Способ поиска нефтегазоносных территорий

 

Использование: при поиске нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Сущность: учитывают особенности формирования групп залежей углеводородов большой и малой площадей путем определения фрактальной размерности D их латеральных простираний. Фрактальная форма разведанных латеральных простираний месторождений углеводородов проявляется во фрактальных свойствах их контуров. Площадь F, заключенная внутри контура, фрактально зависит от длины контура (периметра) U : F = F₀ - U^E, где показатель Е связан с фрактальной размерностью контура соотношением Е = 2/D_e и соответственно с фрактальной размерностью D_S = D_e+1 поверхности месторождения. Анализируя зависимость F(U), выявляют значения критических величин площади и контура месторождений переходного - от мелких к крупным - типа, затем объединяют общим контуром на карте в группы близкорасположенные залежи переходного типа и подсчитывают в пределах каждого общего контура суммарную площадь месторождений всех типов. После этого сравнивают суммарную площадь с характерной для исследуемой территории средней площадью крупного месторождения углеводородов, и в случае дефицита площади участок территории в пределах общего контура группы месторождений переходного типа на карте, не занятый месторождениями, считается перспективным, причем площадь предполагаемого месторождения оценивается величиной, большей величины обнаруженного дефицита площадей. Технический результат: повышение эффективности прогноза нефтегазоносности исследуемой площади посредством выбора оптимального варианта мест заложения поисково-разведочных буровых скважин. 2 ил.

Изобретение относится к способам разведки месторождений полезных ископаемых, а именно к способам разведки углеводородов, и может найти применение при поиске нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Известна ориентация нефтегазогеологического районирования и поисково-разведочных работ на открытие новых гигантских и крупных месторождений углеводородов [1-3] , начальные разведанные запасы которых составляют более чем две трети от общеизвестных. Однако более высокий коэффициент удачи в открытии этих объектов (который, например, для СССР составлял 34% [2]) способствовал их относительно быстрому, по сравнению со средними и малыми месторождениями, обнаружению и постановке на учет. А это, в свою очередь, в настоящее время существенно снизило вероятность обнаружения крупного или гигантского месторождения, по крайней мере, в ловушках антиклинального типа, расположенных на глубине до 3 км.

Установлено [3], что решающими факторами в оценке потенциала нефтегазоносности территории являются те, которые обуславливают в целом более быстрое протекание процесса формирования залежей, усиливая генерационные и аккумуляционные процессы, увеличивая скорость миграции флюидов, увеличивая их быстрое поступление в ловушки, а также те, которые препятствуют рассеиванию и деструкции углеводородов. В зависимости от оптимальности сочетания скорости осадконакопления, близости очагов генерации и зон аккумуляции углеводородов, величины температурного градиента, аномально высоких давлений и пьезоминимумов образуются консолидированные или рассредоточенные месторождения. Например, для основных нефтегазосодержащих комплексов Западной Сибири диапазон скоростей нарастания осадков соответствует 20-100 м/млн.лет, причем районам с рассредоточенными месторождениями соответствуют граничные (минимальные и максимальные) значения скорости осадконакопления, а крупным - средняя величина (40-60 м/млн.лет). Тем не менее, определение признаков перспективности конкретной территории на нефтегазоносность с учетом вышеперечисленных факторов всякий раз является специфической задачей ввиду индивидуальности подхода к процедуре оптимизации определяющих факторов.

Известен способ выявления фрактальной структуры и четко выраженного характерного масштаба локализованных природных образований, например, облаков [4] , позволяющий оценивать вероятность реализации исследуемого события (например, выпадение града) в зависимости от критического значения фрактальной формы природных образований. Недостатком известного способа является невозможность оценки вероятности реализации исследуемого события для образований в соседних областях пространства без получения дополнительной экспериментальной (диагностической) информации об этих образованиях.

Известен способ определения нефтегазоносности [5], заключающийся в том, что в пределах выявленной локальной геологической структуры осуществляют бурение двух структурных скважин - в своде и на контуре замыкания структуры, из которых отбирают пробы горных пород и измеряют содержание в них углеводородов.

Недостатком данного способа является относительно невысокая степень достоверности результатов бурения, обусловленная большим (десятки километров) простиранием контура замыкания нефтегазоносной структуры. Создается возможность вскрытия какой-либо периферийной скважиной толщи вмещающих горных пород вместо продуктивного пласта. Поэтому, для повышения эффективности буровых работ требуется увеличить количество буровых скважин на контуре замыкания структуры, а это приводит к повышению затрат на разведку месторождения.

Задачей изобретения является повышение эффективности прогноза нефтегазоносности исследуемой площади посредством выбора оптимального варианта мест заложения поисково-разведочных буровых скважин.

В предложенном способе для определения перспективности территорий на нефтегазоносность, учитывают особенности формирования групп залежей углеводородов большой и малой площадей путем определения фрактальной размерности D их латеральных простираний. Фрактальная размерность D характеризует любую самоподобную систему: при изменении линейных размеров в f раз фрактальная величина (например, "длина" контура или "площадь" поверхности) изменяется (при любом f) в f^D раз. Значение фрактальной размерности поверхности D_s заключено между 2 и 3 (размерность D_s = 2 имеют гладкие поверхности), в то время как фрактальные размерности контурной линии заключены в пределах 1 ≤ D_e ≤ 2 (D_e = 1 соответствует гладким линиям). Плоское сечение фрактальной поверхности имеет размерность D_e = D_s - 1 [4].

Фрактальная форма разведанных латеральных простираний месторождений углеводородов проявляется во фрактальных свойствах их контуров. Площадь F, заключенная внутри контура, фрактально зависит от длины контура (периметра) U: F= F_o·U^E, где показатель E связан с фрактальной размерностью контура соотношением E = 2/D_e и соответственно с фрактальной размерностью D_s = D_e + 1 поверхности месторождения. Анализируя зависимость F(U) выявляют значения критических величин площади и контура месторождений переходного - от мелких к крупным - типа, затем объединяют общим контуром на карте в группы близкорасположенные залежи переходного типа и подсчитывают в пределах каждого общего контура суммарную площадь месторождений всех типов. После этого сравнивают суммарную площадь с характерной для исследуемой территории средней площадью крупного месторождения углеводородов и в случае дефицита площади участок территории в пределах общего контура группы месторождений переходного типа на карте, не занятый месторождениями считается перспективным, причем площадь предполагаемого месторождения оценивается величиной, большей величины обнаруженного дефицита площадей.

Далее сущность изобретения поясняется чертежами, на которых изображено: - на фиг. 1 - зависимость между площадью, заключенной внутри контура, и периметром контура для месторождений углеводородов северо-западной части Томской области Западной Сибири в дважды логарифмических координатах; - на фиг. 2 - карта-схема разведанных и эксплуатируемых месторождений и перспективных территорий.

Практическая реализация предложенного способа иллюстрируется примером проведения поисково-разведочных работ на нефтегазоносной площади в зоне геолого-экономических интересов ОАО "Томскнефть" и ОАО "Томскгазпром" (Томская, Омская, Новосибирская области и Ханты-Мансийский автономный округ).

На фиг. 1 в дважды логарифмических координатах показана зависимость площади F месторождений, заключенной внутри контура, от периметра U контуров месторождений углеводородов. Точки, соответствующие степенному закону, располагаются на прямой с угловым коэффициентом E = 2 (то есть D_e = 1). Следовательно это, контуры гладкие. Точки, соответствующие большим контурам, располагаются на другой прямой с угловым коэффициентом Е = 1.5, то есть D_e = 1.33, что свидетельствует о фрактальной структуре больших контуров.

При обработке данных о 64-х месторождениях получены следующие результаты: 1) при меньших значениях U фрактальная размерность D^<_e 1.0 ± 0.1 (D^>_s 2.0 ± 0.1), (U>U₀) описывает плавную форму; 2) при больших значениях U фрактальная размерность D^<_e 1.38 ± 0.1 (D^>_s 2.38 ± 0.05), (U>U₀) описывает фрактальную форму, 3) относительно резкий переход в точке U = U₀, указывает на существование характерной длины L = U₀/π = 7 ± 2 км месторождений, что соответствует определенным значениям критической площади F = 15-40 км² и критического периметра U = 20-25 км.

Таким образом, для исследуемой территории к месторождениям переходного - от мелких к крупным - типа относятся месторождения, характеризуемые следующим соотношением величин площади и контура: F/U = 27_-12 км²/22_-2 км.

На фиг. 2 показано 20 группировок месторождений углеводородов (поз. 1), из них 13-ть содержит месторождения переходного типа (поз. 2), из них 6-ть включают районы, перспективные на нефтегазоносность (поз. 3). В группировках этого типа суммарная площадь месторождений в пределах каждого общего контура существенно меньше характерной для данной территории средней площади крупного месторождения Σ F < F_k ~300 км ± 50 км². Прогнозируемая площадь предполагаемого месторождения оценивается величиной, большей величины обнаруженного дефицита площадей: F_прог = F_k-Σ011F, например, для группы месторождений поз. 4 величина F_прог > 160 км².

Таким образом, бурение структурных и поисково-разведочных скважин в перспективных районах фрактальной группировки месторождений повышает достоверность прогноза нефтегазоносности исследуемой территории и снижает финансовые, материальные и трудовые затраты на поиск и разведку месторождений углеводородов.

Источники информации 1. Carmalt S.W. John B.St. Giant oil and gas fields. - New York, 1986. - p. 12-53; 2. Основные закономерности размещения углеводородных скоплений в СССР и за рубежом (Г. А. Габриелянц, Г.Х. Дикенштейн, М.И. Лоджевская, А.А. Размышляев). - М., 1989. - 42 с.- (Геол., методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Обзор /ВНИИ экон. минер. Сырья и геол. - развед. работ (ВИЭМС)); 3. Лаврушко И.П. Решающие факторы формирования и критерии поиска крупных месторождений нефти и газа. - М., 1988, - 47 с. - (Геол., методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Обзор /ВНИИ экон. минер. Сырья и геол. - развед. работ (ВИЭМС));
4. Рис Ф. Вальдфогель А. Анализ фрактальной размерности облаков с мощными конвективными токами /Фракталы в физике: Труды VI международного симпозиума по фракталам в физике (МЦТФ, Триест, Италия, 9-12 июля, 1985): Пер. с англ. /Под ред. Л. Пьетронеро, Э. Тозатти. - М.: Мир, 1988. - с. 644-649;
5. А.с. N 602903. МКИ G 01 V 9/00. Способ определения перспектив нефтегазоносности. Б.И. N 14-78 г.

Формула изобретения

Способ поиска нефтегазоносных территорий, включающий выявление геологических структур, перспективных в отношении к нефтегазоносности, выбор места заложения, бурение поисково-разведочных скважин и отбор проб для проведения качественного и количественного анализа содержащихся в них углеводородов, отличающийся тем, что в пределах исследуемой территории определяют фрактальную размерность площадей всех разведанных месторождений углеводородов, выявляют значения критических величин площади и контура месторождений переходного типа, объединяют общими контурами на карте в группы близкорасположенные залежи переходного типа, подсчитывают в пределах каждого общего контура суммарную площадь месторождений всех типов, сравнивают суммарную площадь с характерной для исследуемой территории средней площадью крупного месторождения углеводородов, в случае дефицита суммарной площади на участках территории в пределах общих контуров групп месторождений переходного типа, не занятых месторождениями, бурят поисково-разведочные скважины.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2