Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах
METHOD FOR LOCALIZING PROMISING ZONES IN OIL SOURCE STRATA

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских толщ баженовской свиты.
орг
Известен способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин, включающий отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества (НОВ), исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, в отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержание органического углерода С для доманикоидов, доманикитов и сланцев, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют НОВ, определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями к соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов (патент РФ №2541721, G01V 5/14, опубл. 20.02.2015, БИ №5).
Недостатками способа являются сложность и трудоемкость выполнения способа, связанные с необходимостью постоянного отбора и исследования керна вследствие отсутствия математической модели восстановления необходимых параметров, а также недостаточная эффективность способа, связанная с отсутствием учета напряженно-деформированного состояния пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ локализации запасов в нефтематеринских толщах, включающий проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, выделение литотипов по данным ГИС, оценку разделения литотипов в полях скоростей продольных, поперечных волн и плотности, проведение синхронной инверсии частичных угловых сумм сейсморазведочных работ 3Д, в результате чего получают трехмерные кубы скоростей продольной, поперечной волн и плотности, пересчитывают их в дискретный куб литологии на основе литотипов, выделенных по скважинным данным, и проводят калибровку и верификацию по данным ГИС, на основе результатов обработки и интерпретации сейсморазведочных работ 3Д строят карты когерентности волнового поля по кровле баженовской свиты и подошве ближайшего вышележащего проницаемого пласта, определяют критическое значение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю, проводят совместный анализ карт когерентности и выделяют потенциально продуктивные зоны баженовской свиты, проводят анализ зависимости мощности литотипов от запускных дебитов скважин, затем на основе разработанных петрофизических алгоритмов и выявленных связей по данным ГИС и исследований керна рассчитывают коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, по результатам чего строят карты эффективных нефтенасыщенных мощностей, пористости, нефтенасыщенности и распределения плотности запасов нефти (патент РФ №2572525, G01V1/48, опубл. 20.01.2016, БИ№2).
Недостатком способа является субъективное определение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю. Это связано с тем, что подобный анализ может быть проведен только в зонах с достаточно плотной сеткой скважин, вскрывающий целевой интервал, а в зонах с отсутствием скважин такой критерий не может быть сформирован. Кроме того, как показывает практика, такой критерий не является универсальным и может достаточно существенно варьироваться от месторождения к месторождению. Также недостатком заключается в его применимость только на площадях с проведенной 3Д сейсморазведкой, что затрудняет попытки расширения подхода за пределы контура сейсморазведочных работ на региональном уровне. Невысокая точность определения связана, в частности, с определением зон трещиноватости по данным 3Д сейсморазведки, т.е. результат определения этих зон существенно зависит от качества исходного материала 3Д сейсморазведки. Кроме того, в подходе отсутствует учет степени реализации генерационного потенциала керогена и напряженно-деформированного состояния пласта, что в свою очередь может приводить к переоценке перспективности тех или иных зон пласта нефтематеринского пласта.
Техническим результатом является повышение точности определения локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах с учетом степени зрелости нефтематеринской породы и процессов первичной миграции подвижных углеводородов.
Указанный технический результат достигается тем, что способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах включает геофизические и промыслово-геофизические исследования скважин, 3Д сейсмические исследования, комплексный анализ и интерпретацию их результатов, исследования керна, верификацию полученных параметров, построение карт и их совместный анализ, согласно изобретению, по результатам комплексного анализа и интерпретации геофизических и промыслово-геофизических исследований 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.
Способ поясняется чертежами, где на фигуре 1 представлены карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта (а), вышележащего (б) и нижележащего (в) флюидоупоров, на фиг.2 - карта толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, на фиг.3 - кинетический спектр керогена типа II, на фиг.4 - термическая история нефтематеринского пласта Ю0 по данным региональных ГРР и бассейнового моделирования, на фиг.5 - карта современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта Ю0, на фиг.6 - карты общих толщин нефтематеринского пласта (а), вышележащего (б) и нижележащего (в) флюидоупоров, на фиг.7 - карты плотности породы нефтематеринского пласта (а), вышележащего (б) и нижележащего (в) флюидоупоров, на фиг.8 - карта современных температур нефтематеринского пласта Ю0, на фиг.9 - карта концентрации керогена в нефтематеринском пласте Ю0 в палеоусловиях, на фиг.10 - результаты верификации выбранного кинетического спектра и термической истории нефтематеринского пласта Ю0 в ходе эволюции, на фиг.11 - карта потенциального порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты с учетом процессов первичной миграции углеводородов, на фиг.12 - карта расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте, на фиг.13 - дискретная карта перспективных зон нефтематеринского пласта Ю0.
Способ осуществляется следующим образом.
На выбранной площади проводят геофизические (ГИС) и промыслово-геофизические (ПГИ) исследования разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших интервал нефтематеринских отложений, в том числе кросс-дипольный широкополосный акустический (АКШ) и плотностной каротаж, охватывающий данный интервал. Проводят комплексный анализ и интерпретацию их результатов с получением упругих свойств нефтематеринского пласта - коэффициент Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах. Значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности в системе напластований, включающей интервалы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, с получением эффективных значений для каждого интервала скважины (опорные данные), после чего строят карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. В интервале нефтематеринского пласта в скважинах производят расчет индекса хрупкости по разрезу по формуле:
max
min
max
min
max
min
BI=((ν-ν)/(ν-ν)+(E-E)/(E-E))/2,
где ν - коэффициент Пуассона,
min
ν - минимальное значение коэффициента Пуассона, принимается равным 0,
max
ν - максимальное значение коэффициента Пуассона, принимается равным 0,5,
Ε - модуль Юнга,
min
E - минимальное значение модуля Юнга, принимается равным 0,
max
E - максимальное значение модуля Юнга, принимается равным 50 ГПа.
На основании скважинных данных по распределению индекса хрупкости в интервале нефтематеринского пласта выделяют интервалы, соответствующие условию BI≥0,5 (хрупкие зоны). Далее суммируют все толщины хрупких зон в разрезе нефтематеринского пласта с получением общих толщин хрупких зон для каждой скважины (опорные данные). На основании полученных таким способом опорных данных строят карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта на рассматриваемой площади.
Подготавливают входные данные для моделирования процесса термического разложения керогена. Подготовка включает определение типа керогена по результатам лабораторного пиролиза керна, распространенного на рассматриваемой территории, определение его кинетического спектра на основе справочных данных для соответствующего типа керогена, определение термической истории рассматриваемого нефтематеринского пласта и истории погружения его кровли от момента его формирования до современного состояния, построение карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карт общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров на основании данных 3Д сейсморазведки и ГИС, на основании данных ПГИ построение карт плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров и карты современных пластовых температур нефтематеринского пласта на рассматриваемой площади, и построение карты концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна. Расчет концентрации керогена в палеоусловиях производят по формуле:
S20=S2/(1-TR), где
S2 - содержание керогена в современных условиях,
TR - степень реализации генерационного потенциала керогена, которая определяется по формуле:
TR=((HI0-HI)/HI0)×1200/(1200-ΗΙ), где
HI - водородный индекс в современных условиях,
HI0 - значение водородного индекса в палеоусловиях, фиксированное для выбранного типа керогена.
Термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли определяют на основе данных региональных работ по восстановлению палеоусловий осадконакопления и данных бассейнового моделирования. Делают ряд допущений о том, что на рассматриваемой площади распространен только один тип керогена, характеризующийся едиными кинетическим спектром и нефтегенерационным потенциалом. Также делают допущение о том, что термическая история нефтематеринского пласта и история погружения его кровли на данной площади также едины с локальной линейной перенормировкой кривых, описывающих изменение температуры и глубины залегания нефтематеринского пласта со временем, на их соответствующие современные значения. Верифицируют соответствие выбранного кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования процесса термического разложения керогена, распространенного в рассматриваемых нефтематеринских толщах от момента их формирования до современного состояния по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта с учетом ее локальной перенормировки на основе традиционного подхода к моделированию кинетики преобразования керогена в жидкие и газообразные углеводороды (Chen Ζ., Liu X., Jiang Ch., Gou Q., Jiang Ch., Mort A. Inversion of source rock hydrocarbon generation kinetics from Rock-Eval data // Fuel, 194, 91-101, 2017). Далее осуществляют численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории рассматриваемого нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна на основе значений текущего водородного индекса, по конкретным скважинам. В случае соответствия результатов моделирования и лабораторного пиролиза керогена принятые его кинетический спектр и термическая история нефтематеринского пласта считаются корректными. Рассматривают систему напластований, состоящую из нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров с заданными мощностями. При этом считают, что система напластований погружается одновременно, уплотнение породы считается малым по отношению к мощности пластов.
Затем осуществляют численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте с использованием физико-математической модели, основанной на системе уравнений кинетики термического разложения твердого керогена в жидкие и газообразные углеводороды, материального баланса, включающего массообмен между твердой (кероген) и жидкой (и газообразной) фазами с соответствующим изменением порового давления за счет разницы в сжимаемости и плотности фаз в ходе нагрева и погружения нефтематеринского пласта (Jin Ζ.-Η., Johnson S.E., Fan Z.Q. Subcritical propagation and coalescence of oil-filled cracks: Getting the oil out of low-permeability source rocks // GEOPHYSICAL RESEARCH LETTERS, 37, L01305, 2010), уравнений для расчета напряженно-деформированного состояния нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, уравнений фильтрации, подчиняющейся закону Дарси, для учета перераспределения давления внутри нефтематеринского пласта, уравнения для расчета предельного порового давления, соответствующего давлению, при котором минимальные горизонтальные напряжения в нефтематеринских отложениях достигают значений, равных минимальным горизонтальным напряжениям в вышележащим или нижележащем флюидоупорах для учета процессов первичной миграции жидких и газообразных углеводородов через вышележащий или нижележащий флюидоупоры путем расчета. Минимальное горизонтальное напряжение (∑h) для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров рассчитывают по формуле:
∑h=∑V×ν/(1-ν)+α×Ρ×(1-2ν)/(1-ν).
где ∑h - минимальное горизонтальное напряжение,
∑V - вертикальное напряжение (горное давление или вес вышележащих пород),
ν - коэффициент Пуассона (определяется в каждой точке на основе соответствующих карт),
α - коэффициент пороэластичности принимается равным 1 в вышележащем и нижележащем флюидоупорах, и меньшим 1 для нефтематеринского пласта,
Ρ - поровое давление, в вышележащем и нижележащем флюидоупорах рассчитывается как гидростатическое давление в зависимости от глубины залегания кровли нефтематеринского пласта.
Соответствующее вертикальные напряжения (горное давление) рассчитываются по формуле:
rock
∑V=ρ×g×H,
rock
где ρ - среднее (эффективное) значение плотности вышележащих пород (от поверхности до кровли вышележащего флюидоупора), которое определяется стандартным способом по данным плотностного каротажа, охватывающего весь разрез от дневной поверхности до целевого нефтематеринского пласта,
g - ускорение свободного падения,
Η - глубина залегания кровли нефтематеринского пласта, вышележащего или нижележащего флюидоупоров, определяются в каждой точке на основе карты глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карт общих толщин вышележащего или нижележащего флюидоупоров. Результатом численного моделирования изменения порового давления в нефтематеринском пласте является карта потенциального порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты с учетом сопутствующих процессов миграции углеводородов.
Далее на основании карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты потенциального порового давления в нефтематеринском пласте строят карту расчетных коэффициентов аномальности порового давления нефтематеринского пласта. При этом коэффициент аномальности определяют как отношение рассчитанного порового давления к гидростатическому давлению с учетом современной глубины залегания кровли нефтематеринского пласта в соответствующей точке.
Затем проводят совместную обработку карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления (по отношению к соответствующему гидростатическому давлению) в нефтематеринском пласте и карты толщин хрупких зон нефтематеринского пласта. При этом производят ранжирование интервалов значений расчетных коэффициентов аномальности порового давления не менее чем на 3 диапазона, и толщин хрупких зон не менее чем на 3 диапазона, с последующим пересчетом этих карт в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров на картах значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений. Наиболее перспективными считаются зоны с одновременным выполнением условий достижения максимумов значений аномальности порового давления и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта с дальнейшим снижением дискретного индекса перспективности по мере убывания значений диапазонов аномального порового давления и толщин хрупких зон, пересекающихся на картах. На основании этого условия строят дискретную карту перспективных зон нефтематеринского пласта, ранжированных по приоритету перспективности, где максимальный дискретный индекс перспективности соответствует наиболее перспективным зонам.
Пример конкретного осуществления способа.
В качестве объекта исследований рассматривались отложения баженовской свиты, приуроченные к Салымскому своду (нефтематеринский пласт Ю0). Рассматривают систему напластований, состоящую из нефтематеринского пласта, вышележащего (подачимовские глины) и нижележащего флюидоупоров (глины, лежащие ниже подошвы Ю0) с заданными мощностями. Сделано допущение о том, что система напластований погружается одновременно, уплотнение породы считается малым по отношению к мощности пластов.
По результатам комплексного анализа и интерпретации расширенного комплекса ГИС (включающего АКШ и плотностной каротаж) и ПГИ, проведенных в разведочных и эксплуатационных скважинах, и охватывающих целевой интервал нефтематеринского пласта Ю0, получили кривые, описывающие распределение значений коэффициента Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах, образующих систему напластований, по глубине в соответствующих скважинах. Характерный диапазон значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта Ю0 составил 0,15-0,3, для вышележащего флюидоупора - 0,22-0,34, для нижележащего флюидоупора - 0,25-0,34. Далее провели осреднение этих значений по мощности внутри интервалов нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров с получением эффективных значений для каждого интервала во всех скважинах с кондиционными данными каротажей (опорные данные). На основе этих опорных данных, определенных в скважинах, т.е. в точках с координатами пересечения траекторий скважин с кровлей нефтематеринского пласта Ю0, средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения построили карты значений коэффициента Пуассона нефтематеринского пласта Ю0, вышележащего и нижележащего флюидоупоров на рассматриваемой площади (фиг.1(a), (б), (в)). При построении карт значений коэффициента Пуассона в качестве метода интерполяции использовался кокригинг с типичным радиусом вариограммы от 1000 м до 5000 м в зависимости от количества скважин, попадающих в рассматриваемый участок и плотности их распределения по площади.
В интервале нефтематеринского пласта в скважинах рассчитали индекс хрупкости по разрезу. Значения индекса хрупкости лежат в интервале значений от 0 до 1. Зоны по разрезу со значением индекса хрупкости BI≥0,5 приняты хрупкими. Далее суммировали толщины хрупких зон в разрезе с получением общей суммарной толщины хрупкой зоны в скважине (опорные данные). Характерные значения толщин хрупких зон в скважинах составили от 1 до 18 м. На основе этих опорных данных, определенных в скважинах, т.е. в точках с координатами пересечения траекторий скважин с кровлей нефтематеринского пласта Ю0, средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения построили карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта Ю0 на рассматриваемой площади (фиг.2). Алгоритм построения был полностью аналогичен алгоритму построения карт коэффициента Пуассона.
В ходе подготовки входных данных для моделирования процесса термического разложения керогена с образованием жидких и газообразных углеводородов в процессе эволюции нефтематеринского пласта на основе результатов лабораторного пиролиза керна, отобранного в скважинах в интервале нефтематеринского пласта Ю0 на рассматриваемой площади, установили, что кероген, присутствующий в породе нефтематеринского пласта Ю0, соответствует типу керогена II. При этом начальное значение водородного индекса керогена HI0** в палеоусловиях было определено на уровне 670 мг/г углеводородов, что соответствует данному типу керогена. Из библиотеки программного обеспечения «Petromod» компании Schlumberger выбрали кинетический спектр (фиг.3) для данного типа керогена (Pepper A.S. & Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen // Marine and Petroleum Geology, 12(3), pp.291-319, 1995).
На основе результатов предшествующих региональных работ для рассматриваемого региона по восстановлению палеоусловий осадконакопления определили термическую историю и историю погружения кровли рассматриваемого нефтематеринского пласта Ю0 от момента его формирования до современного состояния по ряду скважин (фиг.4).
На основании данных ГИС с учетом результатов интерпретации 3Д сейсмических исследований средствами программного обеспечения «Petrel» компании Schlumberger построили карту современных глубин залегания нефтематеринского пласта Ю0 (структурная поверхность стратиграфической кровли) и карт общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. Основными реперами при корреляции разрезов скважин служили регионально выдержанные глинистые отложения - опорный отражающий горизонт баженовской свиты. Корреляция и детальное расчленение горизонта Ю0 проводились на материалах каротажных диаграмм методов ГК, ПС, НК, БК, ИК. Характерные глубины залегания нефтематеринского пласта Ю0 составили 2700-3100 м (фиг.5). Характерные толщины нефтематеринского пласта Ю0 варьируются в диапазоне 28-36 м (фиг.6а). Характерные толщины верхнего флюидоупора варьируются в диапазоне 20-80 м (фиг.6б). Характерные толщины нижнего флюидоупора варьируются в диапазоне 20-24 м (фиг.6в).
3
3
3
На основе данных 3Д сейсморазведки и ГИС (включающих плотностной каротаж) получили сведения о распределении значений плотности породы в нефтематеринском пласте Ю0, в вышележащем и нижележащем флюидоупорах по глубине в соответствующих скважинах. Далее провели осреднение этих значений по мощности внутри интервалов с получением эффективных значений для всех интервалов в скважинах с кондиционными данными каротажей (опорные данные). На основе этих опорных данных средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения построили карты плотности породы нефтематеринского пласта Ю0, вышележащего и нижележащего флюидоупоров на рассматриваемой площади (фиг.7). Характерные значения плотности породы нефтематеринского пласта Ю0 варьируются в диапазоне 2,28-2,39 г/см (фиг.7а). Характерные значения плотности породы верхнего флюидоупора варьируются в диапазоне 2,53-2,59 г/см (фиг.7б). Характерные значения плотности породы нижнего флюидоупора варьируются в диапазоне 2,58-2,69 г/см (фиг.7в). Алгоритм построения карт был полностью аналогичен алгоритму построения карт коэффициента Пуассона.
По результатам ранее проведенных ПГИ разведочных и эксплуатационных скважин получили замеры текущих пластовых температур в интервале нефтематеринского пласта Ю0. Характерные значения попали в диапазон 90-140 градусов Цельсия. На основе скважинных замеров средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с использованием метода кокригинг построили карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.8).
На основе результатов лабораторного пиролиза керна нефтематеринского пласта Ю0 были получены значения современного содержания керогена в скважинах, характерный диапазон значений составил 10-100 мг/г.На основе формулы для расчета концентрации керогена в палеоусловиях были получены опорные данные по концентрации керогена, осредненные по мощности внутри интервала нефтематеринского пласта Ю0 с получением эффективного значения в точке скважины, характерный диапазон значений составил 50-210 мг/г. На основе этих опорных значений средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с использованием метода кокригинг была построена карта концентрации керогена в нефтематеринском пласте Ю0 в палеоусловиях (фиг.9).
Сделали ряд допущений о том, что на рассматриваемой площади распространен только один тип керогена, характеризующийся едиными кинетическим спектром и нефтегенерационным потенциалом, и о том, что термическая история нефтематеринского пласта и история погружения его кровли на данной площади также едины с локальной линейной перенормировкой кривых, описывающих изменение температуры и глубины залегания нефтематеринского пласта со временем, на их соответствующие современные значения. С учетом сделанных допущений была проведена верификация соответствия выбранного кинетического спектра керогена (фиг.3) термической истории нефтематеринского пласта. Для этого на основе традиционного подхода к моделированию кинетики преобразования керогена в жидкие и газообразные углеводороды сначала было проведено численное моделирование процесса термического разложения керогена, распространенного в рассматриваемых нефтематеринских толщах, от момента их формирования до современного состояния по определенной ранее термической истории (фиг.4) в скважинах с результатами лабораторного пиролиза керна нефтематеринского пласта Ю0. При этом кривая термической истории линейно масштабировалась на современное значение пластовой температуры в каждой рассматриваемой скважине. Далее было проведено численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта Ю0. При этом использовались фактические скорости нагрева при лабораторном пиролизе керна порядка 20 градусов Цельсия в минуту. По результатам численного моделирования процесса термического разложения керогена и численного моделирования процесса лабораторного пиролиза керогена на основе расчетных значений водородного индекса была рассчитана степень реализации генерационного потенциала керогена, которая сопоставлялась с соответствующим значением, рассчитанным по данным лабораторного пиролиза керна на основе значений текущего водородного индекса в соответствующих скважинах (фиг.10). Численное моделирование процесса термического разложения керогена и численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена проводилось на основе численной схемы, реализующей уравнения кинетики термического разложения керогена. Сама численная схема была реализована на языке программирования Python. По результатам верификации кинетический спектр керогена и термическая история нефтематеринского пласта Ю0 были приняты корректными.
Провели численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте Ю0 с использованием физико-математической модели, основанной на системе уравнений кинетики термического разложения твердого керогена в жидкие и газообразные углеводороды, материального баланса, включающего массообмен между твердой (кероген) и жидкой (и газообразной) фазами с соответствующим изменением порового давления за счет разницы в сжимаемости и плотности фаз в ходе нагрева и погружения кровли нефтематеринского пласта Ю0, уравнений фильтрации в нефтематеринском пласте, подчиняющейся закону Дарси, соотношений для расчета напряженно-деформированного состояния нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, соотношений для расчета предельного порового давления, соответствующего давлению, при котором минимальные горизонтальные напряжения в нефтематеринских отложениях достигают значений, равных минимальным горизонтальным напряжениям в вышележащем или нижележащем флюидоупорах на каждом временном шаге. Входными данными для численного моделирования изменения порового давления служили построенные и определенные на стадии подготовки входных данных карты коэффициента Пуассона (фиг.1), карта современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.5), карты общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров (фиг.6), карты плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров (фиг.7), карта современных пластовых температур баженовской свиты (фиг.8), карта концентрации керогена в нефтематеринском пласте Ю0 в палеоусловиях (фиг.9), верифицированные термическая история нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.4) и кинетический спектр керогена (фиг.3). Численное моделирование изменения порового давления проводилось на основе численной схемы, реализующей вышеописанную систему уравнений. Сама численная схема была реализована на языке программирования Python. В результате была получена карта потенциального порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты с учетом процессов первичной миграции углеводородов (фиг.11). Диапазон расчетных значений потенциального порового давления с учетом процессов первичной миграции жидких и газообразных углеводородов составил 370-470 атм.
Далее была построена карта расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте. При этом коэффициент аномальности определялся как отношение рассчитанного порового давления к гидростатическому давлению с учетом современной глубины залегания кровли нефтематеринского пласта в соответствующей точке. Характерные значения коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте варьируются в диапазоне 1,2-1,75 (фиг.12).
Далее была проведена совместная обработка карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и карты толщин хрупких зон нефтематеринского пласта путем их пересчета в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров на картах значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений. Интервалы определялись с учетом данных о фактических испытаниях. В ходе пересчета карт зонам на карте расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте со значениями менее 1,35 было присвоено значение дискретного индекса, равное 1; зонам со значениями от 1,35 до 1,6 присваивается значение дискретного индекса, равное 2; зонам со значениями, превышающими 1,6, присваивается значение дискретного индекса, равное 3. Зонам на карте толщин хрупких зон нефтематеринского пласта со значениями менее 4,8 м присваивается значение дискретного индекса, равное 1, зонам со значениями от 4,8 м до 11,5 м присваивается значение дискретного индекса, равное 2; зонам со значениями, превышающими 11,5 м, присваивается значение дискретного индекса, равное 3. Затем была построена дискретная карта перспективных зон нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.13) на основе пересечения соответствующих дискретных карт аномальности порового давления и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта. При этом зонам на общей карте, в которых происходит пересечение зон аномальности порового давления с дискретным индексом 3 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 3, присвоен дискретный индекс 5. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 2 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 3 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 3, и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 2 присвоен индекс 4. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 2 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 2 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 3 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 1 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 1 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 3 присвоен индекс 3. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 1 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 2 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 2 и зон толщин хрупких зон с индексом 1 присвоен дискретным индекс 4. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 1 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 1 присвоен индекс 5. Построение карты перспективных зон нефтематеринского пласта Ю0 с учетом процессов первичной миграции произведено средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с возможностью использования арифметических и логических действий (операторов) при расчете карт.
Предлагаемое изобретение позволяет проводить быструю локализацию потенциально перспективных зон нефтематеринских пластов на уровне месторождений, что обеспечивает повышение эффективности бурения эксплуатационных скважин.