СПОСОБ ПОИСКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
SEARCHING METHOD OF GAS AND GAS-CONDENSATE DEPOSITS

Изобретение относится к поиску месторождений газа и может быть использовано для обнаружения углеводородного сырья в терригенных породах осадочного чехла.
Известен способ обнаружения нефтегазоносных толщ, заключающийся в определении по показаниям газокаротажной станции появления газа в глинистом растворе, насыщенном газом, выходящим на поверхность в процессе бурения скважины (Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра. 1978. С.35-36).
Однако такой способ не позволяет с достаточной точностью прогнозировать приближение к нефтяным залежам, т.к. появление газа при бурении скважин зависит от породы, в которой производят бурение.
Известен способ прогнозирования нефтяного пласта, заключающийся в отборе образцов породы в процессе бурения и измерении их магнитной восприимчивости (Гринкевич Г.И. Магниторазведка. М.: Наука. 1970. С.165-166).
Такой способ также не позволяет достаточно точно определять приближение к нефтяному пласту. Это связано с тем, что изменение магнитной восприимчивости от глубины при бурении скважин происходит незначительно.
Известен способ прогнозирования перспективности площадей на нефть и газ, заключающийся в отборе проб в пределах поискового участка, измерении магнитных параметров, нагреве пробы до температуры 450-500°, затем проведении повторного измерения магнитных параметров и сравнения измеренных значений параметров до и после нагрева. По результатам сравнения судят о наличии месторождений нефти или газа. При этом отбор проб проводят из верхнего слоя почвенного горизонта, а нагрев ведут в присутствии окислителя. Кроме того, дополнительно отбирают фоновые пробы и измеряют их магнитные параметры, затем сравнивают отношение значений измеренных параметров проб до и после нагрева со значением параметра фоновой пробы. При превышении значения отношения более чем в 2 раза судят о наличии перспективности площадей на нефть и газ. В качестве магнитных параметров выбирают магнитную восприимчивость, и/или остаточную намагниченность насыщения, и/или намагниченность насыщения. В качестве окислителя при нагреве проб используют кислородсодержащую среду. Способ используют для экспрессной оценки перспективности выявленных геологических структур до постановки на них глубокого разведочного бурения (см. патент РФ на изобретение №2215309, МПК G01V 9/00).
Однако данный способ неприменим для прогноза залежей углеводородов в глубоко залегающих породах фундамента.
Наиболее близким к предлагаемому решению является способ поиска залежей углеводородов, который заключается в том, что отбирают образцы с нефтегазоносных площадей с карбонатным фундаментом, соседствующим с погребенным континентальным палеорифтом. Измеряют их магнитную восприимчивость. По появлению значений магнитной восприимчивости в интервале 13,0·106-31,0·106 судят о наличии залежей (см. патент РФ на изобретение №2276390, МПК G01V 3/08).
Однако данный способ является достаточно сложным.
Задачей изобретения является повышение точности определения залежей газа и газоконденсата, в меньшей степени нефти, в терригенных породах осадочного чехла при упрощении и сокращении затрат.
Поставленная задача решается тем, что в способе поиска газовых и газоконденсатных залежей, заключающемся в отборе образцов породы (шлама) в процессе бурения и обработке их соляной кислотой, по продуктам реакции которых судят о наличии залежей. Согласно изобретению образцы терригенных пород отбирают с нефтегазоносных площадей осадочного чехла, соседствующих или находящихся непосредственно над погребенным континентальным рифтом, выявляют зоны развития ломонтита (цеолита) в терригенных толщах чехла по появлению студенистой массы кремнезема (продукта взаимодействия нагретого 50% раствора HCl и ломонтита), по которой судят о наличии залежей.
Способ реализуется следующим образом.
В границах месторождений углеводородного сырья, сосредоточенных в осадочном чехле и локализованных в ископаемых палеорифтах, ведется обработка шлама терригенных пород 50% раствором соляной кислоты, нагретой до температуры 40°С. Выделяются интервалы глубин, где шлам желатинирует, т.е. образуется студнеобразная масса. Отождествляют такие аномалии с зонами нефтегазонасыщенных (газоконденсато-нефтенасыщенных) терригенных коллекторов осадочного чехла, где проводят необходимые испытания ствола скважин на притоки газа, газоконденсата, конденсата и нефти.
В условиях погребенных палеорифтов, испытавших тектоно-гидротермальную активизацию, горячие растворы, способные вызвать ломонтитизацию и кальцитизцию, проникали по разломам в породы осадочного чехла. Они не только метасоматически перерабатывали их, но и перераспределяли УВ из нефтегазоматеринских пород. В итоге там возникают насыщенные газом, газоконденсатом, реже нефтью ломонтитизированные терригенные комплексы, переходящие в кальцитизированные породы (экраны). Сочетание насыщенных УВ коллекторов и флюидоупоров представляет собой природный резервуар, обнаружение которого в нефтегазоносных районах чрезвычайно важно.
Способ позволяет целенаправленно проводить испытания скважин, устанавливать новые перспективные на углеводородное сырье участки осадочного чехла, сопряженного с палеорифтами, и предвидеть аварийные ситуации при строительстве скважин: обрыв оборудования, выбросы газа при аномально высоком пластовом давлении и т.д.