СПОСОБ ВЫЯВЛЕНИЯ ОЧАГОВ СОВРЕМЕННОГО ПОСТУПЛЕНИЯ ГЛУБИННЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ФЛЮИДОВ В ПРЕДЕЛЫ ЭКСПЛУАТИРУЕМЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
METHOD FOR IDENTIFYING FOCALS OF ENTRY OF MODERN DEEP-LAID HYDROCARBON FLUIDS TO LIMITS OF OPERATED OIL AND GAS DEPOSITS

Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для изучения и оценки перспектив разработки нефтегазовых месторождений. В современной нефтегазовой геологии не существует прямых индикаторных методов выявления непосредственно очагов поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы продуктивных нефтегазовых пластов. В связи с этим отсутствуют и аналоги предлагаемого изобретения. Такое положение вызвано тем, что современные геологические науки до последнего времени даже не допускали возможность существования глубинных углеводородов, хотя о возможности неорганического образования нефтегазовых флюидов в земных недрах говорил еще Менделеев Д.И. Однако, известные в настоящее время фактические данные о возобновлении добычи нефти из практически закрытых промысловых скважин на ряде известных месторождений углеводородов свидетельствуют о поступлении в пределы отработавших пластов глубинных углеводородных флюидов. В связи с этим становится уже актуальной проверка «старых» нефтегазовых месторождений на возобновляемость добычи и ресурсов, а также повышение эффективности новых месторождений путем выявления очагов поступления углеводородных флюидов глубинного генезиса.
Однако в настоящее время известен способ изучения резервуаров продуктивного пласта на базе многоволновой сейсморазведки 3С с использованием отраженных обменных волн [2]. Но этот способ позволяет получать только информацию о строении среды в межскважинном пространстве, формируемую по результатам динамического анализа сейсмического волнового поля, проводимого на базе скважинной информации, а также информацию о внутренних характеристиках резервуара. Недостатки способа: невозможность выявления очагов непосредственного поступления углеводородных флюидов в пределы продуктивных горизонтов по косвенному показателю - сейсмическим волнам, асимметрия пути луча PS-волны, существование других волн-помех, большие величины статических поправок, которые в ряде случаев невозможно определить с приемлемой точностью, неустойчивость процесса обработки и интерпретации полученных данных.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) является разработанный на основе открытия Чердынцева В.В. и Чалова П.И. о естественном разделении природных изотопов урана-234 и урана-238 [6] способ индикаторного моделирования взаимосвязи водоносных горизонтов (Патент РФ 2458365, G01V 9/02, опубл. 10.08.2012), позволяющий выявлять очаги поступления глубинных вод в пределы водоносных горизонтов [5]. Недостатки прототипа: невозможность использования способа в существующем варианте для выделения очагов поступления глубинных вод непосредственно в условиях нефтегазовых месторождений и необходимость разработки уточненной методики концентрирования урана из попутных вод нефтегазовых месторождений, характеризующихся ультранизким содержанием урана (0,007-0,008 мкг/л) при их высокой минерализации, для получения «урановых» препаратов с достаточной для физических измерений активностью. Однако этот недостаток является, в принципе, преодолимым путем проведения предварительных исследований по разработке методики концентрирования урана из попутных вод после сепарации водно-нефтяной смеси, но получаемый при этом результат вполне оправдывает применение способа в связи с невозможностью нахождения на современном этапе развития науки альтернативного способа непосредственного выявления очагов поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.
Целью изобретения является получение эффективного и относительно малозатратного способа для определения дальнейших перспектив разработки известных нефтегазовых месторождений.
234
238
В предлагаемом способе для доказательства поступления глубинных вод и углеводородных газов используется природный индикатор их глубинности - аномальное повышение изотопного сдвига урана в пробах попутных вод и нефтей. Существование таких предпосылок иллюстрируется приведенными в табл.1 по данным [1] результатами определения величины изотопного сдвига урана (γ=U/U) в пробах попутных вод и нефтей, полученных в условиях некоторых нефтяных месторождений. Это становится понятным из следующих положений.
Таблица 1. Изотопные сдвиги урана в нефтях и попутных водах в пределах некоторых нефтяных месторождений
№№п/п
Месторождение
γ<sub>в</sub>=<sup>234</sup>U/<sup>238</sup>U
γ<sub>н</sub>=<sup>234</sup>U/<sup>238</sup>U
1
Избербаш
1.28±0.13
1.23±0.15
2
Окарем
1.32±0.10
1.14±0.14
3
Барса-Гельмес
1.30±0.09
1.23±0.16
4
Хаян-Корт
1.10±0.06
1.01±0.05
Примечание:
н
в
γи γ- величина изотопного сдвига урана в нефтях и попутных водах.
234
238
234
238
234
238
н
в
Согласно современной концепции органического происхождения нефтяных месторождений, они приурочены к захороненным в процессе осадконакопления пористым обводненным породам и находятся в антиклинальных структурах. Следовательно, они практически должны быть фактически герметичными, т.е. в пределы продуктивного горизонта не должны поступать дополнительные порции ни воды, ни нефти. Если бы это было действительно так, то уже через 2 млн. лет после осадконакопления и захоронения продуктивных пластов изотопное отношение урана U/U должно было придти к равновесию (γ=1) в связи с более быстрым распадом поступающего в воды и нефти относительно маложивущего дочернего изотопа U с периодом полураспада ≈ 250 тыс. лет, по сравнению с долгоживущим «материнским» изотопом U (период полураспада около 4.5 млрд. лет). Однако, анализ имеющихся в научной литературе [1] данных показывает, что это не так, т.е. величина отношения изотопов урана в пластовых водах и нефтях до 30-32% больше равновесных значений (см. табл.1). На многочисленных примерах Тихоновым А.И. [3] доказано, что такое явление может объясняться только привносом с глубинными водами в пределы верхних этажей осадочной толщи дополнительных порций изотопа U, не связанных с содержащимся во вмещающих породах распадом изотопа U. Следовательно, увеличение величины γ в попутных водах нефтяных месторождений может быть объяснено только поступлением глубинных паров воды и их конденсацией в пределах продуктивного горизонта. Вместе с тем, из табличных данных следует, что и в пробах нефти величина отношения изотопов урана больше равновесных значений и достигает 1.23-1.24. Причем средняя величина отношения изотопов урана в нефтях (γ) и попутных собственно пластовых водах (γ) не превышает единицы.
234
238
234
238
Авторами в работе [4] также было показано, что и в попутных водах Астраханского газоконденсатного месторождения наблюдается избыток изотопа U по отношению к изотопу U, достигающий 1.69. Следовательно, это позволяет утверждать, что и в газоконденсатах величина изотопного сдвига урана γ должна быть близкой к этому значению вследствие присутствия дополнительного количества изотопа в глубинных газоконденсатах U, образующегося в земных недрах помимо реакции распада U.
Таким образом, выше обоснована возможность разработки нового способа выявления очагов поступления глубинных вод и углеводородных флюидов в пределы продуктивных горизонтов нефтегазовых месторождений. Актуальность разработки нового способа для решения этой задачи на основе использования изотопного сдвига урана в качестве природного индикатора очевидна в связи с отсутствием в настоящее время альтернативных способов ее решения. Поэтому разработка предлагаемого способа имеет пионерский характер, что объясняется отрицанием в прошлые годы параллельной теории неорганического генезиса нефтегазовых месторождений.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение надежности способа выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов путем индикаторного моделирования динамики глубинных вод в пределах продуктивного горизонта, позволяющего эффективно и с малыми затратами определять дальнейшие перспективы разработки известных нефтегазовых месторождений.
234
238
234
238
пл
max
пл
гл
Технический результат достигается тем, что способ выявления очагов современного поступления углеводородных флюидов в пределах эксплуатируемых нефтегазовых месторождений заключается в том, что отбирают пробы попутных вод из промысловых скважин после сепарации водно-нефтяной смеси, концентрируют радиохимическим способом уран из водных проб, производят его очистку от альфа-активных изотопов радия и тория; проводят электролитическое осаждение урана на диск из нержавеющей стали, альфа-спектрометрическое определение величины наиболее стабильного природного индикатора - отношения альфа-активностей изотопов U/U [6], строят карты линии равных значений этого индикатора по площади и разрезу продуктивного горизонта, выявляют аномальные участки с максимальными значениями величины γ=U/U в попутных водах, превышающие в 1,5 раза и более пластовые значения (γ ≈ 1), т.е. γ>γ в результате смешения с глубинными водами, характеризующимися γ ≈ 250, определяют границы участка распространения глубинных вод из выражения
г
max
max
min
γ=γ - (γ+γ) /3,
max
min
г
max
234
238
где γ - величина γ=U/U в районе очага поступления глубинных вод и γ - в центральной части участков распространения собственно пластовых вод и путем прослеживания линии равных значений γпо продуктивному горизонту определяют конфигурацию границы распространения глубинных вод, а по расположению точки с величиной γсудят о местоположении очагов поступления глубинных вод (конденсирующихся водных паров) и углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений.
Сущность изобретения поясняется следующими материалами.
234
238
На фиг.1 изображены закономерности изменения величины γ=U/U в попутных водах.
234
238
На фиг. 2 приведено изображение закономерностей изменения величины γ=U/U в попутных водах продуктивного горизонта Астраханского газоконденсатного месторождения по разрезу I - I или индикаторной модели взаимодействия пластовых и глубинных вод в вертикальном разрезе месторождения.
На фиг.3 показан корреляционный график сопоставления величины индикатора γ в попутных водах и нефтях некоторых нефтяных месторождений.
Способ реализуется следующим образом. Из промысловых скважин, выбранных по оптимальной сети для равномерного изучения всей территории месторождения, отбирают пробы попутных вод после сепарации водонефтяной смеси путем фильтрования в чистые емкости, отметив перфорированные интервалы в промысловых скважинах, расположение их на топографической карте местности. В полевых условиях в стеклянные бутыли добавляют метилоранж для контроля кислотности среды, а также соляную кислоту до получения рН 1-2 (до розовой окраски раствора) для перевода урана в ионную форму. После этого для одновременного определения концентрации урана и изотопного отношения в бутыли добавляется известное количество трассера - урана-232. Затем при перемешивании в воду постепенно наливают насыщенный раствор буферного раствора - уротропина до перехода окраски из розового в желтый цвет, т.е. до рН 4.5-5.5. Далее в обрабатываемую пробу добавляют активированный уголь для сорбирования урана из водной пробы. После отстаивания раствора и осаждения угля на дне посуды проводят декантирование осветленной части раствора и фильтрование угольного осадка на воронке Бюхнера с помощью вакуумного насоса, осадок сушится и отправляется в стационарную радиохимическую лабораторию.
234
238
В стационарной радиохимической лаборатории проводят очистку пробы природного урана от альфа-активных изотопов радия и тория. При этом уран извлекается из угля карбонатным раствором и собирается в колбе Бунзена. Затем способом соосаждения на гидроокиси железа очищают уран от других альфа-излучающих нуклидов. Уран экстрагируется трибутилфосфатом и переходит в органическую фазу. Из органической фазы уран реэкстрагируется дистиллированной водой, высушивается и растворяется соляной кислотой. Затем проводится электролитическое осаждение урана на диск из нержавеющей стали и после промывки дисцилированной водой и сушки готовый урановый препарат передается в альфа-спектрометрическую лабораторию, где измеряют изотопное отношение и концентрацию урана с помощью ионизационного альфа-спектрометра. С использованием специальной компьютерной программы регистрируются импульсы, образующиеся в результате альфа-распада изотопов урана, сохраняются полученные спектры и рассчитываются величина отношения активностей изотопов урана U/U=γ, стандартное и относительное среднеквадратичное отклонение, концентрация урана и величина его химического выхода в процентах.
234
238
Затем, на основе полученных данных измерений строится карта распределения величины стабильного природного индикатора - отношения альфа-активностей изотопов U/U=γ путем построения линий равных значений γ в горизонтальной и вертикальной плоскостях. При этом по аномалиям на картах в горизонтальной плоскости и куполовидной конфигурации изолиний γ в вертикальной плоскости определяют наличие в пределах продуктивного горизонта месторождения очагов поступления глубинных вод. Прослеживая линии равных значений:
гр
max
max
min
γ=γ- (γ+γ) /3,
max,
гр
min
max
гр
min
234
238
где γ γ иγ - величина γ=U/U соответственно в центральной части очага (γ) и на границахучастка (γ) поступления глубинных вод и минимальная для седиментационных вод (γ) в пределах продуктивного горизонта, определяют конфигурацию границ участка распространения глубинных вод (конденсата глубинных паров воды) и получают индикаторную модель взаимодействия собственно-пластовых и глубинных вод, которая позволяет выявить и оконтурить очаги современного поступления паров глубинных вод, поступающих вместе с глубинными углеводородными флюидами.
234
238
234
238
На фиг.1 показаны закономерности изменения величины γ=U/U в попутных водах, представляющие собой индикаторную модель взаимодействия вод различных источников в пределах продуктивного горизонта Астраханского газоконденсатного месторождения, где 1 - промысловые скважины; 2 - линии равных значений природного индикатора (γ=U/U); 3-5 - участки преимущественного распространения пластовых подошвенных и конденсационных с γ<1.1 (3), глубинных с γ>1.5 (4) и смешанных с γ=1.1-1.5 (5) вод; 6 и 7 - разломы по геологическим (6) и уран-изотопным (7) данным; 8 - очаги поступления глубинных вод; 9 - номер очага внедрения глубинных вод; 10 - линия разреза.
На этом чертеже знаком «фонтанчик» показаны выделенные по уран-изотопным данным очаги поступления глубинных вод и темным фоном - участки их поступления в центральной (I) и восточной (II - IV) частях территории месторождения. Наклонной штриховкой на этом чертеже оконтурены участки преимущественного распространения седиментационных (захороненных) вод месторождения. На подавляющей площади месторождения распространены смешанные попутные воды, образованные в результате взаимодействия седиментационных (захороненных) пластовых вод с глубинными.
234
238
234
238
Для получения чертежа, изображенного на фиг.1, определяется величина природного индикатора - γ=U/U, строится карта линий равных значений γ, с использованием критериев для глубинных (γ>250), пластовых вод (γ ≤ 1) и их пространственных изменений в пределах продуктивного пласта определяют степень присутствия их в попутных водах и выявляют очаги поступления глубинных вод в продуктивный горизонт по максимальным аномалиям величины отношения альфа γ=U/U.
234
238
234
238
234
238
На фиг. 2 приведено изображение закономерностей изменения величины γ=U/U в попутных водах продуктивного горизонта Астраханского газоконденсатного месторождения по разрезу I - I или индикаторной модели взаимодействия пластовых и глубинных вод в вертикальном разрезе месторождения, где 1 - линия равных значений природного индикатора (γ=U/U); 2 - скважина и интервал установки фильтров, цифры - величина γ; 3 - 5 - участки преимущественного распространения пластовых подошвенных вод седиментационного происхождения с γ<1.10 (3), глубинных вод с γ>1.50 (4) и смешанных вод с γ=1.10-1.50 (5); 6 - тектоническое нарушение; 7 - очаг и номер поступления глубинных вод. Над разрезом показан график изменения величины индикатора в попутных водах по линии разреза, который показывает наличие дифференциации величины индикатора (γ=U/U), достаточной для выделения аномальных значений γ в районах очагов поступления глубинных вод.
На этом чертеже куполовидная конфигурация линии равных значений γ показывает пространственные процессы поступления глубинных вод по разломам в центральной (I) и юго-восточной (IV) частях месторождения, а местоположения очагов их поступления обозначены вертикальными стрелками. Фиг.2 также иллюстрирует, что в центральной и северо-западной частях месторождения преимущественное распространение имеют собственно-пластовые или захороненные воды.
На фиг.3 показан корреляционный график сопоставления величины индикатора γ в попутных водах и нефтях некоторых нефтяных месторождений, приведенных выше в табл.1 при обосновании возможности разработки нового способа выявления очагов поступления глубинных вод и углеводородных флюидов в пределы продуктивных горизонтов нефтегазовых месторождений. Высокий коэффициент корреляции (0.84) величины γ для попутных вод и нефтей свидетельствует о едином генезисе глубинных вод и углеводородных флюидов.
Причем, после доработки и уточнения методики выделения урана из обычных природных вод, приведенной в работе [3], для ее использования при изучении попутных вод нефтегазовых месторождений, характеризующихся ультранизким содержанием урана и неизбежным присутствием примесей нефти, может появиться возможность количественной оценки степени поступления глубинных вод и углеводородных флюидов в пределы продуктивного пласта. Для этого используется известная формула изотопного баланса:
гл
пл
1
пл
гл
2
см
2
Q/Q=C(γ- γ) /C(γ - γ),
пл
гл
см
1
2
234
238
где Qи Q - объемы (расходы) пластовых и глубинных вод; γ - отношение активностей U/U в смешанных водах; C, С - концентрации урана в пластовых и глубинных водах. По этой формуле определяются доли глубинных и пластовых вод в попутных водах каждой промысловой скважины.
В качестве примера использования указанной формулы в табл.2 приведены расчеты долей глубинных и собственно пластовых вод в попутных водах некоторых промысловых скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. Как следует из таблицы, доля глубинных вод в попутных водах продуктивного горизонта изменяется в пределах от 6 до 48% в районах разных эксплуатационных скважин. Учитывая высокий коэффициент корреляции величины индикатора γ в глубинных водах и нефтей (см. фиг.3), можно утверждать, что и доли глубинных углеводородов в составе газоконденсатов в разных скважинах должна изменяться также в тех же пределах, т.е. от 6 до 48%.
Таблица 2. Доли различных типов вод в попутных водах продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения
№п/п
Условный номерскважины
Доли различных источников формирования попутных вод, %
пластовые воды
глубинные воды
1
101
83
17
2
102
71
29
3
103
94
6
4
104
57
43
5
105
52
48
6
106
76
24
Источники информации
1. Алексеев Ф.А., Зверев В.Л., Спиридонов А.И., Чешко А.Л. Изотопный состав урана вод и нефтей некоторых нефтегазовых провинций //Геохимия. 1977. №3. С.475-478.
2. Низьев А., Керусов И. Современный подход к изучению резервуаров на базе многоволновой сейсморазведки с точечными датчиками /www.km.ru/referats/1D0B2B80C73E41149471132136586CDB.
3. Тихонов А.И. Неравновесный уран в условиях активного водообмена и его использование в геологии и гидрогеологии. - Чебоксары.: Изд-во Наумова Л.А., 2009, - 456 с.
4. Тихонов А.И., Миронова Н.Е., Осипова С. В., Яковлев Е.Ю. О Индикаторное моделирование процессов обводнения газоконденсатного месторождения и определение генезиса попутных вод с помощью уран-изотопного метода. Электронный журнал "Глубинная нефть". Том 1. №6. 2013. c. 856-863. http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-6-2013/7_Tihonov-Mironova-Osipova-Yakovlev_1-6-2013.pdf.
5. Тихонов В.П., Тихонов А.И., Васильев А.В. и др. Способ индикаторного моделирования взаимосвязи водоносных горизонтов //Патент на изобретение Российской Федерации №2458365, МПК G01V9/02. Зарегистр.10.08.2012 г. в Гос. реестре изобретений РФ. Бюлл. №22.
234
238
6. Чердынцев В.В., Чалов П.И. Естественное разделение урана U и U //Открытия в СССР (Сборник кратких описаний открытий, внесенных в Государственный реестр СССР). М.: ЦННИПИ, 1977. С.28-31.