Способ поисков нефти и газа Советский патент 1993 года по МПК G01V9/00 

Изобретение относится к области поисков нефти и газа и может быть использовано на поздних этапах их ведения для выявления новых месторождений вблизи ранее открытых.

В настоящее время наибольшее распространение получил способ происков нефти и газа путем бурения поисковых скважин с определением палеопутей миграции углеводородов (УВ). Недостатком этого способа является то, что, часть, иногда более 50%, скважин оказывается пустыми.

Практика показала, что существующие способы не позволяют повысить эффективность поисковых работ на поздних этапах ведения их, когда исчерпан фонд уверенно отбиваемых геофизикой и залегающих на небольших глубинах крупных структур, Это обусловлено тем, что при этом удается определить только общие направления палеопутей миграции УВ. Поэтому достоверность оценки наличия нефти и газа на новых площадях, вблизи рзнее выявленных/остается предположительной, Так, например, при небольших объемах миграции УВ могут быть перехвачены на своем пути уже открытыми залежами, а остальные ловушки. хотя и расположены на направлениях миграции, могут отказаться пустыми.

Целью изобретения является повышение эффективности при поисках новых месторождений в пределах изученной зоны нефтегазонакопления.

Поставленная цель достигается благодаря тому, что в спо.собе поисков нефти и газа, включающем бурение скважин и определение палеопутей миграции углеводородов, определяют газовые факторы нефти непосредственно над водонефтяным контактом в нижней залежи цепочки ловушек,

Х| 00 00 4 00 00

определяют минимальное значение газового фактора Гвх, определяют запасы нефти Он газа Q- и доли газа, поступающего в ловушки в период газогенного цикла генерации Ого и при соблюдении условия

Q.. uq- - bcifo ( --р--- осуществляют дальнейшее

I вх

бурение поисковых скважин.

Таким образом, выявляется возможность наличия новых залежей УВ вблизи ранее открытых и конкретные участки для постановки поисковых работ на поздних этапах из ведения, что позволяет не разбуривать ловушки, через которые не прошли УВ, уменьшить затраты на бурение пустых поисковых скважин и таким образом повысить эффективность работ, Разведочное бурение на. новой площади при этом производится только в том случае, если расчеты показывают, что имела место миграция за пределы этих месторождений, а для ведения разведки их всех опорных выбирается только площадь, лежащая на участке миграции. Таким образом, из общего фонда спорных ловушек отбрасываются заведомо непродуктивные. В результате достигается уменьшение затрат метража глубокого разведочного бурения и в конечном итогеповы- шается эффективность работ.

Объем миграции и участок миграции нефти определяются следующим образом. Если в цепочке нефтяных и газовых залежей регионального вала наблюдаются закономерности их размещения, согласно схеме дифференциального улавливания УВ, то с учетом газа биогенного цикла можно запи- сать:

QH.M. Гвх а-о-о. о)

где Ош -объем нефти, мигрировавшей ч е- 1 рез залежи, мЗ;

Qr - запасы газа во всех залежах, м Гвх газовый фактор струи нефти, входившей в цепочку ловушек, м /м г

Q-o - объем газа, поступивший в ловушки в период первого (верхнего), биогенного цикла генерации газа, м01.

Из этой формулы находят общий объем миграции нефти ( Он.м. ) через все. залежи, Для каждой конкретной залежи с учетом газа биогенного цикла имеем УГ VH- Гвх Vro

з.

VH.M.

(2)

где VHM - объем нефти, мигрировавшей через данную ловушку,

м

VH - запасы нефти в ловушкё,ом Vr - запасы газа в ловушке, м

з.

:3.

Vr.o - объем газа, поступившего в ловушку в период биогенного цикла, м ;

0

ГВх - входной начальный газовый фактор нефти, поступившей в ловушку, м3;

ДР - разность пластовых давлений в предыдущей и рассматриваемой ловушках в период формирования залежи, кГс/см2;

о. - коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3.

Рассчитанное по формуле (1) значение OI.M. сравнивается с фактическими запасами нефти в залежах группы известных месторождений Он. Если при этом Оч.м. больше выявленных фактических запасов нефти От известной группы ззле&Ч -

Он, то очевидно, что

5 жей. т.е

вх

20

25

30

35

40

45

50

55

произошла миграция нефти за пределы этих месторождений, и значит можно ожидать наличия по соседству новых месторождений.

Конкретный участок миграции нефти выявляется путем расчетов по формуле (2). Если расчетное значение VHM по формуле (2) для какой-либо ловушки значительно больше, чем запасы нефти VH данной и всех последующих за ней ловушек, т.е. VHM VH, то также очевидна миграция нефти именно на участке, прилегающем к этой ловушке.

Наиболее важным моментом при расчетах по формулам (1) и (2) является достоверное определение начального, входного в цепочку ловушек, газового фактора нефти ГВх. При формировании залежей УВ по схеме дифференциального улавливания УВ, Гвх сохраняется в самой нижней, первой ловушке. Если же при этом в ловушке находился газ биогенного цикла или, что наиболее часто встречается на практике, первоначально сформировавшаяся газонефтяная залежь при последующем погружении превращается в чистонефтяную, то газовая шапка, в первую очередь, растворяется в нефти при- контактиой зоны. Выравниванию газовых факторов во всей залежи препятствует гравитационная сегрегация нефти: в присвод- ной зоне, где растворена основная масса газовой шапки, удельный вес в пластовых условиях наименьший. По мере увеличения глубины нефтяной отторочки, газовый фактор нефти уменьшается.

Способ требует последовательного проведения следующих технических, графических и аналитических операций:

замеры с помощью глубинных манометров, термометров и геофизических приборов: пластовых давлений, температур и начальных положений водонефтяного, газонефтяного, газоводного контактов (ВНК, ГНК, ГВК) в каждой из залежей ранее открытых месторождений; .

отбор с помощью глубинных пробоотборников проб нефти на водонефтяном контакте залежей,-их лабораторный анализ и определение начальных газовых факторов нефтей во всех залежах; выявление средних м минимальных его значений, принимаемых за Г8х:

экспериментальное определение с помощью глубинной пробы коэффициента растворимости газа в нефти и зависимости вязкости нефти от температуры во всех залежах;

подсчет начальных запасов нефти и газа отдельно для каждой залежи и суммарно для всех залежей одноименного горизонта;

построение палеотектонических карт и профилей отдельно для каждой залежи и в целом для группы залежей одноименных горизонтов, подсчет их на основе объема газа, вошедшего в ловушки в период биогенного цикла (по объему ловушек);;

анализ закономерностей пространственного размещения и формирования залежей;

расчет и оценка объемов нефти внутри группы известных залежей по формуле (1);

сравнение рассчитанных объемов миграции в группе известных залежей с фактическими запасами нефти и опре- деление соблюдаемости соотношения

Q ,в случае, если это соотн ошеI вх ,.

ние выполняется с помощью геофизических, геохимических, геотермических, геоморфоло- гических и др. методов производится дополнительное уточнение мест -расположения новых ловушек нефти и газа и перспективных площадей вблизи вокруг известных ранее открытых месторождений.

Сравнение рассчитанных по формуле (2) объемов миграции нефти через каждую залежь с фактическими запасами в них и определение дл-я каждой из залежи соблюдаемости соотношения VHM VH;

выбор из всех выявленных, в том числе и спорных ловушек, таких, которые лежат на пути миграции нефти, т.е. вблизи тех известных залежей, для которых соблюдается приведенное соотношение;

бурение на них поисково-разведочных скважин и их испытание.

Данный способ по сравнению с прототипом обладает следующими преимуществами:уменьшает затраты поисково-разведочного метража, за счет сокращения вводимых в разведку спорных площадей, расположенных на участках, где не было миграции углеводородов; ускоряет и облегчает открытие залежей нефти и газа, приуроченных к неактиклинальным ловушкам, за счет концентрации геофизических, геоморфологических, геохимических, гео-. термических и поисковых буровых работ на участках, где действительно происходила миграция углеводородов; уменьшает затраты при проведении повторных, по более густой сети профилей, сейсморазведочных работ за счет сосредоточения их только на участках миграции углеводородов.

Формула изобретения

Способ поисков нефти и газа, включающий бурение скважин и определение пале- опутей миграции углеводородов, о т л и чающийся тем, что, с целью повышения эффективности при поисках новых месторождений в пределах изученной зоны нёф- тегазонакоплений, определяют газовые факторы нефти непосредственно над водо- нефтяным контактом в нижней залежи цепочки ловушек, определяют минимальное значение газового фактора ГВх, определяют суммарные выявленные запасы нефти Јit, газа Qr и доли газа, поступившего в ловушки в период газогенного цикла генерации Q-o и при соблюдении условия

О- - О-о

-Р--- осуществляют дальнейшее вх

Оч

бурение поисковых скважин.

Изобретение относится к способам поиска нефти и газа и может быть использовано на поздних этапах их ведения для выявления новых месторождений вблизи, ранее открытых. Целью изобретения является повышение эффективности при поисках новых месторождений в пределах изученной зоны нефтегазонакопления. Способ поисков нефти и газа включает бурение скважин и определение палеопутей миграции углеводородов. Для достижения поставленной цели в способе определяют газовые факторы нефти непосредственно над водо- нефтяным контактом в нижней залежи цепочки ловушек, определяют минимальное значение газового фактора ГВх, определяют суммарные выявленные запасы нефти Он газа Ос и доли газа, поступившего в ловушки в период газогенного цикла генерации Q-o-При соблюдении условия Он От - Q-o/Гвх осуществляют дальнейшее бурение поисковых скважин.