Способ прогнозирования локальных залежей нефти в разрезе осадочного чехла
METHOD FOR PREDICTING LOCAL OIL DEPOSITS IN THE CONTEXT OF THE SEDIMENTARY COVER

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам поиска углеводородных залежей в разрезе осадочного чехла плиты, а также для количественной оценки запасов нефти и газа, содержащихся в стратиграфических горизонтах на разрабатываемом месторождении.
Известен способ поисков месторождений углеводородов (патент RU №2435179, МПК G01V 9/00, опубл. 27.11.2011 в бюл. №33), включающий выявление на исследуемой нефтегазоносной площади посредством космической съемки геологические структуры, перспективные в отношении нефтегазоносности и используемые для выбора места заложения поисково-разведочных скважин. Космическую съемку исследуемой нефтегазоносной площади выполняют как многопроходную радиолокационную съемку, полученные во время съемки данные обрабатывают по методу дифференциальной радиолокационной интерферометрии с целью обнаружения смещений земной поверхности для исследуемой нефтегазоносной площади, на которой регистрируют участки, имеющие текущие локальные воздымания земной поверхности, после этого с помощью имеющейся геолого-геофизической информации на исследуемой нефтегазоносной площади выявляют участки с отрицательными аномалиями гравитационного и магнитного полей, а места заложения поисково-разведочных скважин выбирают на участках исследуемой нефтегазоносной площади, где одновременно обнаружены отрицательные аномалии гравитационного и магнитного полей и текущие локальные воздымания земной поверхности.
Недостатки этого способа в следующем:
- очень высокие требования к условиям съемки, которая должна выполняться при одном и том же значении вертикального угла съемки, при одном и том же значении азимутального угла съемки, радиолокатором, испускающим зондирующую волну одной и той же длины, с одной и той же поляризацией радиолокационного сигнала, при одном и том же значении пространственного разрешения радиолокатора, при условии, что расстояние в пространстве между положениями радиолокатора при съемке различных проходов не превышает критического, определяемого из теории интерферометрии;
- данный способ может успешно работать только в тех нефтегазоносных провинциях, разрез которых характеризуется исключительно терригенными отложениями, причем при условии, что в гипергенной зоне отсутствуют аномалеобразующие (по плотности и магнитной восприимчивости) тела. В условиях Восточно-Сибирских, Волго-Уральской, Прикаспийской и других нефтегазоносных провинций, в которых осадочный чехол представлен литологически и фациально разнородными толщами пород с резко отличающимися значениями магнитных и плотностной характеристик, а зона гипергенеза характеризуется широким развитием аномалеобразующих (по плотности и магнитной восприимчивости) тел, рассмотренный способ напрямую не работает.
Известен способ поиска и разведки месторождений полезных ископаемых и подземных вод с привлечением топографических карт (патент RU №2435179, МПК G01V 9/00, опубл. 10.09.2009 в бюл. №25), включающий геологическую съемку, геологические поиски и разведку месторождений полезных ископаемых и подземных вод на территории, отличающийся тем, что предварительно осуществляют этап выявления и исследования этой территории для определения перспективных участков этой территории в отношении полезных ископаемых и подземных вод с предполагаемыми параметрами и характеристиками месторождений полезных ископаемых и подземных вод, включающий определение и анализ геоморфологических и геологических особенностей земной коры территории поиска месторождений полезных ископаемых и подземных вод, которые указывают на возможные месторождения полезных ископаемых и подземных вод, при этом: наличие участка с пониженным рельефом со значительными осадочными отложениями указывает на возможное наличие на ней месторождений полезных ископаемых углеводородов, месторождений полезных ископаемых осадочного происхождения и подземных вод; наличие участка со сложными геоморфологическими и геологическими особенностями, включающего возвышенный рельеф, провалы, смещения, лакколиты, соседствующего с участком с пониженным рельефом со значительными осадочными отложениями, указывает на возможное наличие на участке со сложными геоморфологическими и геологическими особенностями месторождений полезных ископаемых металлов, камня (гранита, габбро и других), мрамора, известняков, углеводородов, месторождений полезных ископаемых осадочного, магматического и метаморфического происхождения, подземных вод; наличие, по меньшей мере, двух участков с пониженным рельефом земной поверхности со значительными осадочными отложениями, указывает на возможное наличие на них и между ними месторождений полезных ископаемых углеводородов, месторождений полезных ископаемых осадочного происхождения и подземных вод; наличие участка со сложными геоморфологическими и геологическими особенностями, включающего возвышенный рельеф, провалы, смещения, лакколиты, соседствующего с, по меньшей мере, двумя участками с пониженным рельефом земной поверхности со значительными осадочными отложениями, указывает на возможное наличие на участке со сложными геоморфологическими и геологическими особенностями месторождений полезных ископаемых алмазов, металлов, камня (гранита, габбро и других), мрамора, известняков, углеводородов, месторождений полезных ископаемых осадочного, магматического и метаморфического происхождения, подземных вод.
Недостатками данного способа являются:
- неопределенность типа полезного ископаемого, который может быть найден в результате проведенных работ;
- неоднозначность в понимании термина «участок со сложными геоморфологическими и геологическими особенностями», который, по мнению авторов патента, тоже перспективен на выявление месторождений УВ, несмотря на то, что этот участок характеризуется не пониженным рельефом со значительным количеством осадочных отложений, а возвышенным рельефом, провалами, целевым отражающим горизонтам структурные карты, на основе которых рекомендуют и закладывают поисковые скважины. Технический результат: повышение достоверности прогнозирования, уменьшение объемов поисковых работ. 8 ил. 08.09.2021 ИЗ №2517925 4/25 смещениями, лакколитами. При этом данный участок не входит в состав участка с пониженным рельефом со значительными осадочными отложениями, а соседствует с ним;
- ограничение территории применения способа только участками кратеров, которые образовались в результате воздействия на Землю крупного небесного тела или крупных небесных тел;
- сложная, времяемкая и финансово затратная технология реализации способа, так как он предполагает использование не только географических и геологических карт, но и проведение аэросъемки, космосъемки, гидроакустических работ, а также проведение гравиметрических, магниторазведочных и сейсморазведочных исследований. Кроме того, реализация способа предполагает проведение дорогостоящих и времяемких разведочных работ.
Известен способ прогнозирования крупных месторождений нефти и газа (патент RU №2112924, МПК G01C 11/04, G01V 9/00, опубл. 10.06.1998), включающий в соответствии с которым формируют изображение рельефа заданного района земной поверхности путем нанесения на основание носителя информации с плотностью, пропорциональной высоте местности в каждой точке заданного района, проводят пространственное дифференцирование изображения рельефа заданного района и формируют изображение границ участков с постоянной высотой местности носителем информации единичной плотности путем индикаторного преобразования модуля пространственно продифференцированного изображения рельефа заданного района по уровню
p
ср
K ⋅ Н,
p
где K - коэффициент различимости участков с постоянной высотой местности;
ср
Н - средняя высота местности заданного района земной поверхности,
формируют в заданном районе изображение русел рек путем нанесения на основание носителя информации единичной плотности в местах, соответствующих руслам рек, выделяют в продифференцированном изображении рельефа заданного района линейные элементы, у которых длина A и ширина B соотносятся как
п
A > K ⋅ B,
п
где K - коэффициент протяженности,
н
н
формируют изображения границ участков господствующих простираний линейных элементов и границ участков сходного простирания русел рек путем преобразования соответственно линейных элементов и изображений русел рек носителем информации единичной плотности в метки резкого изменения их простирания путем индикаторного преобразования модуля производной границ линейных элементов и изображений русел рек по уровню K, где K - показатель морфоструктурной неоднородности, отличающийся тем, что формируют линеаменты третьего ранга, в качестве которых принимают изображение границ блоков, образованных отдельно расположенными участками с постоянной высотой местности, участками господствующих простираний линейных элементов и участками сходного простирания русел рек или образованных областями совместно занимаемых площадей при наложении изображений этих участков, формируют линеаменты второго ранга, в качестве которых принимают изображение границ мезаблоков, образованных объединением блоков с закономерным изменением информативных признаков рельефа в соседних блоках, формируют линеаменты первого ранга, в качестве которых принимают изображение границ макроблоков, образованных объединением мезаблоков с единым обликом рельефа, и выделяют в заданном районе окрестности морфоструктурных узлов, за которые принимают окрестности в точках пересечения линеаментов первого, второго и третьего рангов и каждую из которых характеризуют абсолютной высотой местности в точке пересечения линеаментов первого, второго и третьего рангов, количеством и высшим рангом этих линеаментов, разностью между максимальной и минимальной высотами в окрестности, расстоянием до ближайшей из D-широт, расположенных через 5,625° от экватора, и толщиной осадочных пород, выделяют районы достоверного залегания крупных месторождений нефти и газа, за которые принимают окрестности морфоструктурных узлов, для которых соблюдается два обязательных условия - толщина осадочных пород не менее 2 км и высший ранг линеаментов в точке пересечения не менее второго, - и хотя бы два из четырех взаимозаменяемых условий, - абсолютная высота в точке пересечения линеаментов относится к трети минимальных высот в проранжированном ряду абсолютных высот для морфоструктурных узлов в заданном районе земной поверхности, расстояние от точки пересечения линеаментов до ближайшей D-широты не более 1° или больше 2,3°, число пересекаемых линеаментов больше трех, а разность между максимальной и минимальной высотой в окрестности относится к трети максимальных разностей в проранжированном ряду разностей для морфоструктурных узлов в заданном районе земной поверхности, выделяют в районах достоверного залегания крупных месторождений нефти и газа точки, в которых линеаменты первого, второго и третьего рангов теряют свою линейность, и формируют линеаменты четвертого ранга, в качестве которых принимают границы районов достоверного залегания крупных месторождений нефти и газа, формируемых путем нанесения на заданное основание носителя информации единичной плотности в виде отрезков прямых, соединяющих точки, в которых линеаменты первого, второго и третьего рангов теряют свою линейность, внутри каждого из районов достоверного залегания крупных месторождений нефти и газа формируют детальное изображение рельефа его поверхности путем нанесения на основание носителя информации с плотностью, пропорциональной высоте местности в каждой точке, проводят пространственное дифференцирование изображения рельефа поверхности, формируют изображение границ участков с постоянной высотой местности носителем информации единичной плотности путем индикаторного преобразования модуля пространственно продифференцированного изображения рельефа по уровню
p
ср
K ⋅ Н,
p
где K - коэффициент различимости участков с постоянной высотой местности;
ср
Н - средняя высота местности внутри соответствующего района,
формируют изображение русел рек и оврагов путем нанесения на основание носителя информации единичной плотности в местах, соответствующих руслам рек, выделяют в продифференцированном изображении рельефа поверхности линейные элементы, у которых длина A и ширина B соотносятся как
п
A > K ⋅ B,
п
где K - коэффициент протяженности,
н
н
формируют изображение границ участков господствующих простираний линейных элементов и границ участков сходного простирания русел рек и оврагов путем преобразования соответственно линейных элементов и изображений русел рек и оврагов носителем информации единичной плотности в метки резкого изменения их простирания путем индикаторного преобразования модуля производной границ линейных элементов и изображений русел рек по уровню K, где K - показатель морфоструктурной неоднородности, формируют линеаменты шестого ранга, в качестве которых принимают изображение границ малых блоков, образованных отдельно расположенными участками с постоянной высотой местности, участками господствующих простираний линейных элементов и участками сходного простирания русел рек или образованных областями совместно занимаемых площадей при наложении изображений этих участков, формируют линеаменты пятого ранга, в качестве которых принимают изображение внешних границ групп малых блоков, образованных объединением малых блоков внутри района достоверного залегания крупных месторождений нефти и газа с закономерным изменением информативных признаков рельефа в соседних малых блоках, по величине плотности носителя информации определяют высоту местности в малых морфоструктурных узлах, которым соответствуют точки пересечения линеаментов четвертого, пятого и шестого рангов, и принимают окрестности малых морфоструктурных узлов в радиусе 5 - 10 км от их центров, для которых выполняются или одно обязательное условие - количество блоков, стыкующихся в малом морфоструктурном узле не менее шести, или три обязательных условия - абсолютная высота местности в центре малого морфоструктурного узла выше, а разность между максимальной и минимальной высотами в окрестностях этих узлов не ниже их медианных значений из совокупности всех малых морфоструктурных узлов района достоверного залегания крупных месторождений нефти и газа, количество блоков, стыкующихся в узле, не меньше четырех, хотя бы один линеамент в малом морфоструктурном узле имеет ранг не ниже пятого, в качестве геодезически разведанных мест достоверного залегания крупных месторождений газа и нефти.
Недостатками способа являются:
- невозможность использования данного способа прогноза крупных месторождений УВ на неизученных или слабо изученных территориях, поскольку, согласно его описанию, обязательным условием является предварительное знание их блокового строения;
- ограниченность изобретения только крупными месторождениями УВ, хотя наибольшая часть запасов НГП сосредоточена в гигантских (уникальных) месторождениях;
- отсутствие указания на принципы выбора масштаба картографического изображения, преобразования которого используются для прогнозирования крупных месторождений УВ;
- обязательное использование в процедуре прогноза сетей линеаментов и речной сети, характер которых в районах современной континентальной лавинной седиментации преимущественно определяется не рельефом местности, а гидродинамическим режимом стока рек и, следовательно, использование при прогнозе месторождений УВ сетей линеаментов и рек приводит к нарушению стандартного соотношения между гипсометрическими формами рельефа и сетью линеаментов и рек, что обусловит ошибочные результаты прогноза месторождений УВ вообще и крупных - в том числе;
- необходимость неоднократного преобразования первичных изображений рельефа и его составляющих, но поскольку любые преобразования первичных данных снижают разрешающую способность способа, то, как следствие, снижается достоверность.
Наиболее близким является способ прогнозирования зон развития вторичных коллекторов в осадочном чехле (патент RU №2159944, МПК G01V 1/00, опубл. 27.11.2000 в бюл. №33), включающий бурение поисковой скважины, анализ геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей разведки и тектонического строения территории, бурение скважин, углубление скважин. Поисковую скважину, заложенную в своде локального поднятия, подготовленного по верхнему этажу разведки, бурят только до этого горизонта, а на основе статистического анализа геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей разведки, а также тектонического строения территории осуществляют опоискование нижнего этажа разведки путем проводки разведочной скважины, которую бурят по восстанию слоев в профиле с поисковой скважиной на расстоянии 0,7-1,5 км от нее. Анализ геолого-геофизических материалов производят статический.
Недостатками способа являются:
- низкая эффективность, связанная с неподтверждением сейсмических структур по данным наземной разведки небольших по размерам ловушек нефти;
- высокие материальные затраты на бурение новой разведочной скважины.
Техническими задачами предлагаемого способа являются повышение технологической и экономической эффективности прогнозирования локальных залежей нефти в разрезе осадочного чехла за счет повышения точности определения эффективного поднятия, сокращения нерентабельного бурения скважин и углубления ствола скважины в наиболее эффективную часть нижележащего стратиграфического горизонта коллектора, продления времени службы скважин, а также расширение арсенала способов прогнозирования локальных залежей нефти.
Техническая задача решается способом прогнозирования локальных залежей нефти в разрезе осадочного чехла, включающим бурение поисковой скважины, анализ геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей разведки и тектонического строения территории, бурение скважин, углубление скважин.
Новым является то, что после анализа геолого-геофизических материалов на их основании строят геологическую модель объекта разработки месторождения, осуществляют бурение эксплуатационных скважин, выявляют на геологической модели по структурной карте кровли пласта поднятия, локализованные замкнутой гипсометрической изолинией, с амплитудой перепада абсолютных отметок больше 10 м, затем рассчитывают коэффициент выбранных поднятий K по формуле K=Alt/√(S/3,14), где Alt - амплитуда перепада абсолютных отметок, S - площадь поднятия по замкнутой изолинии, выбирают поднятие с коэффициентом больше 0,01, на основании геологической модели проецируют контур поднятия на нижележащие стратиграфические горизонты, содержащие пласты коллектора, определяют эксплуатационную скважину на своде поднятия, на основании геологической модели определяют глубину забоя для вскрытия нижележащего пласта коллектора, далее осуществляют углубление забоя выбранной эксплуатационной скважины со вскрытием пласта коллектора нижележащего стратиграфического горизонта, отбирают керн и проводят геолого-геофизические исследования с выделением нефтесодержащих коллекторов, далее выполняют испытание коллекторов в колонне.
Способ осуществляют следующим образом.
На основе данных сейсморазведки бурение поисковой скважины.
Осуществляют анализ геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей разведки и тектонического строения территории. Используют накопленные знания об особенностях геологического строения пласта путем последовательного перехода от выявления глобальных закономерностей изменения геолого-геофизических характеристик к выявлению и учету локальных особенностей строения.
Анализ промысловых исследований и результатов бурения скважин показал, что наибольшие значения этажей нефтеносности по залежам приурочены к сводовым частям поднятий. А в зонах падения гипсометрических отметок кровли продуктивного пласта уменьшается нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта и повышается вероятность вскрытия зон неколлектора.
После анализа геологических материалов на их основании строят геологическую модель объекта разработки нефтяного месторождения.
Осуществляют бурение эксплуатационных скважин.
Выявляют на геологической модели по структурной карте кровли пласта поднятия, локализованные замкнутой гипсометрической изолинией, с амплитудой перепада абсолютных отметок больше 10 м.
Затем рассчитывают коэффициент выбранных поднятий K по формуле K=Alt/√(S/3,14), где Alt - амплитуда перепада абсолютных отметок, S - площадь поднятия. Площадь поднятия S высчитывают любым известным способом.
Выбирают поднятие с коэффициентом больше 0,01. Если коэффициент меньше 0,01 то вырастает риск, что в нижележащих коллекторах будет отсутствовать локальная залежь нефти. Чем выше коэффициент, тем больше амплитудность локального поднятия и тем больше вероятность формирования локальной залежи нефти в нижних стратиграфических горизонтах.
На основании геологической модели проецируют контур поднятия на нижележащие стратиграфические горизонты, содержащие пласты коллектора.
Выбирают на своде поднятия эксплуатационную скважину.
На основании геологической модели определяют глубину забоя для вскрытия нижележащего пласта коллектора.
Далее осуществляют углубление забоя эксплуатационной скважины бурением со вскрытием пласта коллектора нижележащего стратиграфического горизонта.
Отбирают керн и проводят геолого-геофизические исследования с выделением нефтесодержащих коллекторов.
Далее выполняют испытание коллекторов в колонне.
Пример практического применения.
На Бавлинском месторождении площадь участка располагается в Волго-Уральском нефтегазоносном и относится к многопластовому разрабатываемому месторождению нефти и газа. Нефтеносность подтверждена в пластах верхнего девона, нижнего карбона.
На основе данных сейсморазведки пробурили поисковую скважину.
Осуществили статический анализ геолого-геофизических материалов по соотношению контуров и сводов нижнего и верхнего этажей разведки и тектонического строения территории.
После построили геологическую модель объекта разработки нефтяного месторождения.
Осуществили бурение эксплуатационных скважин.
Выявили на геологической модели по структурной карте, по кровле кизеловского горизонта объекта разработки нижнего карбона, поднятия локализованные замкнутой гипсометрической изолинией по абсолютной отметке - 970 м, с амплитудой перепада абсолютных отметок больше 10 м. Обнаружили три поднятия с амплитудой 10 м, 15 м, 20 м.
2
2
2
Затем рассчитали коэффициент выбранных поднятий (K) по формуле K=Alt/√(S/3,14), где Alt - амплитуда перепада абсолютных отметок, S - площадь поднятия. Площадь поднятия S высчитали способом палетки. Для поднятия с амплитудой 10 м: площадь составила 4522 тыс. м и рассчитанный K=0,008. Для поднятия амплитудой 15 м: площадь составила 1130 тыс. м и K=0,025. Для поднятия амплитудой 20 м площадь составила 502 тыс. м и K=0,050.
Выбирали два поднятия с амплитудой 15 м и 20 м.
На основании геологической модели спроецировали контур поднятия на нижележащие стратиграфические горизонты, содержащие пласты коллектора.
Выбирали на своде поднятия с амплитудой 15 м эксплуатационную скважину № 890, на своде поднятия с амплитудой 20 м скважину № 170, пробуренные на кизеловском объекте разработки.
Далее углубили через башмак забои эксплуатационных скважин № 890 на 200 м, № 170 на 300 м бурением со вскрытием разреза заволжского и данково-лебедянского горизонтов верхнего девона.
Отобрали нефтенасыщенный керн в заволжском и данково-лебедянском горизонтах и провели геолого-геофизические исследования с выделением нефтесодержащих коллекторов.
Выполнили испытание и освоение пластов-коллекторов в данково-лебедянском и заволжском горизонтах. На эксплуатационной скважине № 890 получили приток безводной нефти дебитами в данково-лебедянском горизонте 3 т/сут и заволжском горизонте 6 т/сут. На эксплуатационной скважине № 170 получили приток безводной нефти дебитами в данково-лебедянском горизонте 5 т/сут и заволжском горизонте 10 т/сут.
Предлагаемый способ повышает технологическую и экономическую эффективности прогнозирования локальных залежей нефти в разрезе осадочного чехла за счет повышения точности определения эффективного поднятия, сокращения нерентабельного бурения скважин и углубления ствола скважины в наиболее эффективную часть нижележащего стратиграфического горизонта коллектора, продления времени службы скважин, а также расширяет арсенал способов прогнозирования локальных залежей нефти.