СПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ОСНОВЕ ПРИНЦИПА ПАССИВНОЙ АДСОРБЦИИ
METHOD OF HYDROCARBON POOL PROCEEDING FROM PRINCIPLE OF PASSIVE ADSORPTION

Изобретение относится к нефтяной геологии, в частности к поиску и разведке нефтегазовых (битумных) залежей.
Известен способ поиска нефтяных залежей, включающий извлечение и естественное концентрирование на сорбент углеводородов из порового воздуха грунтов, определение спектра углеводородов и их концентраций с помощью газовой хроматографии, по которым судят о наличии нефтяной залежи. Используется способ принудительной адсорбции порового воздуха грунтов, забор почвенного воздуха ведется с глубины 1.4-1.5 м с помощью вакуумного насоса. Откачанный воздух пропускается через фильтр. Очищенный фильтром от аэрозоли и пыли воздух пропускают через комбинированный сорбент, на котором накапливаются углеводородные соединения, подвергаемые анализу (патент РФ №2272307, МПК G01V 11/00, опубл. 20.03.2006 г.).
Недостатком способа является трудоемкий процесс отбора и очистки почвенного воздуха.
Известен геохимический способ поисков углеводородов, который заключается в отборе проб и экстракции из них химических элементов в подвижных формах. В каждой точке наблюдения проводят отбор проб почвы из верхнего гумусового горизонта А1 и обогащенного железомарганцевыми соединениями горизонта С. Проводят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов, связанных с органическими соединениями почвы и связанных с железомарганцевыми соединениями. Под действием постоянного электрического тока проводят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов в электроподвижных формах. Выделяются аномальные концентрации выбранных элементов-индикаторов, совмещают участки совпадения, в результате чего определяются границы нефтегазоносных провинций или отдельных залежей (патент РФ №2097796, МПК C01V 9/00, опубл. 27.11.1997 г.).
Основным недостатком способа является сложная схема, связанная с аналитическим определением элементов-индикаторов, причем последние находятся в образцах в микроколичествах, являются вторичными новообразованиями, привнесенные за счет миграции от залежи углеводородов. Их характеристика скорее носит общий оценочный характер и неполно отражает истинное состояние ресурсов нефти и газа.
-12
Наиболее близким к предлагаемому является способ диагностики углеводородных залежей (Р.С. Хисамов и др. Применение метода GORe-Sorber в комплексе геофизических и геохимических исследований при диагностике углеводородных залежей / Георесурсы, №1, 2009, стр.29-32 - прототип). Способ включает размещение в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков, проведение технологической выдержки для сорбции сборщиками углеводородных газов, извлечение из отверстий сорберов-сборщиков, проведение анализа проб по цепочке термодесорбция - газохроматография - масселективное определение углеводородных соединений, определение углеводородных газов в пробах пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма (1×10 грамма), сопоставление результатов анализов с эталонными данными, интерпретацию данных в алгоритме системы обучения и картопостроения с помощью анализа главных компонентов, дискриминантного анализа и иерархического кластерного анализа, по обученным критериям проведение моделирования залежи,
Известный способ недостаточно точен в оценке вероятности нахождения углеводородной залежи.
В предложенном изобретении решается задача повышения точности поиска залежи углеводородов.
Задача решается тем, что в способе поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции, включающем размещение в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков, проведение технологической выдержки для сорбции сорберами-сборщиками углеводородных газов, извлечение сорберов-сборщиков, проведение анализа проб, определение углеводородных газов в пробах пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма, сопоставление результатов анализов с эталонными данными, интерпретацию данных в алгоритме системы обучения и картопостроения с помощью анализа главных компонентов, дискриминантного анализа и иерархического кластерного анализа, по обученным критериям проведение моделирования залежи, согласно изобретению, в качестве сорберов-сборщиков используют многоразовые сорберы-сборщики, при анализе выделяют не менее 150 углеводородных соединений, при размещении в почвенных отверстиях сорберов-сборщиков отверстия в почве формируют металлическим стержнем на глубину порядка 0,5 м, размещение сорберов-сборщиков проводят на площади предполагаемого месторождения, при этом над местами поднятий предполагаемых продуктивных пластов месторождения сорберы-сборщики располагают по плотной сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 250-400 м, за пределами поднятий сорберы-сборщики располагают на расстоянии до 30% длины поднятия по редкой сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 500-800 м.
Сущность изобретения
Существующие способы поиска залежей углеводородов требуют бурения скважин, а анализ углеводородных соединений ограничивается несколькими соединениями, что увеличивает сроки выполнения полевых работ и снижает точность анализа. В предложенном изобретении решается задача сокращения сроков выполнения полевых работ, расширение количества определяемых углеводородных соединений, повышение точности поиска залежи углеводородов. Задача решается следующим образом.
Предлагаемый способ основан на осадочно-миграционной концепции происхождения нефти и учении о миграции химических элементов в земной коре.
Вертикальный диффузионно-фильтрационный массоперенос углеводородов из залежей нефти, газа и битума приводит к формированию в перекрывающих отложениях аномалий или полей аномальных концентраций углеводородов и связанных с ними компонентов. Тектонические, литологические, геотермические и гидрогеологические факторы определяют тот или иной механизм массопереноса - миграция флюидов через толщи перекрывающих залежь пород в виде макропросачиваний, по разломам в геологических структурах, либо вертикальных микропросачиваний, сквозь перекрывающую залежь толщу осадочных отложений. Задача определения вертикального диффузионно-фильтрационного массопереноса углеводородов решается за счет применения принципа пассивной адсорбции углеводородов почвенно-грунтового воздуха при помощи сорбера-сборщика. Механизм адсорбции почвенного газа основан на мембранно-контролирующем отборе углеводородных соединений сорбером-сборщиком. В сорбере-сборщике адсорбция углеводородных соединений производится на адсорбирующий картридж, представляющий собой баллон из сетки из нержавеющей стали с ячейками 3×8 мм и диаметром 4,8 мм, заполненный 350 мг графитированного древесного угля с размером частиц 35-50 меш. Применяемый сорбер-сборщик является многоразовым, что способствует идентификации измерений и, в конечном итоге, повышению точности измерений.
Сорбер-сборщик с мембранно-контролирующим материалом препятствует прямому физическому контакту адсорбирующего материала с частицами почв, грунтов и влаги, гарантируя механизм сбора углеводородных соединений в газообразной форме, в определенный временной промежуток постепенно накапливающихся на адсорбирующем материале.
Технология предлагаемого способа состоит в следующем. По данным геофизических исследований определяют поднятия в районе предполагаемого нефтяного месторождения. Размещение сорберов-сборщиков проводят на площади предполагаемого месторождения, при этом в местах поднятий предполагаемых продуктивных пластов сорберы-сборщики располагают по плотной сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 250-400 м, за пределами поднятий сорберы-сборщики располагают на расстоянии до 30% длины поднятия по редкой сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 500-800 м.
Грунт исследуемого объекта вручную прокалывают шпуром (металлическим стержнем), образуя отверстие глубиной 50 см и диаметром до 1,5 см. В отверстие помещают при помощи направляющего металлического штыря сорбер-сборщик. Место пробы отмечают на карте, а координаты фиксируют с помощью приемника системы глобального позиционирования (GPS), который оборудован буфером для хранения данных и последующей выгрузки на персональный компьютер. Время экспозиции сорбера-сборщика в грунте от 17 до 21 суток. Этот период времени оценен опытным путем и зарекомендовал себя как оптимальный для большинства областей и климатических условий. Однако этот период увеличивается для специфических местных условий, таких как сильные атмосферные осадки, экстремальный холод. Через определенное количество дней сорбер-сборщик извлекают из грунта посредством шнура, закрепленного в его верхней части и помещают в герметичный стеклянный сосуд с плотно закрывающейся крышкой и отправляют в лабораторию.
-12
2
20
В лаборатории производят химический анализ по цепочке термодесорбция - газохромматография - масселективное определение углеводородных соединений с использованием аналитического оборудования, например, фирм «Шимадцу» (Япония) или «Агилент» (Канада). Данная схема анализа позволяет определять содержания углеводородов в геохимических пробах с пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма (1×10 грамма), выявлять более 150 соединений, включая нормальные алканы, изоалканы, циклоалканы, ароматические углеводороды, полициклические ароматические углеводороды, алькены, альдегиды и т.д. от C (этан) до C (фитан). Содержание углеводородных соединений определяют в абсолютных единицах - нанограммах с использованием десятых и сотых долей последних, что позволяет данную технологию относить к так называемым «нанотехнологиям». Матстатистическая обработка данных геохимических проб базируется на сопоставлении данных каждой пробы исследуемого объекта с данными проб вокруг известных эталонных объектов - пустого, приравниваемого к 0%, и продуктивного, приравниваемого к 100% (фиг.1).
На основании сопоставления данных проб с эталонными, каждая геохимическая проба получает свой процент вероятности от 0% до 100% по отношению к эталонным пробам. По полученным данным вероятностей геохимических проб составляют геохимическую карту нефте(газо- битумо-)подобных вероятностей обнаружения углеводородных залежей. Впоследствии выполняют геохимическое моделирование.
Прогнозные данные подтверждаются вероятностями нефтеносности (битумо-, газоносности) в пределах 90-100%. Контур предполагаемой залежи на поверхности представляется изолинией в 75% вероятности.
Расширенное геохимическое моделирование заключается в интерпретации полученных данных с помощью методов многомерного статистического анализа, в исключении соединений, не отвечающих заданным условиям по соотношению сигнал/шум, в анализе с использованием статистических методов, включая анализ главных компонентов (АГК), дискриминантный анализ (ДА) и иерархический кластерный анализ (ИКА). С их помощью определяют сводный химический «образ» анализируемых соединений и критерии моделирования для интерпретации результатов. На заключительном этапе полученные значения вероятности наносят на карту с помощью методов картирования.
В результате удается не только определить наличие нефтяного месторождения, но также выделить на месторождении отдельные нефтяные залежи, находящиеся на разных глубинах, или залежи, разделенные неколлектором.
Пример конкретного выполнения
Выполняют поиск залежи углеводородов на Поповкинском сейсмоподнятии в Ульяновской области. Анализируют данные геофизических исследований местности, выявляют места поднятий вероятностных продуктивных пластов. На поверхности земли над местами поднятий предполагаемых продуктивных пластов сорберы-сборщики располагают по плотной сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 250-400 м, за пределами поднятий сорберы-сборщики располагают на расстоянии до 30% длины поднятия по редкой сетке с расстоянием между сорберами-сборщиками 500-800 м.
Грунт вручную прокалывают шпуром (металлическим стержнем), образуя отверстие глубиной 50 см и диаметром до 1,5 см. В отверстие помещают при помощи направляющего металлического штыря многоразовый сорбер-сборщик. В качестве сорбера-сборщика используют многоразовый сорбер-сборщик с кодом 123-2.
Место пробы отмечают на карте, а координаты фиксируют с помощью приемника системы глобального позиционирования (GPS), который оборудован буфером для хранения данных и последующей выгрузки на персональный компьютер. Время экспозиции сорбера-сборщика в грунте от 17 до 21 суток. Каждый сорбер-сборщик извлекают из грунта посредством шнура, закрепленного в его верхней части, и помещают в герметичный стеклянный сосуд с плотно закрывающейся крышкой и отправляют в лабораторию.
-12
В лаборатории производят химический анализ по цепочке термодесорбция - газохромматография - масселективное определение углеводородных соединений с использованием аналитического оборудования фирмы «Шимадцу» (Япония) хроматомасс-спектрометром марки GCMS-QP2010 Plus и Агилент 7890 (Канада). Аналитические исследования, как подсказывает опыт химико-аналитических и характеристик используемой аппаратуры могут осуществляться на других приборах с незначительными подстройками, главной особенностью является высокая чувствительность приборов и широкий спектр определяемых соединений. Определяют содержание углеводородов в геохимических пробах с пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма (1×10грамма) и выявляют более 150 соединений. Содержание углеводородных соединений определяют в абсолютных единицах - нанограммах с использованием десятых и сотых долей последних. Результаты наиболее характерного анализа представлены в таблице.
Перечень анализируемых соединений по классам соединений
Типичные составляющие нефти
В круглых скобках () - углеродное число
Обычные алканы
Изоалканы
Циклические алканы
Ароматические соединения и ПАУ*
Этан (2)
2-Метилбутан (5)
Циклопентан (5)
Бензол (6)
Пропан (3)
2-Метилпентан (6)
Метилциклопентан (6)
Толуол (7)
Бутан (4)
3-Метилпентан (6)
Циклогексан (6)
Этилбензол (8)
Пентан (5)
2,4-Диметилпентан (7)
цис-1,3-Диметилциклопентан (7)
м,п-Ксилолы (8)
Гексан (6)
о-Ксилол (8)
Гептан (7)
2-Метилгексан (7)
транс-1,3-Диметилциклопентан (7)
Пропилбензол (9)
Октан (8)
3-Метилгексан (7)
1-Этил-2/3-метилбензол (9)
Нонан (9)
2,5-Диметилгексан(8)
транс-1,2-Диметилциклопентан (7)
Декан (10)
1,3,5-Триметилбензол (9)
Ундекан (11)
3-Метилгептан (8)
Метилциклогексан (7)
Додекан (12)
2,6-Диметилгептан(9)
Циклогептан (7)
1-Этил-4-метилбензол (9)
Тридекан (13)
цис-1,3/1,4-Диметилциклогексан (8)
Тетрадекан (14)
Пристан (19)
1,2,4-Триметилбензол (9)
Фитан (20)
цис-1,2-Диметилциклогексан (8)
Пентадекан (15)
Индан (9)
транс-1,3/1,4-Диметилциклогексан (8)
Инден (9)
Гексадекан (16)
Бутилбензол (10)
транс-1,2-Диметилциклогексан (8)
1,2,4,5-Тетраметилбензол (10)
Гептадекан (17)
Этилциклогексан (8)
Нафталин (10)
Октадекан (18)
Циклооктан (8)
2-Метилнафталин (11)
Пропилциклогексан (9)
Аценафтилен (12)
Побочные продукты/видоизмененные и другие соединения
Алкены
Альдегиды
Биогенные
АСК* и другие соединения
Этен (2)
Октаналь (8)
Альфа-пинен
Фуран
Пропен (3)
Нонаналь (9)
Бета-пинен
2-Метилфуран
1-Бутен (4)
Деканаль (10)
Камфара
Сероуглерод
1-Пентен (5)
Кариофиллен
Бензофуран
1-Гексен (6)
Бензотиазол
1-Гептен (7)
Карбонилсульфид
1-Октен (8)
Диметилсульфид
1-Нонен (9)
Диметилдисульфид
1-Децен (10)
1-Ундецен (11)
ПАУ - Полициклические ароматические углеводороды; АСК - соединения, содержащие азот, серу и кислород.
Для приведения многоразового сорбера-сборщика в рабочее состояние для новых исследований его термообрабатывают в токе азота при температуре порядка 350°C в течение 8 часов.
Проводят матстатистическую обработку данных геохимических проб, которая базируется на сопоставлении данных каждой пробы исследуемого объекта с данными проб вокруг известных эталонных объектов - пустого, приравниваемого к 0%, и продуктивного, приравниваемого к 100%.
По полученным данным вероятностей геохимических проб составляют геохимическую карту нефте(газо-битумо-)подобных вероятностей обнаружения углеводородных залежей. Карта определяет контур поверхности, рассчитанный с помощью компьютера, исходя из величины вероятности, определенной для каждой точки отбора проб. Конфигурация оконтуренной поверхности зависит от расстояния между пробоотборниками, плотности их установки, а также от значений вероятности проб. Контур предполагаемой залежи на поверхности представляется изолинией в 75% вероятности. На фиг.2 жирной линией () отмечен контур залежи нефти. Значения вероятности выше 75% указывают на области, по геохимическим показателям схожие со сводным образом нефтяной залежи, установленной от эталонной скважины.
Кластерным анализом установлены группы проб схожие с эталонными скважинами 64 (пустая) и 70 (нефтяная) и отличные от них. На фиг.3 иллюстрируется выделение нового класса нефти, отличного по геохимическим параметрам от обучающего эталона нефти, это говорит о том, что на участке исследования выделены геохимические объекты, отличающиеся по количественной и качественной характеристике компонентного состава углеводородных соединений.
Комплексная интерпретация полученных геохимических результатов должна выполняться в совокупности с сейсмическими и геохимическими данными исследуемого участка. На фиг.4 Поповкинская структура выделена сплошной линией ().
В результате работ, как показано на фиг.4, в восточной части участка исследования идентифицирован геохимический объект. Аномалия устойчива, определяется 32 последовательно расположенными точками опробования, в которых компонентный состав углеводородных соединений в результате аналитических и статистических приемов анализа определен как идентичный образу нефти скважины 70 со значением вероятности (75-100%). На фиг.4 геохимическая аномалия образа нефти от скважины 70 выделена пунктирной линией (). Геохимическая аномалия, как показано на фиг.4, локализуется в пределах Поповкинской структуры и простирается далее на восток и северо-восток от скважины 1, а также на восток и юго-восток от скважины 2 за пределы участка обследования. Направление распространения геохимической аномалии на фиг.4 отмечено стрелкой ().
В южной части Поповкинского поднятия выделен менее устойчивый геохимический объект по 6-ти аномальным точкам опробования (точки №№424110, 423939, 422891, 424042, 423936 и 422846), на фиг.4 геохимическая аномалия выделена линией точка-тире (). Аномальные области с контуром изолиний 75-100% вероятности перспектив нефтеносности также выделены в западной части участка исследований, которые характеризуют дополнительные, вполне возможно самостоятельные, нефтеперспективные геохимические объекты, но в связи с их малым размером они не представляют практического интереса.
Результаты проведенных геохимических исследований на Поповкинском поднятии позволили установить два перспективных контура вероятности нефтеносности, что послужило поводом рекомендовать в бурение поисково-разведочных скважин 1 и 2.
Бурение скважины 1, как показано на фиг.5 вскрыла углеводородную залежь башкирского яруса среднего карбона в интервале абсолютных отметок - 900-880 м. Пробуренная скважина 2, как показано на фиг.5 вскрыла нефтепродуктивные отложения каширского, верейского горизонтов башкирского яруса среднего карбона в интервалах - 780-760 м и - 900-880 м. Геологический разрез скважин 1 и 2 показан на фиг.5, где выделены нефтеперспективные интервалы и горизонты. Таким образом, пробуренные скважины подтвердили многопластовую залежь.
Таким образом, показано, что предложенный способ обладает повышенной точностью определения нефтяных залежей. Способ способен не только установить наличие нефтяного месторождения, но и на одном месторождении выделить отдельные нефтяные залежи и даже провести контуры залежи.
Применение предложенного способа позволит повысить точность выявления нефтяных залежей.