Способ оценки нефтегазоносностиТЕРРиТОРий Советский патент 1981 года по МПК G01V9/00 

(54) СГОСОБ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИЙ

Изобретение относится к нефтегазопоисковой геологии, в частности к исследованию нефтегазоносности территории путем изучения геологического строения и состава пластов. В основе известных объемно-генетических методов количественной оцен ки продуктивности территорий раздель но по нефти и по газу лежат теоретические положения о геологических условиях и масштабах генерации углеводородов при преобразовании рассеян ного в осадках органического вещества 1.I Недостатком данных методов является невозможность достаточно надежного определения геологических и гео химических показателей на малоизучен ных территориях, 4TQ ограничивае точность и возможности их применения Известен способ, заключающийся в отборе из скважин керновых проб пород, замере пластовых температур и давлений и анализе керновых проб на содержание органического вещества, битумов и сорбированных газов 2 Недостатками этого способа являются большой объем полевых работ и лабораторных исследований (химически химико-битумнолргических, люминесцен ных, №1нералогических, петрографических, палеонтологических и других), высокая труемкость подсчетов, а также невысокая точность оценок на начальной стадии изучения бассейнов. Цель изобретения - прогнозирование соотношений жидких и Г1эзообразных углеводородов в недрах исследуемой территории. Для этого по предлагаемому способу отбирают в пределах нефтегазоносных комплексов пробы сильно уплотняющихся пород, определяют общую пористость, давления прорыва образцов и зависимости от глубины значений содержания сорбированных газов, битумов и пористости, усредненных по различным скважинам для одинаковых глубин, выявляют глубинные зоны наибольших градиентов пористости и определяют соотношение жидких и газ.ообразных углеводородов (Кэ) для каждой зоны по формуле пг г где в весовых процентах на породу взяты:

J3n( коэффициент битуминоэностк в зоне наибольших градиентов пористости J

Тгп коэффициент газоносности в зоне наибольших градиентов пористости;

р, - коэффициент битуминозности непоср едственно под зоной наибольших градиентов пористости;

Ур - коэффициент газоносности непосредственно под зоной наибольших градиентов пористости.

На приведена зависимость средних содержаний органического вещества С орг /% на породу от глубины залегания Н пород для исследуемой территории; на фиг.2 --содержание хлороформенного битума Ацд., %/кг породы для тех же условий на фиг.Зсодержания сорбированных газов(V, см /кг породы);на фиг.4 - содержание газового коэффициента ( У ,% ); на фиг.5 - содержание битумоидного коэффициё та ( р ,;);на фиг.б - содержание плотности (G, г/см) пород; на фиг.7 - содержание пористости т, % на породу5 на фиг.8 - содержание градиентов пористости ()пopoдJ на фиг.9 - содержание пластовых температур t, °С; на фиг.10 - содержание пластовых давлений Р, атм.

На изучаемой территории (нефтегазоносная провинция, бассейн, область) в пределах установленных или предполагаемых по аналогии нефтегазоносных комплексов производят отбор проб глинистых, глинисто-алевролитовых глинисто-известковистых пород. Для этого могут быть использованы керны из опорных, параметрических, поисково-разведочных или структурно-картировочных скважин. Достаточная- частота отбора кернов и проб 5-20% от проходки скважин.

Пробы анализируют в лабораторных условиях стандартными методами на содержание органического вещества {С орг ) f хлороформенных битумов ( АХЛ) сорбированных газов ( V и их соетава, а также величины плотности (G) абсолютной пористости ( т) и давления прорыва газов. По результатам лабораторных анализов строят усредненные графики указанных величин в зависимости от глубины залегания (фиг.1-3, 6-7 ) , а по данным промыслово-геофизических исследований и испытаний скважин строят зависимости изменения давлений .() и температур (i,) с глубиной(фиг. 9 и 10 ).Прси.зводят пересчет содержания сорбированных газов, используя зависимость фиг.З, в пластовые условия с учетом потерь от дегазации керна на уровне прорыва по формуле

д,:р,,.с,,

где Q - масса газа в пластовых условиях j

изм.- объем газа, опреде ленный лабораторной дегазацией керна при t , атм; - Fyp.- объемный коэффициент газа

на уровне прорыва: РПЛ. - объемный коэффициент газа

в пластовых условиях; 9- удельный вес газа при t , атм.

По этим данным в каждой точке рассчитывают коэффициент газоносности по формуле

где Г - коэффициент газоносности.

в % на породуJQr - содержание газа, в % на породу J

СОРГ содержание органического вещества, в % на породу. По рассчитанным данным строят усредненную зависимость изменения коэффициента газоносности У от глубины залегания образцов (фиг.4) . Аналогичным образом строят зависимость коэффициента битуминозности (фиг.5) ,. рассчитываемого по формуле

. 100,

где /Ь - коэффициент битуминозности; АХЛ- содержание хлороформенного

битума А, в % на породу; содержание органического вещества, в % на породу. По зависимости от глубины плотности пород (фиг.6) , их пористости (фиг.7) и градиентов пористости (фиг.8 выделяют глубинные зоны с наибольшими градиентами уплотнения (эти зоны отмечены на графиках линиями 1-1, -0 , Щ-Ш , V -IV). Линии с граФиков фиг.6-8 переносят на зависимости для газового Т фиг.4) и би- . тумоидного р (фиг.5) коэффициентдв. Вычисляют приращения коэффициентов ДТ и и Jb по разности их наибольших значений в интервалах повышенных градиентов (Тлг и РПГ ) и непосредст венно под упомянутыми зонами (Ур И р,.)

лТ iTnr-гГр; fiyb pnr-jbr

Определяют коэффициенты эмиграции жидких (K«) и газообразных (Кр) углеводородов

йГ л/ъ

/--ТГ .

Непосредственно для определения прогнозируемых соотношений жидких и газообразных углеводородов вычисляют эмиграционные показатели фазовых соотношений для каждой зоны во

всех нефтегазоносных комплексах (в долях единицы или в процентах)

Кг

УПГ Тг. finrJ r ТГ Jbr

Принимают усредненное по зонам значение Кэ за прогнозируемое соотношение жидких и газообразных углеводородов.

Максимальное расчетное содержание жидких углеводородов приходится на келловей-оксфордские и нижне-среднеюрские отложения (до 980 г/см) из которых получены проявления и промьниленные притоки нефти в Центрально Туркмении и уже открыты газо-конденсатные месторождения с нефтяными оторочками в Восточной Туркмении. Неокомский комплекс (расчетное содержание до 50 г/м)характеризуется открытием месторо;хдений с конденсатным фактором 0-43 г/м. Содержание жидкой фазы в конк-ретных залежах определяется также временем их формирования (принадлежностью к той или иной фазе или двум сразу, но в различных объемах) .

Предлагаемый способ оценки обеспечивает возможность прогнозирования

перспективности раздельно на нефть и газ малоизученных территорий, сокращение количества отбираемых кернов в скважинах и объема лабораторных исследований, упрощает технологию прогноза, сокращает трудности обработки материалов.

Формула изобретения

Способ оценки нефтегазоносности территорий, заключающийся в отборе из сквах(ин кёрновых проб, замере пластовых температур и давлений и анализе кёрновых проб на содержание органического вещества, битумов и сорбированных газов, отличаю щ и и с я тем, что, с целью прогнозирования соотношений жидких и газообразных углеводородов в недрах исследуемой территории, отбирают в пределах, нефтегазоносных комплексов пробы сильно уплотняющ хся пород,определяют общую пористость,давления прорыва образцов и зависимости от глубины значений содержания сорбированных газов, битумов и пористости, усредненных по различным скважингии для одинаковых глубин, выявляют глубинные зоны наибольших градиентов пористости и определяют соотношение жидких и газообразных углеводородов (Кэ) для каждой зоны по формуле

где в весовых процентах на породу взяты:

Рпг коэффициент битуминозности в зоне наибольших градиентов пористости;

f f-коэффициент газоносности в зоне наибольших градиентов пористости; Jip -коэффициент битуминозности

непосредственно под зоной наибольших градиентов пористости;

Ур -коэффициент газоносности непосредственно под зоной наи- больших градиен-ов пористости

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

2.Канторович Л.Э. Теоретические основы объемно-генетического метода оценки потенциальных ресурсов нефти и газа - Материалы по геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири.Труды СНИИГИМС, Новосибирск, 1970, с.11-21 (прототип).