трансформации органического вещества (TR_опор). В колонке керна выделяют жилы и трещины, выполненные карбонатными минералами. При этом из центральной части жил и из стенок трещин отбирают по меньшей мере по одному образцу кальцита и/или доломита, проводят измерения изотопного состава кислорода для всех отобранных образцов с определением соотношения стабильных изотопов кислорода δ¹⁸O и выбирают минимальное значение указанного параметра. Далее из колонки керна отбирают образцы кристалла кварца с последующим измерением для каждого отобранного образца температуры гомогенизации (Т_{гомоген}) газово-жидких включений и выбирают максимальное значение указанного параметра. Затем из колонки керна откалывают куски породы в ее естественном состоянии в количестве не менее одного скола с одного метра керна, исключая известняки и доломиты, с последующим определением на поверхности скола минералов-индикаторов процесса гидротермального метасоматоза. Вывод о наличии положительных катагенетических аномалий в опорной скважине делают при выполнении следующих условий: TR_опор>30%, δ¹⁸O<(-18), Т_{гомоген}>(Н*30+10), Н - глубина расположения образца и количество минералов-индикаторов гидротермальных процессов ≥1. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 7 ил.

1. Способ выявления положительных катагенетических аномалий, связанных с гидротермальной проработкой пород, в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях, включающий последовательность действий, в соответствии с которой выбирают опорную скважину, в которой проводят гамма-каротаж, в результате которого выделяют баженовские отложения с последующим отбором колонки керна из интервала, включающего баженовские отложения, а также подстилающие и перекрывающие отложения на расстояние не менее 5 м интервалов, в колонке керна выделяют пласт с радиоактивностью пород, более чем в 2 раза превышающей радиоактивность глин, подстилающих баженовские отложения, из которого отбирают образцы в количестве не менее 3 штук на 1 м керна без содержания остатков двустворчатых моллюсков с последующим измерением в этих образцах пиролитических параметров, включая количество углеводородов, которые могут образоваться при реализации нефтематеринского потенциала породы (S2, мг УВ/г породы) и общее количество органического углерода в породе (ТОС, % масс.), по которым определяют индекс трансформации органического вещества TR_опор по формуле

TR_опор=(HI₀-HI_сред)/HI₀)*100,

где НI₀ - исходное значение водородного индекса для керогена,

a HI_сред - усредненное для отобранных образцов значение водородного индекса (HI), измеряемого в процессе пиролиза и равного HI=(S2/TOC)*100, в колонке керна выделяют жилы и трещины, выполненные карбонатными минералами, при этом из центральной части жил и из стенок трещин отбирают по меньшей мере по одному образцу кальцита и/или доломита, проводят измерения изотопного состава кислорода для всех отобранных образцов с определением соотношения стабильных изотопов кислорода δ¹⁸O и выбирают минимальное значение указанного параметра, из колонки керна отбирают образцы кристалла кварца с последующим измерением для каждого отобранного образца температуры гомогенизации Т_{гомоген} газово-жидких включений и выбирают максимальное значение указанного параметра, из колонки керна откалывают куски породы в ее естественном состоянии в количестве не менее одного скола с одного метра керна, исключая известняки и доломиты, с последующим определением на поверхности скола минералов-индикаторов процесса гидротермального метасоматоза, вывод о наличии положительных катагенетических аномалий в опорной скважине делают при выполнении следующих условий:

TR_опор>30%,

δ¹⁸O<(-18),

Т_{гомоген}>(Н*30+10), °С;

где Н - глубина расположения образца, км,

количество минералов-индикаторов гидротермальных процессов ≥1.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что баженовские отложения выделяют по значениям естественной радиоактивности более 16 мкР/ч и значениям сопротивления более 25 Ом/м.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что для получения значения HI_сред определяют значение HI для каждого образца, исключают из рассмотрения значения HI для ТОС менее 2,5% и определяют среднее значение для оставшейся выборки.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что НI₀ для территории распространения баженовской и тутлеймской свит выбирают равным 715 мг УВ/г ТОС.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве минералов-индикаторов процесса гидротермального метасоматоза используют минералы кислого или щелочного ряда, формирование которых возможно только при привносе гидротермального вещества, и не характерные для нормальных осадочных пород кислого и щелочного ряда.

6. Способ прогноза наличия залежей подвижной нефти в высокоуглеродистых нефтематеринских баженовских отложениях, включающий определение наличия положительной катагенетической аномалии в опорной скважине способом по п. 1, определение наличия положительной катагенетической аномалии по меньшей мере в одной разведочной скважине способом, аналогичным способу для опорной скважины, при этом наличие залежи прогнозируют при выполнении соотношения TR_развед≥0.9*TR_опор, где TR_развед - индекс трансформации органического вещества в разведочной скважине, определяемый аналогично TR_опор.