Способ локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов Российский патент 2024 года по МПК G01V11/00 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение в геологоразведочных работах в части оценки запасов углеводородов нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских кремнистых отложений.

Известен способ локализации залежей углеводородов в нетрадиционных карбонатных породах фундамента нефтегазоносных рифтогенных осадочных бассейнов. Способ заключается в отборе образцов породы в процессе бурения и измерении их магнитной восприимчивости, по которым судят о наличии залежей. Образцы породы отбирают с нефтегазоносных площадей с карбонатным фундаментом, соседствующим с погребенным континентальным палеорифтом, а о наличии залежей судят по значениям магнитной восприимчивости из интервала 13,0⋅10⁶-31,01⋅10⁶ патент РФ №2276390, МПК G01V 3/08, опубл. 10.05.2006.

Недостатком данного способа является то, что он рассчитан исключительно на карбонатные породы фундамента, а не на кремнистые отложения.

Известен также способ поиска залежей углеводородов в нетрадиционных коллекторах баженовской свиты патент РФ №2596181, МПК G01V 11/00, опубл. 17.04.2018, согласно которому на выбранной площади проводят грави-, магнито- и сейсморазведочные исследования, а также бурение, геофизические исследования скважин и геолого-геохимические исследования керна. По результатам гравиразведочных и магниторазведочных исследований выделяют области распространения отрицательных гравиметрических и магнитных аномалий, связанных с кислыми экструзивными куполами. 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. По результатам геолого-геохимических исследований керна 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.

Недостатком данного способа является то, что он относится к региональным способам поиска залежей углеводородов и не отличается высокой точностью, поскольку не учитывает локальных особенностей прогрева и, как следствие, пятнистого (мозаичного) характера продуктивности отложений.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ локализации запасов углеводородов в кремнистых отложениях верхнего мела патент РФ №2742077, МПК G01V 11/006 опубл. 02.02.2021. Предложенный способ заключается в определении зональности распространения форм кремнезема, слагающего березовскую свиту и ее аналоги. Согласно заявленному способу, проводят корреляцию пластов опок от опоковидных отложений с использованием данных геофизических исследований по скважинам. Осуществляют построение структурной карты по кровле кремнистых отложений, которую корректируют с учетом уменьшения мощности отложений за счет неоген-четвертичного размыва, определяют минимальные глубины, на которых происходит переход от биогенного опала к перекристаллизованным формам халцедона и кварца в кремнистых отложениях, выделяют на территории региона три зоны по граничным значениям глубин перехода опала в халцедон на карте палеоглубин, осуществляют контроль полученных результатов температурным фактором, для чего строят карту палеотемператур в кровле кремнистых отложений как сумму современных температур коллектора по данным фактических замеров в скважинах и значений охлажденности пород за неоген-четвертичное время, путем совмещения палеотемпературных и структурных построений получают окончательные скорректированные границы высокоперспективной, среднеперспективной и бесперспективной зон распространения коллектора.

Недостатком данного способа является то, что в нем не учитываются литологическое строение пород, зоны распространения трещиноватости, вызванной тектоническими нарушениями и постседиментационной преобразованностью кремнистых пород, катагенетическая зрелость кремнистых отложений. Из-за этого возникают погрешности в определении границ зон распространения коллектора в кремнистых отложениях, выявлении зон с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, обусловленными развитием трещиноватости в результате постседиментационной преобразованности кремнезема, локализации зон нефтегазонасыщенного коллектора.

Задачей изобретения является разработка способа локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов, в котором устранены недостатки аналогов и прототипа.

Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности локализации перспективных зон в нефтематеринских кремнистых толщах, с учетом степени преобразованности нефтематеринской породы, позволяющей сделать прогноз содержания углеводородов.

Технический результат достигается тем, что в способе локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов, согласно настоящему изобретению, проводят межскважинную корреляцию на основе данных геофизических исследований в скважинах (ГИС) и результатов лабораторных исследований керна; строят модель разломов на основе интерпретации сейсмических данных 2Д и 3Д и линеаментного анализа с определением времени формирования разломов; строят структурно-стратиграфический каркас на основе межскважинной корреляции и модели разломов; проводят корректировку построений на основе построенного структурно-стратиграфического каркаса методом палинспастических реконструкций; оценивают величину денудационного среза для определения максимальных глубин погружения для каждой точки структурно-стратиграфического каркаса и строят куб палеоглубин; проводят литолого-фациальный анализ для локализации зон максимальной концентрации развития кремнистых отложений и определение фациальных зон, по которым строят кубы фаций и литотипов; определяют степень постседиментационной преобразованности кремнистых пород на основе построения зависимости преобладающей формы кремнезема по результатам лабораторных исследований керна от глубины максимального погружения толщи; строят куб петротипов на основе куба литотипов с учетом вероятных форм развития кремнезема и куба палеоглубин; проводят бассейновое моделирование с учетом факторов времени, температуры, содержания глинистой и органической компонент в кремнистой матрице для определения степени постседиментационной преобразованности кремнистых отложений; определяют мощность зоны фазового перехода и степени катагенетической зрелости органического вещества; определяют зону преобладающих форм кремнезема по результатам бассейнового моделирования; проводят сопоставление результатов определения степени постседиментационной преобразованности кремнистых отложений, полученных методом бассейнового моделирования и методом палеоглубин, относительно друг друга на сходимость; определяют границу начала зоны нефтегенерации МК₁ по результатам бассейнового моделирования; определяют перспективные зоны кремнистых трещинных коллекторов в переходной зоне Опал-КТ - α-Кварц, отфильтрованных ниже границы начала зоны нефтегенерации МК₁; определяют ранги тектонических нарушений и направлений локальных стресс-состояний, определивших их формирование, на основе исследований поверхностных обнажений изучаемых отложений и структурно-тектонического анализа; проводят локализацию зоны развития трещиноватости; и проводят локализацию зон распространения трещинных нефтегазонасыщенных кремнистых коллекторов.

Сущность способа поясняется иллюстрационными материалами, где на на фиг.1 - куб палеоглубин, на фиг.2 - куб фаций, на фиг.3 - куб литотипов, на фиг.4 - куб преобладающей формы кремнезема от глубины погружения, на фиг.5 - куб петротипов с учетом вероятных форм кремнезема, на фиг.6 - результаты моделирования форм кремнезема методом бассейнового моделирования, на фиг.7 - поверхность, соответствующая значению отражательной способности витринита Ro=0.5%, на фиг.8 - сравнение полученных результатов методами бассейнового моделирования (а) и палеоглубин (б), на фиг.9 - результаты оценки параметров трещиноватости: карта трендов трещиноватости (а), зависимость плотности трещин от глубины (б), схема распределения плотности трещин в разрезе (в).

Способ осуществляется следующим образом.

На выбранной площади необходимо определить стратиграфические границы развития кремнистых отложений. Результаты ранее выполненных работ: заключений по результатам бурения скважин, лабораторных исследований керна, результатов работ по геологическому изучению региона сопоставляют с данными ГИС и выполняют межскважинную корреляцию кривых ГИС с опорой на данные сейсморазведки 2Д и 3Д. Межскважинную корреляцию выполняют по скважинам, вскрывшим изучаемый разрез от кровли до подошвы изучаемого интервала. Необходимо, чтобы по этим скважинам имелась в наличии следующая информация:

- координаты устьев, альтитуда, инклинометрия;

- паспорт скважины, история бурения, испытания и освоения;

- макро- и микроописание керна;

- сводные литолого-стратиграфические колонки, составленные с учетом макро- и микроописания керна;

- результаты определения возрастного диапазона по данным биостратиграфических и изотопных исследований;

- результаты петрофизических исследований керна: фильтрационно-емкостные свойства, капиллярометрия, значения пористости и проницаемости на различных типах флюидов и газов и др.;

- результаты исследований горных пород методами растровой или сканирующей электронной микроскопии для определения фазового состояния кремнезема и индекса кристалличности кварца - данные исследования позволят точно определить зоны вторичной диагенетической пористости и трещиноватости;

- результаты силикатного и микроэлементного анализа образцов керна для выделения зон чистых кремнистых интервалов;

- результаты лабораторных исследований керна по комплексу стабильных изотопов: углерод, водород, сера и кислород для определения интервалов развития чистых кремнистых интервалов и зон повышенной биопродуктивности;

- результаты углепетрографических исследований керна и определения мацерального состава рассеянного органического детрита для определения стадии катагенетической преобразованности осадочной толщи;

- результаты геохимических исследований, в том числе пиролитических, хромато-масспектрометрических и кинетических, для определения углеводородного потенциала нефтематеринских кремнистых отложений;

- комплекс стандартных: гамма-каротаж (ГК), каротаж самопроизвольной поляризуемости (ПС), каротаж градиент-зонда (ГЗ), каротаж потенциал-зонда (ПЗ), гамма-гамма каротаж плотностной (ГГК-П), нейтрон-гамма каротаж (НТК), акустический каротаж (АК) и специализированных: импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК), импульсный нейтрон-гамма каротаж спектрометрический (ИНГК-С), широкополосный акустический каротаж (АКШ), formation micro-imaging (FMI), ядерно-магнитный каротаж (ЯМК) методов ГИС в открытом и закрытом стволе.

На схемы корреляции наносят с привязкой по глубине результаты вышеперечисленных исследований. На первом этапе корреляции выделяют реперные глинистые прослои, которые прослеживаются в региональном масштабе и, как правило, связанны с трансгрессивными событиями данного региона. Глинистые прослои выделяют по высоким значениям спонтанного потенциала и низким значением потенциал зонда и градиент зонда; данные методы для территории РФ являются достаточно распространенными и, как правило, прописаны для большей части скважинного фонда по всему стволу (Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин, Москва «НЕДРА» 1987 г.).

Корреляцию сейсмических данных 2Д и 3Д в пределах осадочного чехла, геологическое строение которого осложнено большим количеством дизъюнктивных нарушений разного ранга, а также схожего по литологическому составу разрезу от акустического фундамента до кровли и при отсутствии региональных общепризнанных отражающих горизонтов, надежно коррелируемых реперов по данным ГИС, необходимо выполнять совместно со скважинной корреляцией. В процессе корреляции сейсмических данных изначально строят модель разломов. В зонах отсутствия трехмерных сейсмических данных модель разломов корректируется результатами линеаментного анализа. В дальнейшем, при корреляции отражающих горизонтов необходимо установить время формирования разломов. Для разломов, проявившихся после формировавшихся осадочной толщи, должно сохраняться соотношение толщин по разные стороны от разлома. Для конседиментационных нарушений возможны отклонения в значении мощности по разные стороны разлома. На основе результатов межскважинной корреляции и модели разломов строят структурные карты и карты толщин стратиграфических объектов, содержащих кремнистые отложения.

Далее строят структурно-стратиграфический каркас, который позволяет выполнять локализацию запасов трещинных кремнистых коллекторов не только по площади, но и в объеме.

После построения структурно-стратиграфического каркаса необходимо выполнить проверку достоверности построений. Одним из способов проверки является балансировка методом палинспастических реконструкций. Важным фактором при выполнении таких реконструкций является корректная оценка величин денудационного среза. Корректное выполнение палинспастических реконструкций и оценка величин эрозии позволяют определить максимальные глубины погружений для каждой точки структурно-стратиграфического каркаса. После уточнения структурно-стратиграфического каркаса на основе палинспастических реконструкций строят куб палеоглубин.

Кремнистые отложения формируются в холодноводных условиях при дефиците терригенного материала и подавленного карбонатонакопления, поэтому для локализации зоны развития кремнистых отложений в пределах стратиграфических границ горизонтов необходимо задействование литолого-фациального анализа. Перед началом литолого-фациального анализа выполняют составление литолого-фациальных колонок по опорным скважинам в пределах полигона исследований. Для скважин, по которым имеется описание керна необходимо составить литолого-седиментологические колонки, на основании которых выполняют определение фациальных зон. Далее результаты описания керна наносят на схему корреляции и увязывают с кривыми ГИС.По скважинам с отсутствием керновых исследований для фациального районирования можно использовать упрощенный подход, основанный на условном разделении горных пород на кремнистые, кремнисто-глинистые и терригенные по данным ГИС. В результате получим выборку опорных скважин с литологическим расчленением по всему стволу с указанием фациальных зон, на основании которой строятся 2D карты и кубы фаций и литотипов.

В рамках изобретения предлагается комплексное применение двух способов локализации зон постседиментационной степени преобразованности кремнистого вещества.

Первый способ основан на построении зависимости преобладающей формы кремнистых пород от глубины максимального погружения толщи. Катагенетические преобразования основных типов кремнистых пород, имеющих единую первично-биогенную природу, проявляются в постепенном исчезновении органогенной структуры в ряду диатомовый ил - диатомиты -опоки - опоковидные силициты, порцелланиты - халцедонолиты и в замене аморфных форм кремнезема кристаллическими в переходе биогенного опала-А рентгеноаморфного в кварц через промежуточный опал-КТ -неупорядоченный α-кристобалит и α-тридимит и упорядоченный α-кристобалит. По преобладанию той или иной формы кремнезема в вертикальном разрезе выделяется четыре зоны: опала-А, опала-КТ, халцедоновая и кварцевая. Все трансформации минералов кремнезема сопровождаются изменением структуры и текстуры породы, физических свойств - плотности, пористости, электро- и теплопроводности и т.д., удалением воды. Все эти изменения определяют во многом емкостные и фильтрационные свойства кремнистых пород. В пределах перехода Опал-КТ - α-Кварц сконцентрированы породы с широким развитием диагенетической трещиноватости и вторичной пористости.

На основе результатов лабораторных исследований керна методами растровой/сканирующей электронной микроскопии и рентгенофазового анализа определяют постседиментационную степень преобразованности кремнистого вещества. Далее по скважинным данным определяются характерные границы глубин максимального погружения для каждой формы кремнезема. На основе определенной зависимости преобладающей формы кремнезема от глубины максимального погружения толщи строится трехмерный куб преобладающей формы кремнезема и определяется степень постседиментационной преобразованности кремнистых пород в кубе литотипов. На основе куба литотипов с учетом вероятных форм развития кремнезема строят куб петротипов.

Ограничением способа локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов методом определения максимальной глубины погружения является тот факт, что зависимости форм кремнезема от глубины для каждого региона уникальны, и необходимо выводить зависимость по данным лабораторных исследований собственного керна.

Второй способ определения постседиментационной степени преобразованности кремнистого вещества основан на расчетах методом бассейнового моделирования. Данный способ более трудоемкий, но учитывает не только фактор глубины, но и факторы времени, температуры и содержания глинистой и органической компоненты в кремнистой матрице. В зависимости от содержания глин и органического углерода варьируется скорость постседиментационных преобразований кремнистого вещества и мощность зоны фазового перехода. Также данный способ позволяет определить степень катагенетической зрелости органического вещества и локализовать зоны с повышенными значениями фильтрационно-емкостных свойств.

Бассейновое моделирование выполняется в специализированных программных комплексах. На основе уравнения преобразования Аррениуса, структурно-стратиграфического каркаса и куба литологии рассчитывается куб преобладающих форм кремнезема и строится куб петротипов.

Результаты расчетов степени постседиментационной преобразованности кремнистых отложений методом бассейнового моделирования и методом палеоглубин сопоставляют друг с другом.

Бассейновое моделирование включает моделирование следующих процессов: 1) генерации углеводородов, описываемой параллельными реакциями кинетики разложения органического вещества под воздействием теплового потока на основе закона Аррениуса; 2) миграции углеводородов, описываемой методом, основанным на уравнении потока Дарси, методом анализа пути прохождения потока или методом перколяции. Подход на основе применения метода бассейнового моделирования позволяет локализовать наиболее перспективные нефтенасыщенные кремнистые коллекторы. Так как органическое вещество кремнистых отложений начинает генерировать углеводороды на заключительной стадии протокатагенеза [Баженова O.K. Аутигенная нефтеносность кремнистых толщ. Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук, Москва, 1991 г.], кремнистый коллектор к началу зоны нефтегенерации МК₁ имеет высокие степени нефтенасыщенности.

В специализированном ПО для бассейнового моделирования проводят расчет катагенетической зрелости органического вещества и выделяют зону, соответствующую отражательной способности витринита R₀ равной 0,5%, определяющей границу начала зоны нефтегенерации МК₁.

Учитывая, что наилучшими фильтрационными свойствами обладают кремнистые коллекторы в пределах перехода Опал-КТ - α-Кварц, перспективными в плане разработки являются интервалы трещинных кремнистых коллекторов с содержанием кремнезема не менее 80%, ограниченные сверху глинами или кремнистыми аргиллитами в пределах развития зоны перехода Опал-КТ - α-Кварц с широким развитием диагенетической трещиноватости и вторичной пористости, находящиеся в зоне нефтегенерации МК₁.

На характер трещиноватости кремнистых коллекторов помимо трансформации минеральных форм кремнезема, происходящих с уменьшением объема, и катагенетического преобразования органического вещества активное влияние оказывает тектоническая составляющая.

Локализацию зон тектонической трещиноватости выполняют на основе лабораторных исследований образцов горных пород (керна из скважин и образцов с естественных обнажений), проведения структурного описания пород в естественных обнажениях с замерами трещиноватости и зеркал скольжения и структурно-тектонического анализа. Данные полевых замеров и линеаментного анализа позволяют определить ранги тектонических нарушений и направления локальных стресс состояний, определивших их формирование. На качественном уровне локализуются зоны развития максимальной плотности трещин. При прогнозировании свойств трещиноватости в зонах тектонических нарушений важно учитывать установленные векторы региональных и локальных напряжений. Наиболее перспективными с точки зрения фильтрации будут зоны развития трещиноватости, приуроченные к участкам развития кливажа.

Далее выполняют локализацию запасов трещинных кремнистых коллекторов на основе определения зон пересечения следующих интервалов:

- с содержанием кремнезема не менее 80% по данным куба литотипов;

- развития зоны перехода Опал-КТ - α-Кварц по данным кубов петротипов методами зависимости преобладающей формы кремнезема от глубины максимального погружения толщи и бассейнового моделирования;

- зоны нефтегенерации МК₁;

- зон развития тектонической трещиноватости, приуроченных к участкам развития кливажа.

Пример конкретного осуществления способа.

В качестве объекта исследований рассматривались кремнистые отложения на севере острова Сахалин.

По материалам предыдущих работ, выполненных на исследуемой территории: заключений по результатам бурения скважин, лабораторных исследований керна, изучения геологического строения региона выполняли сопоставление с данными кривых ГИС и проводили межскважинную корреляцию с опорой на данные сейсморазведки для определения стратиграфических интервалов развития кремнистых отложений. В процессе межскважинной корреляции выделяли реперные глинистые прослои, которые прослеживаются в региональном масштабе. При сопоставлении кривых ГИС и других скважинных данных было установлено, что в целом по разрезу глинистые, кремнистые и глинисто-кремнистые отложения имеют достаточно схожую картину по кривым стандартного каротажа. При нанесении на схемы корреляции результатов макро- и микроописаний керна было установлено, что при одинаковых высоких значениях потенциала собственного, значения сопротивлений пород, содержащих кремнезем, в данных интервалах превышают значения сопротивлений в глинистых породах. Данный факт был использован не только с целью межскважинной корреляции, но и при создании интерпретационной модели ГИС. В итоге были определены стратиграфические интервалы кремнистых отложений Охинского района острова Сахалин, которые приурочены к отложениям даехуриинского, униниско-дагинского, и окобыкайского горизонтов. Местами развиты отложения кремнистых пород в нижних пластах нижненутовского подгоризонта.

В процессе корреляции сейсмических данных совместно с линеаментным анализом строили модель разломов. Разломы задавались в виде поверхностей. В пределах полигона исследований не было выявлено конседиментационных нарушений в разрезе целевых горизонтов.

На основании межскважинной корреляции, интерпретации сейсморазведочных данных и модели разломов был построен структурно-стратиграфический каркас района исследований, содержащий 11 опорных структурных поверхностей от кровли верхнего мела и до современной дневной поверхности.

Ввиду того, что в настоящее время при выполнении бассейнового моделирования в объеме, отсутствует техническая возможность выполнить расчеты для сложного структурно-стратиграфического каркаса, содержащего множество разломов, необходимо построить также структурно-стратиграфический каркас без учета разломов. В районе разлома структурные поверхности не будут иметь разрывов, а будет наблюдаться резкое изменение абсолютных отметок.

После построения структурно-стратиграфического каркаса проводилась проверка достоверности построений на основе метода палинспастических реконструкций и оценки величин денудационного среза. В результате определены глубины максимального погружения и построен трехмерный куб палеоглубин (фиг.1).

Перед началом литолого-фациального анализа выполнялось составление литолого-фациальных колонок по опорным скважинам. Для скважин, по которым имеется описание керна, составлялись литолого-седиментологические колонки, на основании которых выполнялось определение фациальных зон. В рамках рассматриваемого осуществления изобретения разрез разделен на три макрофации: дельтовая макрофация, бассейновое мелководье и бассейновые удаленные (фиг.2). Для первой зоны характерно содержание доли песчаных и алевролитовых пород около 30%. Для второй зоны содержание песчаников снижается в среднем до 15%, растет содержание доли глин и кремнистых аргиллитов, а также доля чистых кремнистых разностей. В третьей зоне содержание песчаного и алевритистого материала снижается до 5%, преобладает содержание глин и кремнистых аргиллитов более 50%, растет доля кремнистых и глинисто-кремнистых пород.

Для скважин с отсутствием керновых исследований применен подход, основанный на условном разделении горных пород на кремнистые, кремнисто-глинистые и терригенные по данным ГИС. Для создания интерпретационной модели и проведения интерпретации ГИС в кремнистых породах необходим набор исследований современными методами. В рамках полигона исследований были доступны кривые только ПС и ГЗ, ПЗ, которые дают крайне скудные представления о вещественном составе кремнистых пород и фильтрационно-емкостных свойствах. Тем не менее, в рамках предлагаемого изобретения разработан подход, позволяющий условно разделять разрез на кремнистые, кремнисто-глинистые и терригенные породы. Расчленение пород выполнялось по отсечкам сопротивления с опорой на макроописания керна и описания минерального состава по шлифам. По результатам статистического анализа были получены значения отсечек для определения в разрезе горных пород, представленных разными литотипами: 1) глинистые породы выделяются при значении сопротивления ниже 8 Ом⋅м; 2) глинисто-кремнистые породы характеризуются значениями сопротивления в диапазоне 10-15 Ом⋅м); 3) кремнистые породы характеризуются значениями сопротивления выше 15 Ом⋅м. Развивая данный подход, удалось получить зависимость коэффициента пористости от значений потенциал зонда:

где К_П - коэффициент пористости;

УЭС_ПЗ - показания каротажа ПЗ.

Объем и наличие качественных керновых исследований, данных ГИС и качественного сейсмического материала позволило на объекте исследований выполнить на высоком уровне литологическое расчленение и последующее литолого-фациальное моделирование (фиг.3).

В рамках предлагаемого изобретения применено два подхода по локализации зон постседиментационной степени преобразованности кремнистого вещества.

Первый основан на зависимости преобладающей формы кремнезема от глубины максимального погружения толщи. Данный подход опирается на результаты работ предыдущих исследователей [Деревскова Н.А. и др. Исследования керна и шлама скважины №25 площади Северо-Колендинская. ООО «РН-СахалинНИПИморнефть». Оха, 2015]. Для кремнистых пород севера Сахалина была получена зависимость преобладающей формы кремнезема в зависимости от глубины максимального погружения [Куликов Н.В., Деревскова Н.А., Иваныиина Л.П., Кравченко Т.И., Попович Т.А. Геология и разработка месторождений нефти и газа Сахалина и шельфа.// Статья «Литогенез, состав, рассеянное органическое вещество и нефти кремнистых толщ о. Сахалин» Москва. Научный Мир, 1997 г.], на основании которой в соответствующем интервале глубин максимального погружения определена преобладающая форма кремнезема (фиг.4). На основе куба литотипов с учетом вероятных форм кремнезема построен куб петротипов (фиг.5).

Второй подход основан на расчетах методом бассейнового моделирования. В рамках изобретения выполнено моделирование в специализированном ПО на основе теоретических и экспериментальных работ [Ernst W.G. and Calvert S.E. An experimental study of the recrystallization of porselanite and its bearing on the origin of some bedded cherts. American Journal of Science, Schairer Vol. 267-A, 1969, P. 114-133], а также ранее проведенных структурных и литофациальных построений. Результаты моделирования позволили определить зоны преобладающих форм кремнезема: зона диатомитов, зона Опал-КТ, зона α-кристаболита, зона перехода α-кристаболит - халцедон (зоны α-кристаболита и перехода α-кристаболит - халцедон является общей зоной α-Кварц), зона халцедона (фиг.6).

Дополнительным критерием, влияющим на насыщение данной зоны, является степень катагенетической зрелости органического вещества. Как упоминалось выше, зона перехода Опал-КТ - α-Кварц примерно соответствует началу зоны нефтегенерации МК₁. Граница начала зоны МК₁ выделяется при значениях отражательной способности витринита 0.5-0.55%. В специализированном ПО для бассейнового моделирования выполнен расчет катагенетической зрелости органического вещества и выделена зона, соответствующая отражательной способности витринита Ro равной 0.5%. Рассчитанный результат определения отражательной способности витринита в модели откалиброван на реальные замеры Ro в скважинах. В результате получена поверхность, соответствующая значению Ro=0.5% (фиг 7). Для двухфакторной локализации предлагается отфильтровать зону перехода Опал-КТ - α-Кварц (рассчитанную двумя методами) ниже поверхности, соответствующей значению Ro=0.5% (фиг.8). Учитывая тот факт, что кремнистые толщи в зоне перехода Опал-КТ - α-Кварц вошли в главную зону нефтегенерации в конце плиоцена и имеют невысокую степень преобразованности органического вещества, генерация углеводородов продолжается и ее объемы будут только нарастать.

Результаты расчетов методом бассейнового моделирования (фиг.8а) и методом палеоглубин (фиг.8б) были сопоставлены друг с другом. Применение двух различных методов прогнозирования зон развития кремнистых коллекторов с повышенной трещиноватостью обусловлено необходимостью верификации результатов моделирования и позволяет более достоверно локализовать интервалы пород с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами. Для минимизации рисков разработки кремнистых трещинных коллекторов в качестве зон локализации запасов выбираются зоны, подтвержденные результатами моделирования и методом бассейнового моделирования и методом палеоглубин.

Локализация зон тектонической трещиноватости выполнялась на основе данных FMI, результатов исследований образцов горных пород, а также результатов структурного описания пород в естественных обнажениях с замерами трещиноватости и зеркал скольжения и структурно-тектонического анализа. Данные полевых замеров и линеаментного анализа позволили определить ранги тектонических нарушений и направления локальных стресс состояний, определивших их формирование. На качественном уровне локализованы зоны развития максимальной плотности трещин (фиг.9а). При прогнозировании свойств трещиноватости в зонах тектонических нарушений важно учитывать установленные векторы региональных и локальных напряжений, позволяющие определить зоны проницаемости. При анализе трещиноватости в скважинах по данным описания керна и ГИС отмечено, что прослои кремнистых пород с пониженными значениями емкости трещин, проницаемости и других параметров, встречаются по всему изученному разрезу. Наибольшая плотность трещинноватости наблюдается на глубинах от 2500 м и ниже (фиг.9б). Данный факт согласуется с рассчитанными зонами фазового перехода Опал-КТ - α-Кварц, в которой широкое развитие зон трещиноватости обусловлено фазовыми переходами кремнезема.

В результате в рамках примера конкретного осуществления способа была выполнена локализация участков с развитием максимальной трещиноватости в кремнистых коллекторах, находящихся в зоне начала стадии нефтегенерации МК₁. Результаты моделирования представлены в виде 3D куба распределения трещиноватости в кремнистых коллекторах с учетом зоны нефтегенерации (фиг.9в). Учитывая тот факт, что данные породы являются нефтематеринскими, вероятность обнаружения залежей углеводородов в чистых кремнистых интервалах оценивается как высокая.

В результате рассматриваемого осуществления изобретения выведены критерии локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов:

1) Макрофация - бассейновая удаленная;

2) Содержание кремнезема≥80%;

3) Содержание С_орг>2%;

4) Водородный индекс HI≥300 (мг.УВ/г Сорг);

5) Пиролитический показатель S1+S2≥10 (мг.УВ/г породы);

6) Фаза катагенеза от ПК₃ и выше;

7) Максимальная глубина погружения от 2500 м до 4000 м;

8) Пластовая температура от 65°С до 90°С;

9) Форма кремнезема (SiO₂) в пределах перехода опал-КТ в α-Кварц

9а) (наличие диагенетической/эпигенетической и тектонической трещиноватости);

10) Степень катагенетической преобразованности по Ro>0.5%;

11) Наличие битуминозного керна;

12) Наличие притока из аналогичных интервалов;

13) Испытания в пределах сводного контура нефтеносности.

Предлагаемое изобретение позволяет точно определить локализацию запасов потенциально продуктивных зон трещиноватых нефтематеринских кремнистых пластов на уровне месторождений, что обеспечивает повышение эффективности бурения эксплуатационных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение в геологоразведочных работах в части оценки запасов углеводородов нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских кремнистых отложений. Предложен способ локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов, в котором проводят межскважинную корреляцию на основе данных геофизических исследований в скважинах (ГИС) и результатов лабораторных исследований керна, строят модель разломов на основе интерпретации сейсмических данных 2Д и 3Д и линеаментного анализа с определением времени формирования разломов, строят структурно-стратиграфический каркас на основе межскважинной корреляции и модели разломов, проводят корректировку построений на основе построенного структурно-стратиграфического каркаса методом палинспастических реконструкций. Также оценивают величину денудационного среза для определения максимальных глубин погружения для каждой точки структурно-стратиграфического каркаса и строят куб палеоглубин, проводят литолого-фациальный анализ для локализации зон максимальной концентрации развития кремнистых отложений и определение фациальных зон, по которым строят кубы фаций и литотипов, определяют степень постседиментационной преобразованности кремнистых пород на основе построения зависимости преобладающей формы кремнезема по результатам лабораторных исследований керна от глубины максимального погружения толщи. Далее строят куб петротипов на основе куба литотипов с учетом вероятных форм развития кремнезема и куба палеоглубин, проводят бассейновое моделирование с учетом факторов времени, температуры, содержания глинистой и органической компонент в кремнистой матрице для определения степени постседиментационной преобразованности кремнистых отложений, определяют мощность зоны фазового перехода и степени катагенетической зрелости органического вещества, определяют зону преобладающих форм кремнезема по результатам бассейнового моделирования. Проводят сопоставление результатов определения степени постседиментационной преобразованности кремнистых отложений, полученных методом бассейнового моделирования и методом палеоглубин, относительно друг друга на сходимость, определяют границу начала зоны нефтегенерации MK₁ по результатам бассейнового моделирования, определяют перспективные зоны кремнистых трещинных коллекторов в переходной зоне Опал-КТ - α-Кварц, отфильтрованных ниже границы начала зоны нефтегенерации МК_1. Определяют ранги тектонических нарушений и направлений локальных стресс-состояний, определивших их формирование, на основе исследований поверхностных обнажений изучаемых отложений и структурно-тектонического анализа. Проводят локализацию зоны развития трещиноватости и зон распространения трещинных нефтегазонасыщенных кремнистых коллекторов. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности локализации перспективных зон в нефтематеринских кремнистых толщах, с учетом степени преобразованности нефтематеринской породы, позволяющей сделать прогноз содержания углеводородов. 9 ил.

Способ локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов, в котором проводят межскважинную корреляцию на основе данных геофизических исследований в скважинах (ГИС) и результатов лабораторных исследований керна; строят модель разломов на основе интерпретации сейсмических данных 2Д и 3Д и линеаментного анализа с определением времени формирования разломов; строят структурно-стратиграфический каркас на основе межскважинной корреляции и модели разломов; проводят корректировку построений на основе построенного структурно-стратиграфического каркаса методом палинспастических реконструкций; оценивают величину денудационного среза для определения максимальных глубин погружения для каждой точки структурно-стратиграфического каркаса и строят куб палеоглубин; проводят литолого-фациальный анализ для локализации зон максимальной концентрации развития кремнистых отложений и определение фациальных зон, по которым строят кубы фаций и литотипов; определяют степень постседиментационной преобразованности кремнистых пород на основе построения зависимости преобладающей формы кремнезема по результатам лабораторных исследований керна от глубины максимального погружения толщи; строят куб петротипов на основе куба литотипов с учетом вероятных форм развития кремнезема и куба палеоглубин; проводят бассейновое моделирование с учетом факторов времени, температуры, содержания глинистой и органической компонент в кремнистой матрице для определения степени постседиментационной преобразованности кремнистых отложений; определяют мощность зоны фазового перехода и степени катагенетической зрелости органического вещества; определяют зону преобладающих форм кремнезема по результатам бассейнового моделирования; проводят сопоставление результатов определения степени постседиментационной преобразованности кремнистых отложений, полученных методом бассейнового моделирования и методом палеоглубин, относительно друг друга на сходимость; определяют границу начала зоны нефтегенерации МК₁ по результатам бассейнового моделирования; определяют перспективные зоны кремнистых трещинных коллекторов в переходной зоне Опал-КТ - α-Кварц, отфильтрованных ниже границы начала зоны нефтегенерации МК₁; определяют ранги тектонических нарушений и направлений локальных стресс-состояний, определивших их формирование, на основе исследований поверхностных обнажений изучаемых отложений и структурно-тектонического анализа; проводят локализацию зоны развития трещиноватости; и проводят локализацию зон распространения трещинных нефтегазонасыщенных кремнистых коллекторов.