Patent RU-2762078-C1 (RU)
Inventor: Sergachev Andrej Valerevich
IPC: E21B47/06
Filed: 2021-04-29
Granted: 2021-12-15
Abstract: Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских толщ баженовской свиты. Заявлен способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах, который включает проведение исследований скважин, комплексный анализ и интерпретацию результатов исследования керна, верификацию параметров, построение карт и их совместный анализ. Согласно предлагаемому способу получают значения коэффициента Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах, значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности внутри интервалов нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, находят его эффективные значения для каждого интервала скважины и строят карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. Рассчитывают индекс хрупкости в интервале нефтематеринского пласта, выделяют интервалы хрупких зон с индексом хрупкости ≥0,5, суммируют их, находят общие толщины хрупких зон для каждой скважины, строят карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта. В качестве исследований керна проводят его лабораторный пиролиз, на основании которого устанавливают тип керогена, определяют его кинетический спектр, термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли от момента его формирования до современного состояния. На основании данных 3Д сейсморазведки и геофизических исследований строят карту современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. На основании данных промыслово-геофизических исследований строят карты плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров и карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта, карту концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна. Верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования кинетики термического разложения керогена по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта, затем проводят численное моделирование лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна по конкретным скважинам. Проводят численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте и строят карту потенциального порового давления в нефтематеринском пласте. На основании карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты потенциального порового давления в нефтематеринском пласте строят карту расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте, проводят ее совместную обработку с картой толщин хрупких зон нефтематеринского пласта путем ранжирования интервалов значений расчетных коэффициентов аномальности порового давления не менее чем на 3 диапазона и толщин хрупких зон не менее чем на 3 диапазона. Пересчитывают карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений, при этом наиболее перспективными считают зоны, в которых одновременно выполняются условия достижения максимумов значений аномальности порового давления и толщин хрупких зон в нефтематеринском пласте, с дальнейшим снижением дискретного индекса перспективности по мере убывания значений диапазонов аномального порового давления и толщин хрупких зон, пересекающихся на картах расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, и на основании этого условия строят дискретную карту перспективных зон, ранжированных по приоритету перспективности, где максимальный дискретный индекс перспективности соответствует наиболее перспективным зонам. Технический результат - повышение точности локализации перспективных зон с точки зрения разработки в нефтематеринских толщах с учетом степени зрелости нефтематеринской породы и процессов первичной миграции подвижных углеводородов. 13 ил.