Способ проведения геологоразведочных работ по выявлению новых месторождений нефти и газа и определения их границ в древних нефтегазоносных бассейнах Российский патент 2024 года по МПК G01V11/00 G01V1/30 

Область техники

Заявляемое изобретение относится к области нефтегеологических исследований и может быть использовано при поиске нефтяных и газовых месторождений в древних нефтегазоносных бассейнах, где происходило переформирование месторождений углеводородов во времени.

Уровень техники

Трудность открытия месторождений нефти и газа в древних бассейнах заключается в необходимости поиска переформированных неантиклинальных залежей, где флюидоупорами являются вторично преобразованные породы коллекторы, а не литологическое замещение пород-коллекторов на глинистые разности. В связи с этим классический подход к открытию антиклинальных и литологически экранированных месторождений, основанный на литолого-фациальном анализе распространения продуктивных отложений является малоинформативным или может приводить к неправильным результатам. Кроме того, в настоящее время вектор открытия новых месторождений углеводородов смещается на восток (Восточная Сибирь, Дальний Восток) и, соответственно, необходимы новые технологии открытия месторождений, прогноза распространения продуктивных толщ по площади и выбора наиболее эффективных систем разработки с учётом новых представлений о геологическом строении месторождений в древних бассейнах.

Из уровня техники известны следующие публикации, раскрывающие различные способы проведения геологоразведочных работ, обеспечивающие выявление новых месторождений нефти и газа.

Так, из публикации «Реализация метода палеореконструкций при обосновании геологических моделей» http://www.oilnews.ru/17-17/realizaciya-metoda-paleorekonstrukcij-pri-obosnovanii-geologicheskix-modelej/ известен способ проведения геологоразведочных работ, основанный на восстановлении палеорельфа с помощью метода реконструкции «репер сверху», который расположен по вертикали не выше 80-100 м от исследуемой поверхности. Главной задачей данного способа является реконструкция палеорельфа на локальной территории для дальнейшего построения фациальных карт и уточнения запасов. В соответствии с данным способом проведено восстановление палеорельефа по данным 3Д-сейсморазведки и скважин, что позволило восстановить приподнятые зоны (палеоострова), в пределах которых происходило размытие их под влиянием вдольбереговых течений и деятельности волн, что привело к переотложению преимущественно песчаных разностей в погруженных частях палеорельефа (палеовпадинах или палеоруслах). Именно с этими песчаниками и связаны продуктивные горизонты района исследований. Таким образом, такой раскрытый в данном источнике подход правомерен для уже открытых и разрабатываемых месторождений с целью выявления распространения продуктивных отложений по площади и бурения новых эксплуатационных скважин и трудно адаптируем для прогноза и открытия новых месторождений.

В публикации «Палеотектонические реконструкции и прогноз перспектив нефтегазоносности базальных отложений осадочного чехла центральной части Непско-Ботуобиской антеклизы» Б.А.Лысов, Д.Д.Попов, 2011, раскрыт способ проведения геологоразведочных работ, основанный на совместном анализе толщин перспективных нефтегазоносных комплексов на основе палеоанализа и современного структурного плана с целью прогноза нефтегазоносности базальных терригенных отложений венда. В статье дан прогноз перспектив нефтегазоносности различных тектонических зон Непско-Ботуобиской антеклизы. По результатам сопоставления палеотектонических условий формирования интервала кровля ванаварской свиты венда (М2) – кровля фундамента сделан прогноз распространения и мощности базальных терригенных отложений венда. Таким образом, при сопоставлении распространения базальных отложений с современным структурным планом сделан прогноз нефтегазоносности вендских отложений центральной части Непско-Ботуобинской антеклизы.

Известный способ характеризуется ограниченным набором исследований и не позволяет получить полноценные данные о границах залежи и ее объемах.

В патенте РФ на изобретение №2148166 раскрыт «способ разработки залежей углеводородов», в котором палеотектонические реконструкции использованы для выявления зон с наибольшей трещиноватостью, определения возраста дизъюнктивных нарушений и установления областей неотектонических подвижек с целью оптимизации заложения скважин и повышения эффективности разработки месторождения.

Использование палеотектонических методов допустимо для поставленных задач, однако связь зон трещиноватости и разуплотнения пород с обязательным наличием месторождений нефти и газа достоверно не установлена, что снижает достоверность данного способа в плане прогноза. Кроме того, способ не обеспечивает определения границ залежи, а также ее объемов.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ, раскрытый в публикации «Переформирование залежей в древних нефтегазоносных бассейнах (на примере залежей восточного склона Байкитской антеклизы Сибирской платформы)», А.В. Ступакова, И.И. Хведчук, Р.С. Сауткин, Н.И. Коробова, Е.Д. Сивкова, Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, Москва, Россия, ПАО «Красноярскгазпром», Москва, Россия. В данной работе рассмотрены этапы формирования современных залежей в пределах юго-западной части Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна. Описаны основные нефтегазоматеринские толщи, способные генерировать углеводороды, рассмотрено строение терригенного резервуара, разработана модель формирования залежей. Выявлены вторичные преобразования резервуара в зоне развития древних водо-нефтяных контактов (палео-ВНК), полностью запечатывающие пустотное пространство. Наличие нескольких палео-ВНК является доказательством многостадийного переформирования залежей. После изменения структурного плана в палеозой-мезозойское время эти зоны выполняют функцию (роль) литологических флюидоупоров. Соответственно большая часть сгенерированных углеводородов распределилась на пути миграции в пределах склонов современных крупных структур и в переформированных неантиклинальных ловушках. Таким образом, проведено сопоставление палеоплана, в пределах которого могли быть залежи углеводородов (УВ) и современного структурного плана, в результате чего выявлены новые залежи нефти и газа в наиболее гипсометрически высоких интервалах.

Однако, в данном способе не используется анализ предварительно выявленных очагов генерации, не по всем перспективным горизонтам проведена интерпретация с последующими палеоструктурными построениями и не проводится сопоставление современного структурного плана с расположением и размером древней ловушки, что не позволяет определить границы палео-ВНК, ограничивающего распространение УВ в прогнозируемом новом месторождении.

Таким образом, техническая проблема, решаемая посредством заявляемого изобретения, заключается в необходимости преодоления недостатков, присущих приведенным выше аналогам и прототипу за счет создания достоверного способа проведения геологоразведочных работ по выявлению новых месторождений нефти и газа и определению их границ в древних нефтегазоносных бассейнах. Предлагаемый способ позволяет установить распределение углеводородов по площади и определить места для бурения поисково-оценочных, разведочных и эксплуатационных скважин.

Краткое раскрытие сущности изобретения

Технический результат, достигаемый при использовании заявляемого изобретения, заключается в повышении точности определения зон распространения вторичных минералов, наличие которых характеризует возможные зоны распространения углеводородов по исследуемой территории и способствует повышению достоверности выявления новых месторождений нефти и газа и определения их границ в древних нефтегазоносных бассейнах.

Заявляемый способ основан на определении комплекса параметров нефтегазоносных бассейнов, позволяющих определить наличие новых месторождений нефти и газа в древних нефтегазоносных бассейнах. По результатам проведенных исследований были выявлены новые закономерности в формировании нефтегазоносных бассейнов, которые были использованы при разработке заявленного способа, направленного на проведение геологоразведочных работ с целью открытия новых месторождений.

Заявляемый технический результат достигается в результате реализации способа проведения геологоразведочных работ по выявлению новых месторождений нефти и газа и определения их границ в древних нефтегазоносных бассейнах, включающего последовательную реализацию следующих этапов:

- формирование регионального композитного сейсмогеологического профиля, проходящего через предварительно выявленные очаги генерации, пути миграции и зоны аккумуляции углеводородов (УВ) с привязкой к опорным скважинам и геологической карте района исследований,

- проведение структурно-кинематической интерпретации сейсмических горизонтов по сформированному региональному композитному сейсмогеологическому профилю с получением современного структурного плана бассейна,

- проведение палеоструктурных построений с выравниванием на каждый проинтерпретированный горизонт и выявлением изменений структурного плана бассейна во времени,

- выделение зоны нефтегазонакопления по соответствию времени начала генерации очагов УВ и сформировавшейся к этому моменту типу древней ловушки, её размеру и расположению на региональном композитном сейсмогеологическом профиле,

- сопоставление современного структурного плана с расположением и размером древней ловушки для определения границы палео-ВНК, ограничивающей распространение УВ и характеризующейся отсутствием эффективной пористости в результате вторичных преобразований на контакте УВ-вода.

- бурение по меньшей мере одной скважины в выделенной зоне нефтегазонакопления и одной скважины за ее пределами для установления границы палео-ВНК с последующим проведением для каждой скважины комплекса ГИС (геофизических исследований скважин), включающего акустический каротаж и гамма-гамма плотностной каротаж,

- отбор керна из пробуренных скважин с последующим проведением литологических исследований керна с выявлением вторичных минералов, определением значения пористости и проницаемости, при этом при визуальном исследовании шлифов керна в петрографическом микроскопе при скрещенных и параллельных николях определяют литологические экраны, представляющие собой границы зон древних водонефтяных контактов (палео-ВНК) в виде изменённых непроницаемых пород-коллекторов, характеризующихся наличием вторичных минералов, образующихся преимущественно на границе водонефтяных контактов, а также низкой, менее 5%, пористостью и низкой, менее 0,1 мД, проницаемостью,

- определение по ГИС, включающим акустический каротаж (АК) и гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-п), и результатам литологических исследований

а) флюидонасыщенных интервалов;

б) эффективной пористости;

в) плотных непроницаемых пропластков,

г) акустических свойств пород в разных зонах,

- корректировку акустического каротажа (АК) и гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-п) с помощью синтетических кривых для устранения влияния изменения диаметра скважины, связанного с наличием каверн или газонасыщенных интервалов;

- проведение AVO-анализа для определения флюидонасыщения по площади с определением соотношения (Vp/Vs) по площади, при этом фиксируют изменение отношения Vp/Vs, где при Vp/Vs менее 1,6 определяют зону газонасыщения, при Vp/Vs – более 1,9 определяют зону водонасыщения, а при Vp/Vs – от 1,6 до 1,9 определяют переходную зону нефтегазонасыщения;

- построение карты распространения продуктивных участков по площади месторождения с использованием AVO-анализа и учетом палеоструктурных построений, современного структурного плана, литологического описания керна, интерпретации ГИС и акустических свойств отношения интервальных времен пробега продольной (Vp) и поперечной (Vs) волны Vp/Vs.

Отношение Vp/Vs представляет собой обратное отношение интервальных времен пробега продольной (∆DTP) и поперечной (∆DTS) волны. По результатам измерения керна для газонасыщенных пород-коллекторов соотношение Vp/Vs составляет менее 1,6, для водонасыщенных пород-коллекторов Vp/Vs более 1,9, а в переходной зоне, где породы-коллекторы имеют смешенное флюидонасыщение (вода 30-50%, остальное - УВ) Vp/Vs изменяется от 1,6 до 1,9, что и характеризует переходную зону нефтегазонасыщения.

Таким образом, в рамках заявляемого способа на основании результатов исследования керна, отобранного из скважин внутри и вне предварительно выделенной при сопоставлении палеоструктурного и современного плана зоны и нефтегазонакопления, устанавливают границы нового месторождения в древнем нефтегазоносном бассейне, а дальнейшие исследования керна и AVO-анализ 3Д-сейсморазведки определяют области для точечного эксплуатационного бурения внутри месторождения, формируя контур нефтегазоносности.

Заявляемый способ характеризует необходимую для достижения технического результата последовательность действий, и при негативном результате на соответствующем этапе дальнейшие исследования становятся нецелесообразными и малоперспективными. Использование изобретения позволит недропользователям оконтуривать области, содержащие углеводороды, в пределах древних нефтегазоносных бассейнов и установить внутри них зоны для бурения эксплуатационных скважин. При дальнейшем описании изобретения использованы следующие определения и термины, являющиеся общепринятыми в области техники заявляемого изобретения:

Древние нефтегазоносные бассейны – осадочные бассейны с доказанной промышленной нефтегазоносностью, имеющие преимущественно рифейско-палеозойский осадочный чехол и расположенные на древнем кристаллическом основании архей-протерозойского возраста (Геология нефти и газа: Учебник для вузов - М., Недра, 1990г. Э.А.Бакиров и др.).

Современный структурный план – графическое изображение в определённом масштабе распределения по площади или по разрезу абсолютных отметок какой-либо структурной поверхности, представленное в виде карты или профиля (Словарь по геологии нефти и газа. – Л, Недра, 1988).

Структурно-кинематическая интерпретация – метод, который решает группу задач, связанных с изучением формы и местоположением в пространстве различных геологических тел путём прослеживания оси синфазности отраженных волн – одновозрастных отражающих горизонтов (ОГ) на сейсмограммах, построением глубинно-скоростной модели и выделением тектонических нарушений. (Геофизика при изучении земных недр: Учебное пособие. – М., РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2015г. Воскресенский Ю.Н., Рыжков В.И.).

Палеоструктурные построения – группа структурно-тектонических методов, включающих построение и последующий анализ палеоструктурных карт и профилей, связанных с реконструкцией истории геологического развития территории и позволяющих точно установить время начала формирования структурного плана ловушки. (Структурная геология: Электронное приложение, М., Недра, 2014г. Милосердова Л.В.).

Ловушка – часть природного резервуара, способная удерживать скопления углеводородов вследствие благоприятных геологических условий сочетания породы-коллектора и флюидоупора. (Геология нефти и газа: Учебник для вузов - М., Недра, 1990г. Э.А.Бакиров и др.).

Залежь нефти и/или газа – скопление нефти и/или газа в ловушке, все части которой гидродинамически связаны (Б.А. Соколов и др., 2000 г).

Инверсия структурного плана – изменение формы структурного плана во времени под действием геологических событий, когда на месте впадин образуются валы и поднятия. (по В.В. Белоусов. Общая геотектоника. Москва; Ленинград: изд-во и тип. Карт. ф-ки Госгеолиздата, 1948, 600 с.; Инверсионная тектоника. Под редакцией Купера, М.А. и Уильямс, G.D. 1989. Специальная публикация Лондонского геологического общества, 44).

Композитный сейсмогеологический профиль – профиль, состоящий из соединенных между собой 2Д сейсмогеологических профилей, пересекающих друг друга, имеющих разное физико-географическое расположение и/или созданных в разное время. (Геофизика при изучении земных недр: Учебное пособие. – М., РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2015г. Воскресенский Ю.Н., Рыжков В.И.).

Геологическое время - промежуток времени, в течение которого происходила последовательность разнообразных геологических событий, приведших к образованию слоев горных пород (Большая советская энциклопедия. - М.: Советская энциклопедия. 1969—1978).

Палео-ВНК – древний водонефтяной контакт, показывающий стабилизацию залежи в определенный момент геологического времени и свидетельствующий, что в настоящий момент залежь изменилась (уменьшилась за счёт разрушения или увеличилась, за счёт прихода нового объёма углеводородов). (по Р.С. Сахибгарееву, Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. Ленинград: «Недра» Ленинградское отделение, 1989, 260 с.)

ГВК - газоводяной контакт – условно выделяемая поверхность, отделяющая в газовой залежи зону полного газонасыщения от переходной зоны, в которой газонасыщенность с глубиной постепенно снижается до нуля. (Словарь по геологии нефти и газа. – Л, Недра, 1988).

Краткое описание чертежей

Заявляемое изобретение поясняется следующими чертежами, где

на фиг. 1А представлен фрагмент тектонической карты южной части Курейской синеклизы (В.С.Старосельцев и др. 2016г) с вынесенными в плане региональными сейсмическими профилями и композитным профилем I-I’,

на фиг.1Б представлен региональный композитный сейсмический профиль I-I’ с привязкой по скважинам Нижнемадашенская 138, Придутская 2, Талаканская 812,

на фиг.1В приведены результаты интерпретации композитного профиля I-I’ в виде геологического разреза, характеризующие современное строение территории южной части Курейской синеклизы и сопредельной территории,

на фиг.2 представлены палеореконструкции вендских отложений на позднекембрийское время,

на фиг. 3. представлено фото шлифа, на котором пустотное пространство коллектора полностью залечено вторичными аутигенными минералами (кварцем) в зоне палео-ВНК (А) и фото шлифа с битумной пленкой, свидетельствующей о существовании нефтяной залежи (Б),

на фиг. 4 представлена модель формирования месторождений в древних нефтегазоносных бассейнах, прошедших инверсию структурного плана на примере Придутского ЛУ с иллюстрацией структурных перестроек бассейна,

на фиг. 5 представлена схема корреляции продуктивных интервалов по результатам комплексной интерпретации данных геофизических исследований скважин (ГИС) с выделением фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в пределах палеоловушки по скважинам, как в зонах давших приток углеводородов (Придутская 2), так и в непродуктивных зонах (Придутская 3),

на фиг. 6 представлена компонентная модель отложений и поправки с корректировками данных интервального времени пробега волны, внесённые на её основе,

на фиг. 7 приведены результаты выделения перспективных участков при комплексировании ГИС, петрофизических и сейсмических методов,

на фиг. 8 выделены перспективные зоны, связанные с палеоловушками, ранжированные по геологическим запасам в млрд. м³.

Позициями на чертежах обозначены:

1 – кровля эрозионной поверхности рифея (Ro)

2 – кровля ванаварской свиты венда (M2)

3 – кровля тэтэрской свиты кембрий (B)

4 – пласт доломитов в средней части усольской свиты кембрия (U)

5 – кровля нижнебельской свиты кембрия (K2)

6 – кровля верхнебельской свиты кембрия (K1)

7 – кровля булайской свиты кембрия (H4)

8 – кровля эвенкийской свиты кембрия (Э3ev)

9 – кровля ордовика (О)

10 – кровля силура (S)

11 –граница углового несогласия

12 – насыщение газом, газоконденсатом

13 – насыщение нефтью

14 – нефтяная оторочка

15 –вода

16 – современный ВНК

17 – палео-ВНК

18– плотная зона окварцевания

19 – непроницаемая зона, вторичный флюидоупор

20 – современный газоводяной контакт (ГВК)

21– газонасыщенный коллектор по ГИС соотношение Vp/Vs < 1,6

22– нефтегазонасыщение (переходная зона), соотношение 1,6 ≤Vp/Vs ≤ 1,9

23– зона водонасыщения или флюидоупоров, соотношение Vp/Vs > 1,9

24– геологические запасы в 6,57 млрд. м³

25 - геологические запасы в 3,94 млрд. м³

26 – геологические запасы в 3,42 млрд. м³

27 – геологические запасы в 5,11 млрд. м³

28 – геологические запасы в 1,4 млрд. м³

29– геологические запасы в 22,19 млрд. м³

Осуществление изобретения

Дальнейшее описание изобретения приведено на примере конкретной реализации прогноза нефтегазоносности Лено-Тунгусского нефтегазоносного бассейна, расположенного на древней Сибирской платформе, имеющей протерозойско-фанерозойский осадочный чехол и претерпевшей многочисленные структурные перестройки в палеозойскую, мезозойскую и кайнозойскую эратемы. Заявляемый способ апробирован на лицензионных участках и открытых месторождениях Восточной Сибири. В качестве примера представлена реализация заявленного способа на юге Курейской синеклизы, было установлено наличие новых месторождений нефти и газа в древних нефтегазоносных бассейнах, на основании полученного прогноза были открыты новые месторождения нефти и газа на исследуемом участке. Основная нефтегазоносность в пределах района исследований связана с терригенными породами вендского возраста.

На первом этапе для установления возможности прихода углеводородов в пределах территории изучения строят сейсмогеологический профиль, проходящий через предварительно выявленные или предполагаемые очаги генерации (наиболее глубокие прогибы – Курейская синеклиза и Предпатомский прогиб), пути миграции (склоны и палеосклоны) и зоны аккумуляции УВ (поднятия и антиклинали – Байкитская антеклиза и Непско-Ботуобинская антеклиза), которые отображены на структурно-тектонических картах (фиг. 1.А). Для реализации данного шага используют структурно-тектоническую карту бассейна исследований из открытых источников и/или опубликованной литературы (например: https://vsegei.ru/ru/activity/intcooperation/tect_map35M/map.php; https://mygeomap.ru/). На структурно-тектоническую карту наносят схему сейсмогеологической изученности (https://rfgf.ru/info-resursy/onlajn-resursy; https://mygeomap.ru/) и выбирают сейсмогеологические профили, проходящие через глубокие впадины и прогибы (очаги генерации УВ), склоны (пути миграции УВ), поднятия и антиклинали (зоны аккумуляции УВ) обозначенные на структурно-тектонической карте.

После чего, в интерпретационном программном комплексе (например, РН-ГЕОСИМ, https://rn.digital/rngeosim/?ysclid=lisntjkb3867364932 или его аналоги) из имеющихся сейсмогеологических профилей (взятых в Росгеолфонде (https://rfgf.ru) или архивах недропользователя) создают региональный композитный 2Д сейсмогеологический профиль, состоящий из соединенных между собой частей региональных и локальных профилей. Созданный сейсмогеологический профиль увязывают с опорными скважинами (вскрывшими разрез и имеющими стратиграфическое расчленение) для привязки отражающих горизонтов, последующей структурно-кинематической интерпретации и проведения палеоструктурных реконструкций вдоль всего сейсмогеологического профиля (фиг 1. Б).

Далее проводят структурно-кинематическую интерпретацию сейсмических горизонтов, имеющих региональное распространение и точную возрастную датировку: Ro (1) – кровля эрозионной поверхности рифея; M2 (2) – кровля ванаварской свиты венда; B(3) – кровля тэтэрской свиты кембрий; U (4) – пласт доломитов в средней части усольской свиты кембрия; K2 (5) – кровля нижнебельской свиты кембрия; K1 (6) – кровля верхнебельской свиты кембрия; H4 (7) – кровля булайской свиты кембрия, Э3ev (8)-кровля эвенкийской свиты кембрия, О (9)– кровля ордовика, S (10)- кровля силура и др.) по региональному композитному сейсмогеологическому профилю с целью получения современного структурного плана бассейна (фиг.1. В). В результате обеспечивается –

а) стратиграфическая привязка отражений,

б) корреляция отражающих горизонтов по сейсмическим временным разрезам,

в) выбор целевых объектов для интерпретации и связанных с ними отражающих горизонтов,

г) создание глубинно-скоростной модели,

д) построение современных структурных карт и профилей.

По результатам структурно-кинематической интерпретации проводят палеоструктурные построения посредством выравнивания вышележащих отражающих горизонтов (например, в интерпретационном программном обеспечении (РН-ГЕОСИМ (https://rn.digital/rngeosim/?ysclid=lisntjkb3867364932) или с использованием его аналогов) или вручную) в горизонтальную линию и определяют изменения структурного плана нижележащих горизонтов во времени. Анализ палеоструктурных построений позволяет выбрать временной интервал, в котором на момент аккумуляции для каждого очага нефтегазообразования была сформирована структура, способная улавливать УВ, определены её геометрия и тип ловушки. Анализ геометрии и типа ловушки проводят визуально.

В описываемом примере палеореконструкции были выполнены для ванаварской свиты (венд), так как в региональном плане эти отложения являются нефтегазоперспективными и обладают хорошими фильтрационно-емкостным свойствами с пористостью 13-18 % и проницаемостью порядка 20 мД (Мельников Н.В. (1977). Геология и нефтегазоносность Лено- Тунгусской провинции. М: Недра, 205 с.).

Палеореконструкции ванаварской свиты (венд) были выполнены для отражающих горизонтов кембрийского времени. По результатам палеоструктурного анализа была определена антиклинальная палеоструктура размером 160х80 км и высотой более 200 м (фиг.2).

На фрагменте регионального сейсмогеологического профиля (фиг.2) отображено формирование антиклинальной структуры в районе скважин Придутская 3 – Придутская 2 – Придутская 1 с венда по кембрий, с амплитудой поднятия до 200 м, которое в современном структурном плане имеет склон (фиг.1Б, фиг.4). Палеореконструкции на вышележащие горизонты не проводились, ввиду нечёткой интерпретации или частичного отсутствия этих горизонтов за счёт размыва, что не оказало принципиального влияния на общие результаты. Поскольку на соседних областях вышележащие отложения ордовикского и силурийского периодов имеют равномерную мощность осадконакопления, палеоструктурный план оставался неизменным, соответственно форма и размеры кембрийской палеозалежи в это время не менялись. Основные изменения структурного плана происходили в девонское и мезозойско-кайнозойское время, о чем свидетельствует резкое угловое несогласие между каменноугольными и нижележащими отложениями (фиг.1В, позиция (11)). Именно в это время и сформировался современный структурный план.

Далее проводят сопоставление современного структурного плана с расположением и размером древней ловушки для определения границы зоны древних водонефтяных контактов (зоны палео-ВНК). Зоны палео-ВНК (позиция 17) ограничивают распространение УВ и характеризуются отсутствием эффективной пористости в результате вторичных преобразований на контакте углеводородов с водой (фиг.3,4). Тем самым определяют размеры древней палеозалежи, составляющей в примере порядка 120 х 50 км, высотой до 150 м, контуры нефтегазоносности и прогнозируемые области палео-ВНК (фиг. 2, 4).

На современном структурном плане определяют области для дальнейшего бурения поисково-оценочных и разведочных скважин. Такими областями являются наиболее гипсометрически высокие участки современного структурного плана в пределах древней залежи. Участки за пределами древней залежи являются малоперспективными (фиг.4).

Для определения фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, в зону палео-ВНК и на склон современной ловушки бурят минимум по одной поисковой или разведочной скважине согласно ГОСТ Р 53709-2009.

Для пробуренных скважин проводят:

1) комплекс ГИС (АК, ГК, ПС, СП, БК, ГГК-п, ИК) (https://studfile.net/preview/4257007/page:4/);

2) сплошной отбор керна в перспективном интервале – (в данном случае, таким интервалом является ванварская свита (венд)) для определения фильтрационно-емкостных свойств пласта (каждые 20 см согласно рекомендациям ГКЗ (Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объёмным методом. В.И. Петерсилье, В. И. Пороскун, Г.Г Яценко - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ Тверьгеофизика, 2003)), степени флюидонасыщения и наличия вторичных преобразований.

На отобранном керне проводят стандартный набор петрофизических и литологических исследований с определением фильтрационно-емкостных свойств, вторичных процессов минералообразования и выщелачивания пород-коллекторов, с выделением уровней отсутствия пористости, характеризующееся полным залечиванием пустотного пространства аутигенными минералами (фиг.3).

При литологическом исследовании (при визуальном исследовании шлифов в петрографическом микроскопе при скрещенных и параллельных николях) особое внимание уделяется:

- выщелачиванию зерён пород-коллекторов вплоть до небольших каверн, что увеличивает пористость и проницаемость вмещающих толщ. Таким образом, по литологическим исследованиям устанавливают интервалы с улучшенными коллекторскими свойствами и содержащими углеводороды;

- наличию вторичных минералов кварца, которые образуются преимущественно на границе водонефтяных контактов и полностью залечивают пустотное пространство, в результате чего породы-коллекторы становятся полностью непроницаемыми (пористость менее 5%, проницаемость менее 0,1 мД). В этих зонах образуются непроницаемые литологические экраны (вторичные литологические флюидоупоры для нефти и газа), что позволяет сохранить залежь углеводородов при изменении структурного плана ловушки.

В описываемом примере, в результате петрофизических и литологических исследований керна установлено, что

в скважине Придутская 2, расположенной в пределах залежи, значения открытой пористости по керну в результате проведенных исследований составило 15-17% (фиг.3Б). А в скважине Придутская 3, расположенной в зоне расформирования углеводородов и имеющей признаки наложения аутигенеза с развитием вторичных процессов, открытая пористость составила менее 5% (фиг.3А). На данной фигуре видно, что на петрографических шлифах, покрашенных цветной смолой, поры и пустоты, обладающие открытой пористостью, светятся синим цветом, в зонах палео-ВНК свечение отсутствует, так как всё пространство полностью заполнено аутигенными минералами. Проведенные изотопные исследования минералов подтверждают вторичные процессы, показывающие, что возраст минералов в зоне палео-ВНК значительно меньше, чем в остальной части пласта. Так, по данным изотопных исследований керна установлено, что в зоне палео-ВНК образуются более легкие изотопы кислорода (δ¹⁸О‰) и углерода (δ¹³С‰), что свидетельствует о более молодом возрасте аутигенных минералов в зоне палео-ВНК по сравнению с вмещающими породами (Н.И. Коробова, Н.С. Шевчук, Е.Е. Карнюшина, Р.С. Сауткин, Е.А. Краснова (2023) Особенности состава и строения продуктивных отложений викуловской свиты Красноленинского свода и их влияние на фильтрационно-емкостные свойства. Георесурсы 25 (2), с. 103-119). По результатам данных исследований получен вывод о том, что вторичные непроницаемые зоны являются литологическими экранами для углеводородов при переформировании месторождений нефти и газа.

По комплексу ГИС на основе петрофизических зависимостей и литологических исследований строят схемы корреляции с выравниванием скважин по глубине, нанесением результатов флюидонасыщения (фиг.5 (12,14)) и определяют согласно рекомендациям ГКЗ (Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объёмным методом. В.И. Петерсилье, В. И. Пороскун, Г.Г Яценко - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ Тверьгеофизика, 2003) следующие параметры (числовые значения приведены для описываемого примера): флюидонасыщенные интервалы – газ, воду, граничную пористость - 16%, плотные непроницаемые пропластки – значения на кривой ГГК плотностного более 2,7 г/см³, акустические свойства пород в разных зонах палеоловушки - интервальное время пробега продольной волны (160-360 мкс/м), интервальное время пробега поперечной волны (350-600 мкс/м).

При работе с каротажными кривыми и керном производят увязку керна с ГИС и выполняют увязку каротажных кривых между собой (М.Н. Большаков, Н.А. Скибицкая, О.О. Марутян. Привязка данных по керну к материалам ГИС – важный этап построения цифровой модели месторождения. Актуальные проблемы нефти и газа. Выпуск 3(18) 2017. С.1-8). Как правило, в качестве эталонной кривой используют гамма–каротаж, обладающий наименьшей погрешностью измерения и наибольшей точностью замеров по глубине.

Важно отметить, что методы ГИС, позволяющие определить акустические и плотностные свойства горных пород – акустический каротаж (АК) и гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-п) обладают небольшой зоной проникновения, поэтому изменение диаметра скважин, связанное с наличием каверн или газонасыщенных интервалов, оказывает искажающее влияние на их показания и, как следствие, неправильную интерпретацию и некорректный прогноз нефтегазоносности.

Для устранения данной погрешности проводят корректировку каротажа с использованием синтетических кривых.

Для коррекции АК используют синтетическую кривую, учитывающую время пробега продольной волны в чистых глинах и в интервалах газонасыщенного коллектора в зависимости от глубины. Для коррекции акустического каротажа в кавернах использовали синтетическую кривую (DTCO-CОR, фиг.6), полученную с использованием уравнения Гарднера-Кастаньи (Gary Mavko, Tapan Mukerji, Jack Dvorkin. The Rock Physics Handbook: Tools for Seismic Analysis of Porous Media. Cambridge University Press, 2003.) При других конкретных реализациях могут быть использованы также и другие синтетические кривые. Корректировка достигается в результате построения зависимостей между значениями акустического каротажа и показаниями более глубинных зондов, на которые не влияет увеличение диаметра скважины в интервалах каверн. В примере для корректировки были использованы данные каротажа сопротивления – БК (фиг.6). Проведённая корректировка позволила выполнить интерпретацию комплекса ГИС и провести количественное сопоставление акустических данных при сопоставлении с сейсморазведкой МОГТ-3Д (https://neftegaz.ru/tech-library/ngk/148126-mogt-metod-obshchey-glubinnoy-tochki/).

Полученные результаты интерпретации ГИС, после корректировки данных, показали наличие углеводородов в скважине Придутская 2 и их отсутствие в скважине Придутская 3, что подтверждается результатами исследования керна и опробований скважин. Так, в примере, при испытании скважины Придутская 2 был получен приток газа дебитом 141 тыс.м³ в сутки, а в расположенной гипсометрически выше скважине Придутская 3 при испытании ванаварской свиты был получен только приток воды дебитом 0,9-2,8 м³ в сутки. (фиг.5) Приток из скважины Придутская 1 получить не удалось, что говорит об отсутствии коллекторских свойств в интервале вендского пласта.

По результатам сопоставления древней залежи, современного структурного плана и результатов комплексной интерпретации ГИС, устанавливается предполагаемая современная зона распространения нефтегазонакопления (фиг. 4А), для уточнения границ которой проводят сейсморазведочные работы МОГТ -3Д или переобрабатывают имеющиеся полевые материалы на площади, связанной с палеозалежью в пределах лицензионного участка (в примере - Придутский лицензионный участок).

На заключительном этапе с помощью технологии AVO-анализа (Воскресенский Ю.Н, Рыжков В.И. Геофизика при изучении земных недр. Москва: Изд. центр (ИЦ) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2015. 221 с.) уточняют границу залежи, предварительно установленную по результатам палеоструктурных реконструкций, современных структурных построений, исследований керна и интерпретации комплекса ГИС. При этом обработке и последующей динамической интерпретации подвергают не все имеющиеся сейсмические материалы, а только попадающие в перспективную зону, что существенно сокращает временные и экономические затраты геологоразведочных работ.

Для подтверждения выделения газонасыщенных пород-коллекторов в разрезе и по площади строят кросс-плот (фиг. 7) и рассчитывают отношение Vp/Vs - равное обратному отношению интервальных времен пробега продольной (∆DTP) и поперечной (∆DTS) волны, фиксируемое акустическом каротажем. По результатам измерения керна в примере (Таблица 1) для газонасыщенных интервалов соотношение Vp/Vs составляет менее 1,6, при Vp/Vs более 1,9 прогнозируют зону водонасыщения, а при Vp/Vs от 1,6 до 1,9 прогнозируют переходную зону нефтегазонасыщения. Данное отношение необходимо для сопоставления зон с разным насыщением и определением современной границы залежи (фиг.7, фиг. 8).

Таблица 1. Результаты замера интервальных времен

пробега продольной (∆DTP) и поперечной (∆DTS) волны

∆DTS мкс/м ∆DTP мкс/м Vp/Vs Насыщение коллекторов 378 319 1,18 газоконденсат 394 301 1,31 газоконденсат 418 305 1,37 газоконденсат 468 312 1,50 газоконденсат 421 333 1,26 газоконденсат 419 354 1,18 газоконденсат 460 365 1,26 газоконденсат 420 256 1,64 переходная зона 440 259 1,69 переходная зона 447 260 1,72 переходная зона 453 258 1,76 переходная зона 497 276 1,80 переходная зона 517 278 1,89 переходная зона 529 272 1,94 зона водонасыщения 508 255 1,99 зона водонасыщения 514 243 2,12 зона водонасыщения 518 190 2,72 зона водонасыщения 597 225 2,65 зона водонасыщения 565 264 2,14 зона водонасыщения

По результатам проведённых работ оконтуривают зоны, сохранившие УВ внутри древней залежи, и для них производят подсчёт запасов с целью определения необходимости проведения дальнейших геологоразведочных работ (фиг.8).

Запасы считают объемным методом для газа и газоконденсата согласно ГОСТ Р 56676-2015. Проектирование разработки и освоение газовых и газоконденсатных месторождений. Подсчет запасов газа и газового конденсата объемным методом. Основные технические требования; и для нефти согласно «Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом» В.И. Петерсилье, В.И. Пороскун, Г.Г Яценко - Москва-Тверь: ВНИГНИ, НПЦ Тверьгеофизика, 2003; где параметры для подсчёта запасов определяют по данным ранее исследованного керна, ГИС, результатам опробования скважин на приток и лабораторного анализ полученного флюида. Площадь нефтегазонакопления определяют по результатам технологии AVO-анализа (фиг.8). Так, для Придутского лицензионного участка пористость пород коллекторов принята равной 17%, эффективная мощность 8,3 м, коэффициент газонасыщенности 0,7, среднее начальное пластовое давление в залежи 25,26 МПа, площадь перспективных участков изменяется от 5 до 76 км² (фиг. 8). Начальные геологические запасы газа составляют (фиг. 8): 12– 6,57 млрд. м³; 13 - 3,94 млрд. м³; 14 – 3,42 млрд. м³; 15 –5,11 млрд. м³; 16 –1,4 млрд. м³; 17–22,19 млрд. м³.

В результате определения зон распространения современной залежи и оценки запасов, становится возможным обоснование литологических экранов и гидродинамической связи различных частей месторождения, что является необходимым фактором для эффективного эксплуатационного бурения и выбора системы разработки месторождения.

Таким образом, повышается точность определения интервалов наличия нефти в скважине за счёт выявления литологических экранов внутри пород-коллекторов, ограничивающих зоны палео-ВНК, которые имеют крайне низкие фильтрационно-емкостные свойства (пористость менее 5%, проницаемость менее 0,1 мД) в результате выпадения вторичных аутигенных минералов кварца на границе древнего водонефтяного контакта, а также определения границ залежи с учётом отношения Vp/Vs по площади.

За счёт применения данного подхода проведения геологоразведочных работ становится возможным открытие новых месторождений нефти и газа с установлением их границ в древних нефтегазоносных бассейнах.

Изобретение относится к области нефтегеологических исследований и может быть использовано при поиске нефтяных и газовых месторождений в древних нефтегазоносных бассейнах, где происходило переформирование месторождений углеводородов во времени. В рамках заявляемого способа на основании результатов исследования керна, отобранного из скважин внутри и вне предварительно выделенной при сопоставлении палеоструктурного и современного плана зоны и нефтегазонакопления, устанавливают границы нового месторождения в древнем нефтегазоносном бассейне, а дальнейшие исследования керна и AVO-анализ 3Д-сейсморазведки определяют области для точечного эксплуатационного бурения внутри месторождения, формируя контур нефтегазоносности. Технический результат - повышение точности определения зон распространения вторичных минералов, наличие которых характеризует возможные зоны распространения углеводородов по исследуемой территории и способствует повышению достоверности выявления новых месторождений нефти и газа и определению их границ в древних нефтегазоносных бассейнах. 8 ил.

Способ проведения геологоразведочных работ по выявлению новых месторождений нефти и газа и определения их границ в древних нефтегазоносных бассейнах, включающий последовательную реализацию следующих этапов:

- формирование регионального композитного сейсмогеологического профиля, проходящего через предварительно выявленные очаги генерации, пути миграции и зоны аккумуляции углеводородов (УВ) с привязкой к опорным скважинам и геологической карте района исследований,

- проведение структурно-кинематической интерпретации сейсмических горизонтов по сформированному региональному композитному сейсмогеологическому профилю с получением современного структурного плана бассейна,

- проведение палеоструктурных построений с выравниванием на каждый проинтерпретированный горизонт и выявлением изменений структурного плана бассейна во времени,

- выделение зоны нефтегазонакопления по соответствию времени начала генерации очагов УВ и сформировавшейся к этому моменту типу древней ловушки, её размеру и расположению на региональном композитном сейсмогеологическом профиле,

- сопоставление современного структурного плана с расположением и размером древней ловушки для определения границы палео-ВНК, ограничивающей распространение УВ и характеризующейся отсутствием эффективной пористости в результате вторичных преобразований на контакте УВ-вода.

- бурение по меньшей мере одной скважины в выделенной зоне нефтегазонакопления и одной скважины за ее пределами для установления границы палео-ВНК с последующим проведением для каждой скважины комплекса ГИС, включающего акустический каротаж и гамма-гамма плотностный каротаж,

- отбор керна из пробуренных скважин с последующим проведением литологических исследований керна с выявлением вторичных минералов, определением значения пористости и проницаемости, при этом при визуальном исследовании шлифов керна в петрографическом микроскопе при скрещенных и параллельных николях определяют литологические экраны, представляющие собой границы зон древних водонефтяных контактов (палео-ВНК) в виде изменённых непроницаемых пород-коллекторов, характеризующихся наличием вторичных минералов, образующихся преимущественно на границе водонефтяных контактов, а также низкой, менее 5%, пористостью и низкой, менее 0,1 мД, проницаемостью,

- определение по ГИС, включающим акустический каротаж (АК) и гамма-гамма плотностный каротаж (ГГК-п), и результатам литологических исследований

а) флюидонасыщенных интервалов;

б) эффективной пористости;

в) плотных непроницаемых пропластков,

г) акустических свойств пород в разных зонах,

- корректировку акустического каротажа (АК) и гамма-гамма плотностного каротажа (ГГК-п) с помощью синтетических кривых для устранения влияния изменения диаметра скважины, связанного с наличием каверн или газонасыщенных интервалов;

- проведение AVO-анализа для определения флюидонасыщения по площади с определением соотношения (Vp/Vs) по площади, при этом фиксируют изменение отношения Vp/Vs, где при Vp/Vs менее 1,6 определяют зону газонасыщения, при Vp/Vs более 1,9 определяют зону водонасыщения, а при Vp/Vs – от 1,6 до 1,9 определяют переходную зону нефтегазонасыщения;

- построение карты распространения продуктивных участков по площади месторождения с использованием AVO-анализа и учетом палеоструктурных построений, современного структурного плана, литологического описания керна, интерпретации ГИС и акустических свойств отношения интервальных времен пробега продольной (Vp) и поперечной (Vs) волны Vp/Vs.