Способ прогнозирования нефтегазовых залежей Советский патент 1982 года по МПК G01V11/00 

Изобретение относится к сейсморазведке и предназначено для обнаружения нефтяных и газоклх залежей, погребенных под толики «олодых осадочных образований.

Сейсморазведка начинает широко использоваться для прогноза нефтегазоносности выявленных структур с целью избирательного ввода их в глубокое разведочное бурение .

Схематически проведение этих работ заключается в послойном изучении акустических свойств разреза (скорость, поглоиэние, коэффициенты отражения и т.д.,). По совокупности локальных параметрических аномалий в определенном интервале разреза делается заключение о наличии нефтегазовой залежи. Достоверность обнаружения залежей по материалам сейсморазведки в значительной мере зависит от целого рлда факторов - сложность геологического строения площади, уровень волн-помех, точность и разрешающая способность аппаратурно-методических средств, состав залежи, глубина ее залегания и мощность, толщина залежи. Последняя играет важную роль, так как при . прочих равных условиях величина геофизической аномалии прямо пропорциол нальна мощности залежи. Вследствие этого по данным сейсморазведки в интервале глубин до 2-2,5 км могут быть обнаружены только достаточно мощные (более 50 м) залежи. Эффект, создаваемый залежами менее 50-30 м невелик и вполне соизмерим с погрешностями наблюдений. Таким образом,

10 в подавлянвдем большинстве случаев нефтегазовые залежи мощностью менее 30-50 м вьщеляются очень неуверенно или вообще не выделяются.

Прогнозирование залежей Нефти и

15 газа по данным геохимических методом основано на выявлении эффектов миграции углеводородов из залежи вверх по разрезу. При этом по материалам геохимической съемки изу20чается распределение по площади концентраций углеводородов в приповерхностных отложениях или в придонной воде при .гидрогазосъемке акваторий и по величине геохимических анома25лий делаху заключение о плавном местоположении залежей. Основные трудности при интерпретации результатов геохимических съемок связаны с распознаванием природы ёшомалий (глу30бинные или поверхностные факторы..

а при гидрогазосъемке акваторий также с необходимостью выделения на фоне помех слабых аномалий, обусловленных диффузионными процессами на залежи. Более интенсивные геохимические аномалии, обусловленные процессами струйной миграции газа на залежи по разломам и трещинам часто оказываются значительно смещены в плане относительно местоположения залежи на значительное расстоявне до десятков километров.

Наиболее близким к изобретению является способ прогнозирования iнефтегазовых залежей, включающий сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку 2.

Недостатком известного способа является низкая достоверность обнаружения залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах.

Цель изобретения - повышение достоверности обнаружения залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах.

I

Поставленная цель достигается

тем, что согласно способу прогнозирования нефтегазовых залежей, включающему сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку, с помощью сейсмического профилирования определяют плановое положение и контуры зон, которые характеризуются скоростью продольных волн до 500 м/с и глубиной залегания 100 - 400 м от поверхности земли, затем в пределах оконтуреной зоны проводят фрагментарную газовую съемку на углеводороды, при наличии которых делают заключение о существовании залежей нефти и газа.

Акустические характеристики пористого пласта практически одинаковы вне зависимости от того, содержится ли в поровом объеме пласта несколько процентов или несколько десятков процентов свободного газа и существенно отличны от акустических характеристик полностью водонасыщенного пласта. Для растворенного в воде газа подобный эффект не отмечается.

На фиг.1 показана зависимость скорости продольных волн в песчанике от состава флюида и количества газа, где 1 - песчаник водонасыщений, 2 - песчаник нефтенасыщений, а - глубина И 1,5 км, б - глубина И 3,5 км, г - .количество кубометров газа,растворенного в кубометре жидкости, в поде (Т) или нефти (П), Q пороговые объем песчаника содержа111И своОолньс) газ.

На фиг.2 представлено распределе-. ние концентрации метана, диффундирующего из залежи, по глубине. Пунктиром показаны кривые, соответствующие максимальной предельной растворимости метана в пластовой воде при солености 20-100 и 300 г/л. Кривые 3-5 соответствуют концентрации метана, диффундирующего из залежи нижнемелового возраста, расположенной на глубине Н 1,5 км (соленость вод в пласте-коллекторе равна соответственно 20,100 и 300 г/л).

На фиг.З показано изменение объема свободного газа, содержащегося в поровом пространстве покрышки, в зависимости от солености пластовых вод. При этом кривая б соответствует солености 20/300, кривая 7 - солености 20/20, кривая 8 - солености 100/20, кривая 9 - солености 300/300 (в числителе указана соленость вод коллектора, в знаменателе соленость вод покрышки,

На фиг.4 представлены зависимости скорости распЕЮстранения. продоль;ных волн в глинистых покрышках, содержащих свободный га-з, от глубины. Кривая 10 соответствует скорости волн в глинистой покрышке, не содержащей свободный газ, кривые 11 14 - скорости волн в покрышках, содержащий различный объем свободного газа. Рядом с кривыми указано соленость вод.

Зависимость, представленная на фиг.1, указывает на наличие критических точек фазового состояния порогового флюида, характеризующих переход от количественных изменений к качественным. Действительно, при выделении из жидкого флюида Гнефть, вода) даке небольшого объема (до 10% свободного газа величина скорости продольных волн в песчаном пласте резко уменьшается до значения скорости в полностью газонасыщенном пласте. В этом случае состав основного поронаполнителя (вода, нефть) практически перестает оказывать какое-либо влияние на скорость (фиг.1 кривые 1 , 2, 1° и 2° при 20% и более свободного газа.

Особенно резко это проявляется при небольших глубинах залегания пласта. Так, при н 1,5 км скорость волн в водонасыщенном песчанике, содержащем в порах лишь растворенный газ, равна 2300 м/с. Появление 5% свободного газа в порах песчаника приводит к сни5кению скорости до 1600 м/с. Дальнейшее увеличение количества свободного газа (10 100% не приводит к существенному уменьшению скорости, ее. значение остается примерно постоянным и равным 1500 м/с. В нефтесодержащем песчанике скорость распространения волн пр терпевает такие же изменения. При 5%-ном содержании свободного газа скорость в нефтенасыщенном песчанике равна 1900 м/с, при 10% V 1560 м/с. Колебания скорости, свя занные с содержанием в поровом объе ме растворенного газа, существенно меньше (начальные участки кривых 1 l, 2). . Таким образом, характер изменения скорости в пласте всецело определяется изменением акустических свойств флюида. Поэтому приведенный график справедлив для большинства песчано-глинистых пород, картина изменения скорости при этом сохраняется, изменяются лишь абсолютные значения. Зависимости, представленные на фиг.2, позволяют определить фазовое состояние порового флюида на заданной глубине. Действительно, формирование ореола обусловлено эффектом диффузионного проникновения углеводородов из залежи в покрышку. Исход ная концентрация газа в области покрышки, непосредственно примыкающей к залежи, не превосходит величины, необходимой для полного насыщения пластовой воды. Фазовое состояние ореола на конкретном удалении от залежи вверх по разрезу определяется избытком или дефектом расчетной концентрации газа по отношению к предельно возможнь1м для состояния полного насыщения реликтовой воды глин. Поэтому порядок определения концентрации ореола на различных удсьлениях от залежи, его фазового состояния и влияния на акустические параметры разреза можно представить в следующем виде. 1.По кривым максимальной растворимости метана в пластовой воде при заданных условиях солености, давления и температуры определяется концентрация углеводородов С в глинис той покрышке на границе с залежью. При расчетах взяты различные сочетания солености вод (20 - 300 г/л Соленость реликтовой воды в покрышке, непосредственно примыкающей к залежи, принималась равной солености пластовых вод коллектора, вмещаю щего залежь. 2.Концентрация. С метана в пор де на расстоянии f от кровли залежи к моменту Т после начала процесс диффузии рассчитывается по формуле. р/р„ (1 - erf где отношение газовых емкос тей в перекрывающей тол ще и приграничной с залежью области покрьаики. В качестве примера рассматривается нижнемеловая газовая залежь на глубине 1,5 км, перекрытая молодыми , слабоконсолидированными низкоскоростными образованиями. Эти образования характеризуются коэффициентом диффузии Д см/с. Начальные точки кривых 3-5 на глубине Н 1,5 км (Z 0) соответствует значениям Cj, при солености релектовых вод соответственно 20,1000 и 300 г/л, при Н О, Z 1,5 км. 3.На основании сопоставления фактической концентрации С- углеводородов в разрезе с кривыми предельной растворимости метана в пластовой воде определяется фазовое состоя ние метана в покрышке на различных удалениях от залежи. На фиг.З показан объем свободного газа, приведенный к пластовым условиям и выраженный в процентах. Эта величина характеризует долю порогового объема глинистой покрышки, содержащую свободный газ. Процент свободного газа, содержащегося в поровом объеме, для любых сочетаний солености вод пласта-коллектора и покрышки может быть достаточно высоким и в самом верхнем интервале разреза (0-200 м стремится к 10%. 4.Используя график, приведенный на фиг.1 и учитывая скорости распространения воды в молодых глинистых образованиях фиг.4,( кривая 10),можно оценить влияние свободного газа, диффундирующего из залежи, на акустические параметры разреза (скорость в покрышке}. В большинстве случаев, когда нефтегазовая залежь перекрыта толщей молодых глин, акустическое влияние ореола наиболее интенсивно проявляется в верхнем (100-400 м) интервале разреза. При этом аномалия скорости в области ореола может быть весьма значительной (200 300 м/с) по сравнению с фоновым значениями (1500 - 1800 м/с). Таким образом, погребенная газовая залежи должна отобрс1жаться в caNtjx верхних интервалах разреза (100-400 м) аномально низкими значениями скорости распространения волн, которые могут быть уверенно выделены по материалам сейсморазведки. Способ осуществляется следующим образом. По стандартной методике проводят сейсмическое профилирование методом ОГТ, используя мини-косы длиной 600-700 м, позволяющие получить сейсмическую запись до 2,0-2,5 с. Экспресс-ангшизом по Кс1ждому профилю выделяют аномалии низких скоростей (200-300 м/с) в верхнем интервале разреза. По совокупности профилей определяют контуры аномальных зон

низкой скорости, приуроченных к верхнему интервалу разреза (до 400-500 м от поверхности). в пределах выделенных аномальных зон фрагментарно, т.е в отдельных точках, проводят газовую г еохимическую съемку на углеводороды. В случае подтвержденияналичия углеводородов в составе анализируемьлх газов делают заключение о соответствии контура зоны аномально низких скоростей предполагаемому контуру погребенной нефтегазовой залежи .

Использование изобретения повышает достоверность обнаружения нефтегазовых залежей, коэффициент удачи. при открытии новых месторождений нефти и газа и позволяет заменить непрерывную геохимическую съемку фрагментарной.

Учитывая, что стоимость бурения одной скважины глубиною 2000 м составляет около 1 млн. рублей, использование изобретения может обеспечит получение значительного экономического эффекта. Формула изобретения

Способ прогнозирования нефтегазовых залежей, включакядай сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности обнаружения залежей нефти и газа, пр гребенных в слабоконсолидированных породах, с помощью сейсмического профилирования определяют плановое положение и контуры зон, которью характеризуются скоростью продольны волн до 500 м/с и глубиной залегани 100 - 400 м от поверхности земли, затем в пределах оконтуренной зоны проводят фрагментарную газовую съемку на углеводороды, при наличии которых делают заключение о существовании залежей нефти и газа.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1.Давыдова Л.Н. и др. к обоснованию применения сейскюразведки для прямых поисков нефти и газа. Сб. Прикладная геофизика, вып. 79,

|М., Недра, 1975, с. 82-86.

2.Соколов К.П. Геофизические методы разведки. Недра, 1966,с. 307 (прототип).

(км/сек)

Д5 о Ю го 30 45 50 60 70 80

О 0,5 W t,5 2.0 2.5 W 3.5 4,g jjg I

0 5o miso mm s

rrtrr/

Фиг.( .-Sff T ep1МГ 60-78-80- S

100 20

300

Фиг.1

C(n/i/cM)

I 4 ff e // ИПб

Фиг-З

f.O

0,5

t; f --

0,5: .i..11f .:Лчи;:м -

w

20/300

Фиг4

2,0 yiKMic}

iO