Способ прогнозирования нефтеносности терригенных разрезов скважин

 

Использование: для выявления нефтеносных пластов в разрезах терригенных пород, вскрытых поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами. Сущность изобретения: проводят сплошной отбор керна или шлама горных пород с привязкой их по глубине, методом электронного парамагнитного резонанса определяют в образцах фоновое содержание двухвалентного марганца в кристаллах минералов, имеющих кубическую симметрию, и содержание двухвалентного марганца, выделяют интервалы глубин, соответствующие образцам с повышенным содержанием марганца, и рекомендуют их к испытанию для получения притоков нефти. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

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 ΔC 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.

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.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2