Способ поиска залежей углеводородов

Изобретение относится к поиску месторождений нефти и газа и может быть использовано для обнаружения углеводородного сырья в карбонатных породах фундамента нефтегазоносных рифтогенных осадочных бассейнов. Технический результат: повышение точности определения залежей в карбонатных породах фундамента при упрощении и сокращении затрат. Сущность: отбирают образцы с нефтегазоносных площадей с карбонатным фундаментом, соседствующим с погребенным континентальным палеорифтом. Измеряют их магнитную восприимчивость. По появлению значений магнитной восприимчивости в интервале 13,0·10⁶-31,0·10⁶ судят о наличии залежей.

 

Изобретение относится к способам поиска месторождений нефти и газа и может быть использовано для обнаружения углеводородного сырья в карбонатных породах фундамента нефтегазоносных рифтогенных осадочных бассейнов.

Известен способ обнаружения нефтегазоносных толщ, заключающийся в определении по показаниям газокаротажной станции появления газа в глинистом растворе, насыщенном газом, выходящим на поверхность в процессе бурения скважины (Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра. 1978. С.35-36).

Однако такой способ не позволяет с достаточной точностью прогнозировать приближение к нефтяным залежам, т.к. появление газа при бурении скважин зависит от породы, в которой производят бурение.

Известен способ прогнозирования нефтяного пласта, заключающийся в отборе образцов породы в процессе бурения и измерении их магнитной восприимчивости (Гринкевич Г.И. Магниторазведка. М.: Наука. 1970. С.165-166).

Такой способ также не позволяет достаточно точно определять приближение к нефтяному пласту. Это связано с тем, что изменение магнитной восприимчивости от глубины при бурении скважин происходит незначительно.

Известен способ прогнозирования перспективности площадей на нефть и газ, заключающийся в отборе проб в пределах поискового участка, измерении магнитных параметров, нагреве пробы до температуры 450-500°, затем проведении повторного измерения магнитных параметров и сравнения измеренных значений параметров до и после нагрева. По результатам сравнения судят о наличии месторождений нефти или газа. При этом отбор проб ведут из верхнего слоя почвенного горизонта, а нагрев ведут в присутствии окислителя. Кроме того, дополнительно отбирают фоновые пробы и измеряют их магнитные параметры, затем сравнивают отношение значений измеренных параметров проб до и после нагрева со значением параметра фоновой пробы. При превышении значения отношения более чем в 2 раза судят о наличии перспективности площадей на нефть и газ. В качестве магнитных параметров выбирают магнитную восприимчивость, и/или остаточную намагниченность насыщения, и/или намагниченность насыщения. В качестве окислителя при нагреве проб используют кислородсодержащую среду. Способ используют для экспрессной оценки перспективности выявленных геологических структур до постановки на них глубокого разведочного бурения (патент на изобретние РФ № 2215309, МПК G 01 V 9/00).

Однако данный способ неприменим для прогноза залежей углеводородов в глубоко залегающих породах фундамента.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ прогнозирования приближения к нефтяному пласту, заключающийся в отборе образцов породы в процессе бурения, измерении их магнитной восприимчивости при обычной температуре среды, затем нагреве до температуры не менее 300°С, охлаждении до первоначальной температуры и повторном измерении магнитной восприимчивости. И по возрастанию величины отношения измеренных параметров судят о приближении к нефтяному пласту (а.с. СССР № 911428, МПК G 01 V 9/00).

Однако данный способ характеризуется трудоемкостью.

Задачей изобретения является повышение точности определения залежей углеводородного сырья в карбонатных породах фундамента при упрощении и сокращении затрат.

Поставленная задача решается тем, что в способе поиска залежей углеводородов, заключающемся в отборе образцов породы в процессе бурения и измерении их магнитной восприимчивости, по которым судят о наличии залежей, согласно изобретению образцы породы отбирают с нефтегазоносных площадей с карбонатным фундаментом, соседствующим с погребенным континентальным палеорифтом, выявляют зоны развития анкерита (железистого доломита) в карбонатных отложениях фундамента по появлению значений магнитной восприимчивости в интервале 13,0·10⁶-31,0·10⁶, по которым судят о наличии залежей, где проводят соответствующие испытания скважин на нефте- и газопритоки.

Способ реализуется следующим образом.

В границах месторождений углеводородного сырья, сосредоточенных в породах осадочного чехла и локализованных в ископаемых палеорифтах, производят замеры магнитной восприимчивости шлама карбонатных пород фундамента в процессе бурения скважин. Выделяют интервалы глубин, где значения магнитной восприимчивости отличаются от нулевых и составляют 13,0·10⁶-31,0·10⁶. Отождествляют такие аномалии с зонами газонефтенасыщенных карбонатных коллекторов фундамента, где проводят необходимые испытания ствола скважины на нефте- и газопритоки.

Такой подход обусловлен тем, что карбонатные породы, сложенные кальцитом, редко арагонитом, не обладают магнитной восприимчивостью и сами по себе в сильно метаморфизованных толщах фундамента коллекторами не являются. Только после возникновения в них вторичной пористости при гидротермально-метасоматической анкеритизации (доломитизации) и сопряженных процессах выщелачивания карбонатные отложения приобретают высокие фильтрационно-емкостные характеристики и магнитную восприимчивость.

Нами установлено, что в условиях тектоно-гидротермальной активизации погребенного палеорифта Западно-Сибирской плиты сформирование коллекторов в карбонатных породах фундамента и их насыщение углеводородами (УВ) происходило одновременно под действием одних и тех же горячих (t до 200°С) растворов. Последние имели низкие значения рН, были обогащены Mg, Fe, Mn и другими элементами, а также углеводородными флюидами. Битумы мобилизовались из нефтематеринских пород осадочного чехла нисходящими потоками терм в кровельную часть доюрского комплекса по ослабленным направлениям. Следствием этого, в частности, является метасоматическое замещение кальцита (СаСО₃) известняков не просто доломитом (CaMg(СО₃)₂), а кристаллизующимся в структурном мотиве доломита. анкеритом - Ca(Mg,Fe)(СО₃)₂. Анкеритами называются все доломиты с заметным содержанием железа в кристаллической решетке (Ридер Р.Дж. Кристаллохимия тригональных карбонатов // Карбонаты. Минералогия и химия. М.: Мир, 1987. С.13-68), т.е. железистые доломиты. Реальность развития такого процесса подтверждается экспериментальными работами (Сыромятников Ф.В., Воробьев И.М. Экспериментальные исследования по замещению кальцита анкеритом // Геология рудных месторождений. 1974. № 1. С.78-82), в которых установлено, что кислые (рН 5) гидротермальные растворы, содержащие ионы Mg⁺² и Fe⁺², при повышенном давлении (500 кг/см²) и температурах 100-200°С преобразовывают кальцит в анкерит. По мнению этих исследователей для генезиса анкерита очень важны изменения рН равновесного ему раствора. В условиях погребенных палеорифтов, испытавших тектоно-гидротермальную активизацию, это легко реализуется в почти закрытой природной системе «кислый раствор - известняк» на границе пород фундамента и осадочного чехла. В итоге там возникают нефтенасыщенные метасоматические железистые доломиты (анкериты), переходящие участками в известняки анкеритизированные. Сочетание насыщенных УВ коллекторов и флюидоупоров - слабо проницаемых толщ перекрывающего осадочного чехла - представляет собой природный резервуар, обнаружение которого в нефтегазоносных районах чрезвычайно важно.

Общеизвестно, что ионы (СО₃)^-2, Са⁺², Mg⁺² являются диамагнитными. Следовательно, их присутствие сказывается в уменьшении значения магнитной восприимчивости пород и минералов. Если же порода целиком состоит из этих компонентов (известняки, собственно доломиты) их магнитная восприимчивость практически равна нулю. Магнитные свойства вторичных коллекторов в карбонатных толщах определяются прежде всего содержанием Fe⁺², т.е., как было показано в нашем случае, интенсивностью анкеритизации и параллельного нефтенасыщения известняков фундамента. Значения магнитной восприимчивости анкеритов лежат в пределах от 13,0·10⁶ до 31,0·10⁶ (Винокуров В.М. Химический состав и магнитные свойства сидерита и анкерита // Записки Всес. минер. об-ва. 1960. Ч.89. Вып.1. С.98-102).

Таким образом, в нефтегазоносных областях - рифтогенных осадочных бассейнах, испытавших тектоно-гидротермальную активизацию, - наиболее перспективными участками карбонатного фундамента на жидкие УВ являются зоны вторичной (гидротермально-метасоматической) анкеритизации известняков.

Способ позволяет целенаправленно проводить испытания скважин и устанавливать новые перспективные на углеводородное сырье участки карбонатного фундамента, сопряженного с палеорифтами.

Способ поиска залежей углеводородов, заключающийся в отборе образцов породы в процессе бурения и измерении их магнитной восприимчивости, по которым судят о наличии залежей, отличающийся тем, что образцы породы отбирают с нефтегазоносных площадей с карбонатным фундаментом, соседствующим с погребенным континентальным палеорифтом, а о наличии залежей судят по значениям магнитной восприимчивости из интервала 13,0·10⁶-31,0·10⁶.