способ локального прогноза нефтеносности

Формула изобретения

Способ локального прогноза нефтеносности, включающий проведение над локальным геологическим объектом комплекса геофизических и геохимических методов, состоящего из наземных измерений параметров естественного электрического, магнитного полей и поверхностной газогеохимической съемки, отличающийся тем, что на объекте с доказанной нефтеносностью осуществляют полный комплекс геофизического и газогеохимического обследования, устанавливают доверительные интервалы геофизических и геохимических данных и фоновые показатели, на исследуемом участке, выявленном сейсморазведкой или структурным бурением объекта, проводят наземные съемки электрического и магнитного полей, по полученным данным строят карты распределения изопонтенциалов и изодинам, выделяют геофизические аномалии и интерпретируют полученные сведения в виде зональной геологической пространственной геофизической модели вероятной генетически связи скоплений углеводородов с исследуемым объектом, на исследуемом участке также осуществляют бурение геохимических шурфов по равномерной сетке с выносом точек бурения за контуры выявленных геофизических аномалий и отбор проб грунта, анализируют отобранные пробы грунта на содержание, количество и генезис углеводородных газов в них хроматографическим методом, строят карты изолиний их распределения, анализируют полученные данные и выявляют зоны эпигенетических геохимических аномалий, полученные материалы используют для выделения статистических выборок параметров распределения геохимических показателей исследуемого участка, проводят расчет коэффициентов контрастности геохимических показателей и ранговую корреляцию выборки поиска, по всему полученному комплексу геофизико-геохимических данных строят карту прогнозной нефтеносности и модель вероятной нефтеносности исследуемого участка с выделением контура нефтеносности, а вывод о нефтеносности исследуемого участка делают на основании сопоставления комплекса полученных геофизико-геохимических данных исследуемого участка с комплексом тех же признаков объекта с доказанной нефтеносностью.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной геологии, в частности к поиску, разведке и оконтуриванию нефтегазовых залежей.

Высокая разведанность недр на поздней стадии освоения нефтяных ресурсов обуславливает закономерное снижение эффективности поисково-разведочных работ. Амплитуды и размеры антиклинальных структур 3-го порядка, вводимые в глубокое бурение в последние годы, на грани разрешающей возможности сейсморазведки, что часто приводит к нерациональному бурению.

Известен способ разведки нефтегазовых залежей, включающий сейсморазведочные работы (выявление локальных поднятий), бурение глубокой разведочной скважины в купольной части поднятия со вскрытием и опробованием всех потенциально продуктивных отложений ["Методика поисково-разведочных работ на нефть и газ". Изд-во "Недра", Москва, 1964, с.62]. Недостатком известного способа является низкая эффективность разведки за счет недостаточности достоверных данных о продуктивности локальных поднятий.

Известен способ разведки многопластовых месторождений нефти и газа, включающий бурение скважин, их опробование в процессе бурения, определение по данным опробования контуров залежей, выявление этажей нефтегазоносности, определение границ проведения бурения [авт. св. № 1038915, МКИ G01V 9/00, 1983]. Недостатком известного способа является низкая эффективность разведочных работ, обусловленная отсутствием данных о продуктивности локальных поднятий и большими объемами дорогостоящего разведочного бурения.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ прогноза нефтегазовых залежей, включающий сейсмические исследования выявления локальных поднятий, проведение измерения и обработку геофизических показателей, получаемых по результатам полевых электро- и магниторазведочных работ, выявление контура "аномалий типа залежь", проведение газогеохимического обследования и определение контура геохимической аномалии [патент РФ RU 2143714 С1 6 G01V 1/00, 1999]. Недостатком указанного способа является субъективность интерпретации и неточность результатов исследований, где основная роль отводится человеку, отсутствие комплексной математической обработки качественного и количественного вероятностно-статистического анализа зональных выборок полученных данных с учетом геологических, тектонических особенностей исследуемого объекта, обучающей выборки и доверительных интервалов геофизических и геохимических данных на продуктивных локальных объектах и «пустых» фоновых показателей. Это приводит к снижению эффективности разведочных работ на территории с высокой разведанностью нефти и газа.

Задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является разработка способа локального прогноза и оконтуривания нефтегазовых залежей путем сопоставления комплекса геофизических и газо-геохимических признаков изучаемого поднятия (объекта) с использованием математической вероятностно-статистической интерпретации, с комплексом тех же признаков эталонного объекта (поднятия с доказанной нефтеносностью), обеспечивающего повышение эффективности геологоразведочного процесса за счет сужения области поиска, повешения достоверности информации и сокращения расходов на бурение глубоких скважин.

Поставленная задача решается за счет последовательной отбраковки ложных аномалий путем комплексирования геофизических (наземная съемка естественного электрического потенциала (ЕП), наземная съемка магнитного поля (МП)) методов и геохимического обследования (приповерхностная газо-геохимическая съемка), по-разному регистрирующие с поверхности физико-химические проявления залежи, с использованием методов вероятностно-статистического анализа и привлечением обучающей выборки данных на продуктивных и «пустых» объектах, учитывая тектоническую зональность и геологические особенности участка исследований.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. На обучающем объекте (на продуктивной залежи, в районе нефтяной скважины) проводится полный комплекс геофизического и газо-геохимического обследования. Устанавливаются доверительные интервалы геофизических и геохимических данных на продуктивном локальном объекте и фоновые показатели. Далее на исследуемом участке, выявленном сейсморазведкой или структурным бурением объекте (поднятие), проводятся наземные съемки ЕП и МП, по результатам которых строятся соответствующие планы распределения изопотенциалов и изодинам, выделяются геофизические аномалии, характерные блоковому строению фундамента, отражающие тектонические и геологические особенности участка исследования; зоны (контуры) окислительно-восстановительного потенциала, возникающего на поверхности, вследствие изменения физико-химических параметров пород, находящихся под воздействием фильтрационно-диффузионной миграции углеводородных газов, характерных для нефтеперспективных объектов. По результатам геофизических исследований строится зональная геологическая пространственная геофизическая модель вероятной генетической связи скоплений углеводородов (УВ) с картируемыми геологическими образованиями, тектоническими элементами и т.п. 3атем на площади исследования с учетом геофизических аномальных зон проводят: бурение геохимических шурфов по равномерной сетке с выносом точек бурения за контуры аномалий на два шага и более принятой сетки, отбор проб грунта; определение количества, состава и генезиса сорбированных в пробах грунта углеводородных газов с последующим построением планов изолиний их распределения, анализом данных и выявлением зон эпигенетичных геохимических аномалий.

Результаты газо-геохимических исследований подвергаются математической обработке - «распознавания» параметров геохимических показателей зональных статистических выборок области поиска с выборкой обучающего объекта и фоном (либо, «пустая» скважина). Установлены приоритетные выборки данных образцов: зона геофизической аномалии (ГГХМ), зона вне аномалии ГГХМ, зона разломов (тектонических нарушений), зона исследуемого поднятия.

Использование качественных и количественных зонально-статистических выборок параметров распределения газо-геохимических показателей для конкретной площади исследования позволяет провести расчет коэффициентов контрастности геохимических показателей и ранговую корреляцию выборки поиска. По комплексу геофизико-геохимических данных строится карта прогнозной нефтеносности. Далее по алгоритму системы обучения строится многослойная модель вероятной нефтеносности участка исследования, выделяется контур нефтеносности.

Вывод о нефтеносности исследуемого объекта дается на основании сопоставления комплекса полученных результатов с комплексом тех же признаков объекта с доказанной нефтеносностью.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "новизна" и "изобретательский уровень".

Для доказательства соответствия предлагаемого решения критерию "промышленная применимость" приводим пример конкретного выполнения заявляемого способа.

Пример. В нефтеперспективном районе Татарстана структурным бурением выявлено локальное поднятие изогипсой "-85", отмеченное на структурной карте по кровле ассельского яруса (фиг.1). Глубокая скважина 224 пробурена в своде нижнепермского поднятия, скважина оказалась на его западном крыле по девонским отложениям, где отмечены нефтепроявления, при опробовании пашийского горизонта в интервале 1544-1545 м (-1475-1476 м в абс. отм.) получено 53.64 т/сут нефти при обводненности 32.8%.

Цель проведения предлагаемого метода - определение контура нефтеносности. При осуществлении заявляемого метода над локальным поднятием, выявленным структурным бурением, проводят полевые геофизические измерения электроразведочным методом - естественного электрического поля (ЕП) и магниторазведочным - магнитного поля (МП). Обработанные результаты ЕП представлены в виде плана изолиний на фиг.2, где устанавливаются геологические, тектонические и окислительно-восстановительные закономерности геоэлектрического поля. Выделены зоны: блокового строения, тектонические нарушения (рост значений электрического потенциала), аномалия (I) восстановительной обстановки в районе исследуемого поднятия (отрицательная аномалия электрического потенциала -25 - -30 мВ), аномалия (II) - юго-восточнее собственно поднятия и аномалия (III) на юго-запад от него наименее интенсивная.

Наблюденное магнитное поле (МП) (фиг.3, пунктирными линиями выделены зоны тектонических нарушений кристаллического фундамента по данным МП) обусловлено региональным строением кристаллического фундамента, намагниченностью геологических объектов, строением геологических, структурных элементов. Интерпретация магнитного поля при локальном прогнозе нефтеносности сводится к выделению аномальных зон разной природы, в том числе и от залежи углеводородов.

Из суммарного магнитного поля исключается влияние кристаллического фундамента (плоскость тренда) фиг.4.

Плоскость тренда магнитного поля вычислена как линейная функция координат (X, У), построена по совокупности наблюдений T(z): Z_xy=-90440,3+0,0182*Х-0,0135*Y. Градиент магнитного поля направлен на юго-восток. По полученным данным построена карта остаточного магнитного поля фиг.5.

Эпигенетические преобразования пород приводят к перераспределению намагниченности отложений как в сводовой части структуры, так в периферийных участках, что создает благоприятные условия для отражения в магнитном поле. Наиболее контрастно теперь выделяются тектонические нарушения, которые отражены линейными положительными аномалиями, практически повторяющиеся и на плане естественного электрического поля.

Кроме этого, локальные аномальные изменения магнитного поля наблюдаются и в юго-западной и юго-восточной части участка исследований. Контур этих аномалий не замкнут.

Таким образом, наземными геофизическими исследованиями на поднятие подтверждено наличие объекта (аномалия ГГХМ), формирующего аномальные электромагнитные поля, выделены субвертикальные зоны эпигенетических изменений горных пород под воздействием углеводородного потока и связанные с зонами тектонических напряжений, установлено блоковое строение фундамента.

Затем на площади проводится геохимическая съемка по равномерной сетке 0,4×0,4 км. В каждой точке бурят шурф и из глинистых интервалов производят отбор проб грунта из приповерхностных отложений (глубина отбора проб 3 и 5 м). Анализ состава углеводородного газа произведен хроматографическим методом на хроматографе «Кристалл-2000». Лабораторный аналитический метод позволяет исследовать углеводородные соединения от метана до гексана включительно. По результатам газо-геохимических исследований получена характеристика распределения рассеянных углеводородных газов в приповерхностных отложениях исследуемого участка, строятся карты газонасыщенности по метану, по сумме углеводородных газов, по сумме «тяжелых» углеводородов (фиг.6).

Все пробы, размещенные по всей обследуемой площади, сравнивались с геохимическим аномальным продуктивным фоном нефтяной 224 скважины. Вероятность оценки по набору качественного и количественного соответствия между образцами области исследования и нефтесодержащими образцами установлена хорошей. Величина пороговой вероятности 2-2.5 названа аномальным порогом. Модульные позиции, имеющие величины выше 2.5, считаются характерными для имеющейся углеводородной залежи. Позиции, где полученные величины стремятся к нулю, считаются фоновыми характеристиками и предполагаются как недостаточные для углеводородного накопления. По сходимости геохимических показателей построена карта вероятной нефтеносности (фиг.7).

Проведена количественная и качественная оценка образцов, использована статистическая обработка всего полученного материала с учетом геологических особенностей данного района, структурного строения и тектонических нарушений, фоновых значений газо-геохимических показателей и зоны продуктивной нефтеносности (данными нефтяной 224 скважины) (таблицы 1 и 2, фиг.8 и 9).

Данный способ локального прогноза нефтеносности позволил установить подтверждение наличия нефтяного объекта, получить необходимый для обоснования постановки глубокой скважины практический геологический материал, установлено некоторое смещение аномалии ЕП, МП и поверхностного геохимического ореола углеводородов относительно структуры выявленной по единичным материалам структурного бурения (фиг.10). Рекомендовано бурение глубокой скважины внутри контура аномалии ГГХМ, в зоне перекрытия подтверждаемости максимальной нефтеносности по всем видам исследований комплекса ГГХМ (ранее планируемая под глубокое бурение скважина 224а оказалась расположена в краевой части аномалии ГГХМ, за контуром наиболее продуктивной части залежи УВ).

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разведочных работ за счет получения достоверных данных о продуктивности локальных поднятий при низких затратах на разведочное бурение.

Таблица 1
Зоны	УВ	СН 4		C2 -C4		С 5-С6		Сумм С2-С6	Непр. УВ	СН4 / ТУ	i/nC4	i/nC5	i/nC6	Пред. /нп.
	См 3/кг*10-3
Нефтяная скважина	52,84		34,23		4,47		9,41	13,88	4,73	2	0,4	0,9	5,5	2,9
Поднятие	61,18		32,11		6,32		15,90	22,21	6,86	1,64	0,42	0,81	4,03	4,31
В аномалии ГГХМ	74,75		33,89		8,59		24,09	32,68	8,19	1,41	0,44	0,74	3,29	4,56
В зоне разломов	84,75		39,40		9,89		27,16	37,05	8,30	1,24	0,54	0,77	3,52	4,96
Фоновые значения	30,2		13,14		1,50		4,65	6,15	6,40	0,60	0,30	0,30	0,60	1,20

Таблица 2
Зоны	СН4	С2-С4	С5-С6	Непр. УВ	Пред./нп.
	%
Нефтяная скважина	64,8	8,5	17,8	9	2,9
Поднятие	55,91	10,1	23,69	10,31	4,34
В аномалии ГГХМ	51,16	10,06	28,46	10,34	4,56
В зоне разломов	48,06	11,22	30,48	10,26	4,96
Фоновые значения	73,3	7,8	6,5	12,4	1,2