способ прогнозирования нефтеносности терригенных разрезов скважин

Формула изобретения

1. Способ прогнозирования нефтеносности терригенных разрезов скважин, включающий отбор и исследование образцов горных пород, отличающийся тем, что в процессе бурения скважины в перспективном на обнаружение нефти интервале глубин производят сплошной отбор керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, формируют дискретную выборку образцов горных пород, перекрывающую весь перспективный интервал глубин, последовательно исследуют образцы, образующие выборку, методом электронного парамагнитного резонанса, определяют содержание в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией, измеряют в образцах фоновое содержание двухвалентного марганца и фиксируют образцы с повышенным содержанием двухвалентного марганца, а интервалы глубин разреза, соответствующие образцам с повышенным содержанием двухвалентного марганца, рекомендуют к испытаниям в скважине для получения притоков нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что увеличивают степень дискретности выборки образцов для исследований и последовательно приближают оценки содержания двухвалентного марганца в образцах от максимального содержания до фонового.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области газонефтяной геологии, в частности к выявлению и изучению нефтеносности пластов в разрезах поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, бурящихся на нефть и газ.

Известен способ прогноза и выявления нефтеносности горных пород, включающий бурение скважины, отбор образцов горных пород, проведение геофизических исследований скважин (ГИС), интерпретации данных исследований образцов и ГИС, испытание скважин с целью получения притока нефти (В.Н.Дахнов. Геофизические методы изучения нефтегазоносности коллекторов. М. Недра, 1975, 344 с.).

Однако указанный способ прогноза нефтеносности не позволяет оперативно выявлять интервалы разреза как нефтеносные в процессе бурения скважины из-за необходимости оценки фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов по данным исследований образцов, проведения методов ГИС в скважине, оценки характера насыщения пород по данным комплекса ГИС. Кроме того, осуществление известного способа связано с необходимостью получения достоверной дополнительной информации.

Наиболее близким к предлагаемому является способ прогнозирования нефтеносности геологических разрезов скважин на основе изучения геохимии урана залежей углеводородов, включающий отбор образцов горных пород, исследование образцов на аналитической установке МЗН-1М методом определения урана по запаздывающим нейтронам, расчет фонового содержания урана С_ф в горных породах, исходя из кларковых значений урана в основных минеральных компонентах горной породы с учетом их парциальных долей в породе, измерение содержания урана C_U в образце с требуемой погрешностью, сравнение фонового и измеренного содержания урана в горных породах разреза скважины и выявление интервалов глубин разреза, к которым приурочены отличия C содержания урана в горных породах C_U от фоновых значений С_ф, причем интервалы глубин разреза скважины, для которых выполняется условие С_U меньше С_ф, характеризуются как горные породы пласты-коллекторы, содержащие нефть (Ю.М.Столбов, Ю.А.Фомин, Т.Х.Бахретдинов, Н. Ф. Столбова. Геохимия урана залежей углеводородов. В сборнике "Нетрадиционные методы геохимических исследований на нефть и газ", М. изд. ин-та ВНИИГеоИнформСистем Мингео СССР, 1989, с.61-73).

Недостатками известного способа являются необходимость использования аналитической установки МЗН-3 с полупроводниковым детектором гамма-спектроскопии для измерения в образцах горных пород с требуемой точностью содержания алюминия, натрия, кальция, магния, марганца и титана для расчета значений фонового содержания урана С_ф в образце, относительная сложность применяемых установок типа МЗН-1М и МЗН-3, а также невозможность определения валентности основных породообразующих элементов, что особенно важно при рассмотрении этих элементов как индикаторов вполне определенных геохимических процессов, связанных с формированием или разрушением залежей нефти, т.е. при прогнозе и выявлении нефтеносности определенных интервалов глубин разреза скважины.

Технический результат повышение достоверности прогноза нефтеносности разрезов скважин.

Технический результат достигается тем, что в процессе бурения скважины в перспективном на обнаружение нефти интервале глубин производят сплошной отбор керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, формируют дискретную выборку образцов горных пород, перекрывающую весь перспективный интервал глубин, последовательно исследуют образцы, образующие выборку, методом электронного парамагнитного резонанса, определяют содержание в образцах двухвалентного марганца, содержащегося в кристаллах минералов с кубической симметрией, измеряют в образцах фоновое содержание двухвалентного марганца и фиксируют образцы с повышенным содержанием двухвалентного марганца, а интервалы глубин разреза, соответствующие образцам с повышенным содержанием двухвалентного марганца, рекомендуют к испытаниям в скважине для получения притоков нефти.

Кроме того, с целью уточнения интервала глубин залегания нефтеносного пласта увеличивают степень дискретности выборки образцов для исследований и последовательно приближают оценки содержания двухвалентного марганца в образцах от максимального содержания до фонового.

Для исследования геохимических процессов, связанных с формированием или разрушением залежей углеводородов нефтяного ряда, в настоящее время широко используют физико-химические методы исследований горных пород.

Установлено, что для нефтяных месторождений характерны изменения окислительно-восстановительной обстановки, в первую очередь приводящие к изменению минералогического состава горных пород-коллекторов нефти. Поэтому выявлены и изучены физико-химические свойства некоторых породообразующих элементов, например Mn²⁺ (двухвалентного марганца), который является наиболее информативным индикатором (в совокупности с Fe²⁺ и др.) изменений в терригенных горных породах-коллекторах, содержащих нефть в промышленных масштабах. Корреляционная связь Mn²⁺ с другими металлами и их соединениями, являющимися индикаторами наличия нефти в горных породах-коллекторах, доказана проведенными ранее исследованиями. Таким образом, установленная связь повышенных содержаний Mn²⁺ в горных породах с их нефтеносностью является необходимым и достаточным условием для прогноза нефтеносности терригенных разрезов скважин, бурящихся на нефть и газ.

С точки зрения теории ЭПР ионы Mn²⁺ могут быть разделены на две группы, отличающиеся симметрией кристаллических решеток, в которые они внедрены. На фиг. 1 изображены для примера два спектра: спектр а) относится к иону, находящемуся в решетке кубической симметрии, а спектр б) к искаженной кубической решетке. Высокоспиновые ионы Mn²⁺ имеют d⁵ электронную конфигурацию с нулевым орбитальным моментом (S-состояние). Все эффекты в спектре ЭПР таких ионов связаны с различной величиной расщеплений в нулевом магнитном поле D и E (так называемая тонкая структура). В кристаллах кубической симметрии D и E равны нулю, а в кристаллах с искаженной кубической симметрией D и E могут принимать значения порядка кванта приборного генератора. На использованном нами спектрометре X-диапазона не все переходы тонкой структуры могут наблюдаться. Следует отметить, что большие величины концентраций Mn²⁺ наблюдаются в песчаниках, для которых характерен спектр а) кубическая решетка. Интенсивность спектров б), регистрируемых в глинах, значительно меньше.

На фиг.1 приведены спектры сигналов электронного парамагнитного резонанса (ЭПР), полученные при исследовании образцов горных пород (шлама или керна): а) спектр сигнала ЭПР для иона Mn²⁺, находящегося в кристалле с кубической симметрией решетки, б) спектр сигнала ЭПР для иона Mn²⁺, находящегося в кристалле с искаженной кубической решеткой.

На фиг.2 представлена схема реализации предлагаемого способа, полученная при исследовании методом ЭПР образцов, отобранных в процессе бурения скважины 6 месторождения Кожа.

Пример. Исследовались образцы горных пород шлама и керна из скважин нефтяных месторождений Кемерколь, Кожа Южный, Онгар Восточный, Таган Южный и Кырыкмылтык, в которых продуктивны терригенные отложения триасового и нижнемелового возраста.

Каждый образец (керн) горной породы из дискретной выборки, составляемой по глубине 4 точки из 5 метрового интервала, подвергался сушке при t 105^oС до постоянного веса, чтобы избежать влияния влажности на чувствительность спектрометра. Размельченная порода помещалась в кварцевые ампулы диаметром 4 мм. Спектры ЭПР регистрировались на радиоспектрометре E-12 фирмы "Varian" с использованием двойного резонатора. В одном из резонаторов находился исследуемый образец, а во втором эталон для контроля общей добротности, незначительно изменявшейся при смене образцов.

Спектры ЭПР регистрировались как при нормальной температуре, так и при температуре жидкого азота. Для проведения измерений при 77К использовался кварцевый сосуд Дьюара.

Концентрация ионов Mn²⁺ определялась по эталону ВИСИ-3.

После окончания измерений содержания Mn²⁺ во всех образцах выборки, характеризующего перспективный интервал глубин разреза, изображают диаграмму изменения содержания Mn²⁺ по глубине скважины. Затем фиксируют относительно фоновых содержаний Mn²⁺ образцы с повышенным содержанием Mn²⁺, которые привязывают к определенным интервалам глубин скважины, а выделенные интервалы глубин рекомендуют к испытаниям в скважине с целью получения притоков нефти. Если необходимо уточнить интервал глубин залегания нефти, то дискретность выборки (шаг отбора образцов на исследование методом ЭПР) увеличивают, т.е. выполняют большее число исследований образцов на 1 м, например 2 исследования образцов на 1 м разреза скважины.

Предлагаемый способ прогнозирования нефтеносности терригенных разрезов скважин позволяет оперативно получать информацию о продуктивности разреза в процессе бурения скважины, что увеличит информативность в целом по каждой скважине.

Применение данного способа позволит увеличить экономическую эффективность геологоразведочных работ на нефть, причем экономия составит не менее 500 тыс. руб. на скважину.