способ поисков месторождений и залежей нефти и газа

Формула изобретения

1. Способ поисков месторождений и залежей нефти и газа, заключающийся в проведении сейсморазведки МОГТ в глубинной модификации и выделении динамических аномалий, по которым осуществляют прогнозирование и локализацию нефтеподводящих каналов, проведении исследований площадной сейсморазведкой МОГТ в варианте 2D или 3D для трассирования нефтеподводящих каналов, выявлении степени активности нефтеподводящего канала или каналов, для чего на территории выхода нефтеподводящего канала или каналов изучают нестабильность гравитационного поля (НГП) путем проведения разновременных гравиметрических наблюдений на закрепленных на местности пунктах и определения на каждом из них изменений гравитационного поля во времени и при наличии участков повышенной нестабильности гравитационного поля во времени последующем бурении, отличающийся тем, что гравиметрические наблюдения НГП осуществляют по профилям, пересекающим проекцию выделенных сейсморазведкой каналов на земную поверхность, а затем вкрест простирания активного канала или под углом от 60 до 120° бурят горизонтальную скважину и проводят в ней исследования, по результатам которых производят выделение проницаемых приточных зон - искомых нефтеподводящих каналов.

2. Способ поисков месторождений и залежей нефти и газа по п.1, отличающийся тем, что для более обоснованной оценки нефтеперспективности территории предварительно проводят сейсморазведку МОГТ в суперглубинной модификации с временами регистрации 60-90 с.

3. Способ поисков месторождений и залежей нефти и газа по п.1, отличающийся тем, что для выделения в скважине нефтеподводящих каналов или канала проводят геолого-технологические исследования.

4. Способ поисков месторождений и залежей нефти и газа по п.1, отличающийся тем, что для выделения в скважине нефтеподводящих каналов или канала проводят комплекс геофизических исследований.

5. Способ поисков месторождений и залежей нефти и газа по п.1, отличающийся тем, что в пробуренной на нефтеподводящий канал или каналы скважине проводят испытание выделенных каналов на приток для оценки их гидродинамической активности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а более конкретно к группе способов поисков месторождений и залежей нефти и газа.

Традиционные способы поисков залежей нефти базируются в основном на прогнозировании ловушек различного морфогенетического типа геологическими или геофизическими методами и разбуривании подготовленных к бурению ловушек глубокими поисковыми скважинами. Для выявления и подготовки к нефтепоисковому бурению перспективных ловушек чаще всего используют сейсморазведку. При этом определяют гипсометрическое положение потенциального продуктивного горизонта и в наиболее высокой, как правило, точке рекомендуют бурение скважин (Гурвич И.И., Боганик Г.Л. Сейсмическая разведка. М., «Недра», 1980, с.126, 484-485). Указанный способ широко применяется на практике, но он не позволяет прогнозировать нефтегазоносность, кроме того, вследствие погрешностей сейсмических построений значительное количество скважин вскрывают «пустые» структуры.

В ряде случаев для повышения эффективности поискового бурения дополнительно применяют геохимические методы (например, способ по авт.св. СССР № 940117, М. кл. G01V 9/00, заявл. 12.12.80 г., авт.св. СССР № 949608, М. кл. G01V 9/00, заявл. 25.12.80 г.), биогеохимическое тестирование (патент РФ № 2200334, М. кл. G01V 9/00, заявл. 13.03.2002 г.), выявление аномалий типа "залежь", методы сейсмостратиграфии, распознавания образов и др. Однако к желаемому результату они приводят далеко не всегда. Так, эффективность поискового бурения (по нефти) в Волго-Уральской провинции в среднем не превышает 50%. При поисках углеводородов в доюрских комплексах Западной Сибири, с которыми в настоящее время многими исследователями связываются значительные перспективы, она еще ниже и, даже в неплохо изученных по палеозою районах составляет 20-30%.

На основе концепции о том, что каждое нефтяное месторождение состоит из собственно ловушки, глубинного резервуара (как основного поставщика углеводородных флюидов) и нефтеподводящего канала (НПК), связывающего глубинный резервуар с ловушкой, известен способ добычи нефти, в котором предлагается проводить добычу нефти непосредственно из нефтеподводящего канала, соединяющего нефтяную залежь с глубинным резервуаром. Для этого необходимо установить положение нефтеподводящего канала, изолировать его от залежей и извлекать нефть из него непосредственно. В этом способе предварительно определяют положение нефтеподводящего канала, затем бурят скважину до горизонтов, подстилающих нефтеносные пласты, или поверхности кристаллического фундамента. По окружности от забоя основной скважины ниже подошвы нефтенасыщенного пласта бурят горизонтальные скважины, через которые закачивают изолирующее вещество, затем скважину углубляют, после чего проводят ее испытание. Положение нефтеподводящего канала определяют по предварительно проведенным промысловым исследованиям скважин, добывающих нефть из продуктивных горизонтов осадочного чехла, а также по предварительно проведенным геофизическим исследованиям осадочного чехла (патент РФ № 2204700, заявл. 16.05.2002 г., опубл. 20.05.2003 г.). Однако в данном способе не описывается конкретная технология поиска нефтеподводящих каналов.

Наиболее близким по технической сущности является способ поисков месторождений и залежей нефти и газа, заключающийся в установлении нефтегазоперспективности территории по наличию в земной коре глубинных резервуаров, для чего проводят сейсморазведку методом общей глубинной точки (МОГТ) в глубинной модификации и выделение объемных динамических аномалий, и осуществляют прогнозирование и локализацию нефтеподводящих каналов и выявление степени их активности, для чего на территории выхода нефтеподводящего канала изучают нестабильность гравитационного поля путем проведения разновременных гравиметрических наблюдений на закрепленных на местности пунктах и определения на каждом из них изменений гравитационного поля во времени. Затем по наличию участков повышенной нестабильности гравитационного поля во времени судят о современной активности канала и осуществляют бурение поисковой скважины непосредственно на активный нефтеподводящий канал. Прогнозирование и локализацию нефтеподводящих каналов осуществляют на основе сейсморазведки в варианте 2D или 3D (патент РФ № 263935, заявл. 30.12.2003 г., опубл. 10.06.2005 г.).

Этот способ успешно применяется в практике нефтепоисковых работ, однако, для внедрения принципиально новых способов добычи, реализующих отбор нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов, необходима точная их локализация в плане.

Для повышения эффективности поисков нефти предлагается способ, базирующийся на выявлении и локализации глубинных резервуаров и нефтеподводящих каналов. Способ заключается в проведении сейсморазведки МОГТ в глубинной модификации и выделении динамических аномалий, по которым осуществляют прогнозирование и локализацию нефтеподводящих каналов, проведении исследований площадной сейсморазведкой МОГТ в варианте 2D или 3D для трассирования нефтеподводящих каналов, выявлении степени активности нефтеподводящего канала или каналов, для чего на территории выхода нефтеподводящего канала или каналов изучают нестабильность гравитационного поля (НГП) путем проведения разновременных гравиметрических наблюдений на закрепленных на местности пунктах, и определении на каждом из них изменений гравитационного поля во времени и, при наличии участков повышенной нестабильности гравитационного поля во времени, последующем бурении. Для более точного определения степени активности нефтеподводящего канала гравиметрические наблюдения НГП осуществляют по профилям, пересекающим проекцию выделенных сейсморазведкой каналов на земную поверхность, а затем вкрест простирания активного канала или под углом от 60 до 120 градусов бурят горизонтальную скважину, проводят в ней исследования, по результатам которых производят выделение проницаемых приточных зон - искомых нефтеподводящих каналов. Для более обоснованной оценки нефтеперспективности территории проводят сейсморазведку МОГТ в суперглубинной модификации с временами регистрации 60-90 секунд. В пробуренной на нефтеподводящий канал или каналы скважине проводят геолого-технологические (ГТИ) и геофизические (ТИС) исследования и выделение по полученным данным проницаемых приточных зон - искомых нефтеподводящих каналов, проводят испытание выделенных каналов на приток для оценки их гидродинамической активности.

Сущность способа будет понятна из нижеследующего описания и фиг.1 и 2. На фиг.1 изображен временной разрез, полученный по данным глубинной сейсморазведки МОГТ в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. В верхней части разреза указаны пересекаемые профилем нефтяные месторождения. На фиг.2 изображена схема вскрытия нефтеподводящего канала горизонтальной скважиной, где 1 - осадочный чехол, 2 - фундамент, 3 - профиль проектируемой скважины, 4 - нефтеподводящий канал (НПК).

Геолого-геофизическими исследованиями последних лет получены новые данные, свидетельствующие о кардинальных отличиях в строении земной коры нефтегазоносных территорий от территорий, где месторождения нефти и газа отсутствуют. Главным отличием является то, что здесь наблюдаются наклонные или выполаживающиеся с глубиной отражатели, рассекающие всю земную кору и в ряде случаев входящие в верхнюю мантию (Трофимов В.А. Особенности строения земной коры и нефтеносность (первые результаты глубинных сейсмических исследований MOB ОГТ по геотраверсу, пересекающему Волго-Уральскую нефтегазоносную провинцию) // Доклады РАН, 2006, т.410, № 5. - С.651-656).

Отмечаемые же ранее на сейсмических временных разрезах объемные динамические аномалии представляют собой частный случай отображения наклонных отражателей (глубинных взбросо-надвигов) по данным сейсморазведки 2Д. На представленном сейсмическом временном разрезе (фиг.1) наклонные отражатели выделяются вполне уверенно. Практически важным является наметившийся факт связи этих отражателей с субвертикальными динамическими аномалиями. То есть наклонные отражатели и субвертикальные аномалии являются частями одного целого и отображают нефтепод-водящие каналы.

Факты пересечения наклонными отражателями границы Мохо (фиг.1) могут свидетельствовать о том, что глубинные резервуары (как поставщики углеводородных флюидов) находятся в верхней мантии - то есть на глубинах более 40-50 км. Экспериментальные данные по абиогенному синтезу углеводородов могут свидетельствовать (Кучеров В., Флид В. «Нефть возобновляемая» //Химический журнал, январь-февраль, 2009. - С.48-53) о том, что благоприятные для этого условия могут возникать на глубинах 50-250 км.

Отсюда следует практически важный вывод: для более уверенного выявления глубинных резервуаров и нефтеподводящих каналов и, на этой основе, для более обоснованной оценки нефтеперспективности территории целесообразно проведение сейсморазведки МОГТ в суперглубинной модификации с временами регистрации до 60-90 секунд, что обеспечило бы глубинность исследований порядка 200-300 км.

Следующим принципиальным моментом является форма нефтеподводящих каналов. В разрезе они имеют листрическую форму, то есть субвертикальны в верхней части и выполаживаются с глубиной. В плане же нефтеподводящие каналы, являясь частью тектонических нарушений, представляют собой линейные или, по крайней мере, существенно не изометричные структуры. Их протяженность по горизонтали может измеряться километрами или десятками километров, в то время как их толщина (опять же по горизонтали) может исчисляться первыми метрами.

Понятно, что точная локализация таких объектов сейсморазведкой сопряжена со значительными трудностями: если сам факт наличия канала и его простирание сейсморазведкой определяются без особых проблем, то погрешность определения толщины этого канала и его положения вкрест простирания из-за физических ограничений сейсмического метода будут значительны. Вследствие этого целенаправленное вскрытие нефтеподводящих каналов поисковыми вертикальными скважинами сопряжено с большими трудностями.

Таким образом, для обнаружения глубинных резервуаров и прогнозирования на этой основе нефтеперспективности территории проводят глубинную сейсморазведку методом общей глубинной точки (МОГТ) по методике, обеспечивающей изучение земной коры на всю ее мощность или, предпочтительнее, в суперглубинной модификации, с временами регистрации до 60-90 секунд, получая информацию до глубин 200-300 км. Обработка данных проводится с сохранением истинных соотношений амплитуд и должна обеспечить выявление аномалий, отображающих глубинный резервуар.

Обнаруженные глубинной или суперглубинной сейсморазведкой нефтеподводящие каналы трассируют по площади сейсморазведкой в варианте 2D или 3D. Лучшие результаты могут быть достигнуты сейсморазведкой 3D. В результате специализированной обработки на временных разрезах выявляют субвертикальные динамические аномалии и наклонные отражатели, отображающие нефтеподводящие каналы. Места выходов нефтеподводящих каналов к региональной покрышке наиболее перспективны для поисков нефти и последующей добычи.

По нескольким профилям, пересекающим проекцию выделенных сейсморазведкой каналов на земную поверхность, проводят гравиметрические наблюдения по методике изучения нестабильности гравитационного поля (НГП), заключающейся в проведении многократных гравиметрических измерений на закрепленных на местности пунктах, определении на каждой из них изменений гравитационного поля во времени. По результатам измерений выявляют участки повышенной нестабильности гравитационного поля и по ним судят о современной активности канала. Если канал активен и по нему происходит перемещение углеводородных флюидов, то гравитационное поле в этом месте характеризуется повышенной нестабильностью во времени. На территориях, где нефтегазоносность не доказана, гравиметрические наблюдения целесообразно комплексировать с геохимической съемкой.

В случае установления активности НПК осуществляют бурение горизонтальной скважины вкрест простирания выявленного активного канала или в диапазоне углов от 60 до 120 градусов. При этом горизонтальная скважина играет поисковую роль: в ней проводят геолого-технологические (ГТИ) и геофизические (ГИС) исследования и выделение по полученным данным проницаемых приточных зон - искомых нефтеподводящих каналов, а затем проводят испытания выделенных каналов на приток для оценки их гидродинамической активности.

Исходя из вышеизложенного, для реализации заявляемого способа предлагается следующая технологическая цепочка.

1. Глубинная или суперглубинная сейсморазведка МОГТ по региональным (регионально-зональным) профилям для определения факта наличия нефтеподводящих каналов.

2. Площадная сейсморазведка МОГТ в варианте 2D или 3D для трассирования нефтеподводящих каналов (или зон нефтеподводящих каналов) по площади.

3. Гравиразведка НГП по профилям, пересекающим проекцию выделенных сейсморазведкой канала или каналов на земную поверхность для определения степени их активности.

4. Горизонтальное бурение вкрест простирания выделенного активного канала или под углом от 60 до 120 градусов.

5. Проведение геолого-технологических (ГТИ) и геофизических (ГИС) исследований скважины и других методов исследования для выделения искомых нефтеподводящих каналов. Проведение испытания выделенных каналов на приток для оценки их гидродинамической активности.