Способ прогноза залежей углеводородов

Изобретение относится к области газогеохимических поисков нефтегазовых месторождений и может быть использовано при поисковых работах на нефть и газ. Сущность: последовательно отбирают пробы подпочвенных газов из шпуров на двух горизонтах: верхнем (0,3-0,4 м) и нижнем (0,8-1,0 м), предварительно герметизируя каждый интервал от атмосферы. Проводят газогеохимический анализ на содержание метана и тяжелых углеводородов. При превышении концентраций газов их фоновых значений не менее чем в 2 раза и увеличении концентраций на нижнем горизонте относительно верхнего не менее чем в 1,5 раза делают вывод о положительном прогнозе залежи углеводородов. Технический результат: повышение эффективности прогноза. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к области газогеохимических поисков нефтегазовых месторождений и может быть использовано при поисковых работах на нефть и газ, основанных на определении количества углеводородных газов из нефтяных и газовых месторождений в подпочвенном слое района, где общие геологические и геофизические признаки положительно характеризуют возможность обнаружения нефтегазовых залежей.

Известен метод поиска нефти и газа посредством сейсморазведки, однако он дорог и длителен, так как требует бурения множества скважин и сейсмических исследований. Часто предварительно для оценки нефтегазоностности используют геохимические или газогеохимические методы исследования.

Газогеохимические методы поиска месторождений нефти и газа используются, начиная с 30 годов прошлого столетия. Они основаны на теории миграции флюидов и газа из недр к поверхности. Если в недрах расположена залежь нефти и газа, то на поверхности земли формируются аномальные поля углеводородных газов. Эти газы отбираются в пробоотборники и анализируются на газовых хроматографах.

Главное преимущество газогеохимического метода заключается в быстроте и низкой стоимости эксперимента. Недостатком является сложность интерпретации полученных результатов, так как из-за подвижности газов трудно выяснить местонахождение их источника. Кроме того, на поверхности земли формируются микробные газы, которые по составу могут быть схожими с газами нефтегазовых месторождений, а по количеству даже превосходить их. Это и другие проявления затрудняют выполнение корректного газогеохимического прогноза.

Известен геохимический способ поисков углеводородов, заключающийся в отборе проб в каждой точке наблюдения из верхнего гумусового горизонта (Al) и обогащенного железомарганцевыми соединениями горизонта (С), причем из пробы горизонта (Al) производят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов, связанных с органическими соединениями почвы, из пробы слоя (С) производят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов, связанных с железомарганцевыми соединениями. Кроме того, в той же точке в естественном залегании или из отобранных проб одного из указанных горизонтов под действием постоянного электрического тока производят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов в электроподвижных формах, определяют концентрацию заранее установленных элементов-индикаторов в каждом из экстрактов, выявляют участки совпадения зон с аномальными концентрациями наиболее контрастных элементов-индикаторов для каждого экстракта, выделяют площади, в пределах которых совмещают участки совпадения, выявленные по различным экстрактам, и по положению этих площадей устанавливают границы нефтегазовых провинций, областей, месторождений или отдельных залежей в зависимости от масштаба опробования (п. РФ №2097796).

Недостатками являются трудоемкость, большие материальные затраты на осуществление способа и трудность интерпретации данных.

Известен способ определения наличия зоны или зон углеводородной аномалии путем проведения геохимической съемки исследуемой территории на содержание следов углеводородов в пробах снега, используемый, как правило, для болотистой местности. Проводят два этапа геохимической съемки исследуемой территории. Оба этапа проводят по снежному покрову. На первом этапе определяют наличие зоны или зон углеводородных аномалий. Для этого исследуемую территорию разбивают регулярной прямоугольной сеткой, производят отбор проб, а затем проводят их лабораторный анализ, направленный на определение содержания углеводородов, в результате которого определяют линию контура каждой из выявленных углеводородных аномалий. На втором этапе уточняют границу расположения каждой зоны путем дополнительного отбора проб. Выявленные аномалии исследуют методами сейсморазведки для определения пространственного положения нефтегазовых залежей, уточнения их границ. Полученные данные используют затем для определения точек заложения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин, что значительно снижает стоимость поисковых работ (п. РФ №2177631).

Известен способ геологической разведки нефти и газа, в качестве первой стадии включающий проведение на исследуемой площади газогеохимической съемки для изучения состава сорбированных на глинистой матрице газов. По результатам съемки выявляют зоны углеводородных аномалий, а затем на участках площади по профилям в пределах выявленных углеводородных аномалий с выходом в нормальное поле проводят электроразведочные работы. Для выявления поверхностных газовых аномалий, генетически связанных с залежами нефти и газа, по линейным профилям пересекают поисковую площадь, отбирают пробы подпочвенных пород из шурфов, которые закладывают с расчетом вскрытия горизонта, расположенного ниже зоны поверхностного газообмена. Подвергают анализу подпочвенные глины, залегающие на коренных породах, что позволяет получить информацию о количественном и качественном составе сорбированных газов, генетически связанных с залежами углеводородов. Взятые пробы пород высушивают до постоянного веса и измельчают. После этого на хроматографической системе с детекторами по теплопроводности определяют количественный и качественный состав сорбированных на глинистой матрице газов. Система состоит из двух газовых хроматографов ХРОМ-5 (ЧСН-340070) и ЛХМ-80. Аналитические работы проводят по методу газовой хроматографии в изометрическом режиме. В процессе интерпретации полученных данных устанавливают газовые аномалии на границах водонефтяных и газонефтяных контактов. Полученные газовые аномалии отражают насыщенность газами вмещающих пород и интенсивность газовых потоков от углеводородных залежей. Эта информация позволяет экстраполировать газонасыщенность пород по площади и в разрезе и сделать вывод о наличии углеводородного «столба» (п. РФ №2102781).

Недостатком метода является нестандартность положения горизонта, расположенного ниже зоны поверхностного газообмена. На различных площадях существуют присущие только им геологические условия с зонами разломов, прерывистом переслаиванием глинистых и песчанистых слоев, часто на коренных породах залегают не только глины, но и песчаники и галечники. В этом случае поток углеводородных газов может быть рассеян и на глинах не зафиксирован, что вносит изменения в методику работ и влияет на корректность способа.

Известен способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности. Согласно известному способу на обучающем объекте и на исследуемом проводится отбор проб из глинистых приповерхностных интервалов до 5 м по равномерной сетке 400×400 м путем бурения шпуров. Далее проводится анализ состава углеводородного газа всех отобранных глинистых образцов (природного адсорбента), хроматографическим методом исследуются углеводородные соединения от метана до гексана. Выполняются количественная и качественная оценка образцов, расчеты фоновых значений газогеохимических показателей и сопоставление с газогеохимическими признаками нефтяного объекта. Вывод о вероятной нефтеносности исследуемого объекта дается на основании сопоставления результатов с показателями объекта с доказанной нефтеносностью (п. РФ №2298816).

Недостатком способа является тот факт, что часто на коренных породах залегают не только глины, но и песчаники и галечники. В этом случае поток углеводородных газов может быть рассеян и на глинах не зафиксирован.

Наиболее близким к заявляемому нами рассматривается изыскательский метод GORE-SORBER, включающий: пассивный сбор паров углеводородов в течение определенного периода времени при помощи внедренного в почву на глубину до 60 см искусственно созданного адсорбента, позволяющего сорбировать, а впоследствии обнаружить с помощью газовой хроматографии и масс-спектроскопии углеводородные газы (С1-С5), которые используются в качестве маркеров источников углеводородов на глубине. Геохимическое моделирование и интерпретация основана на химическом сходстве следов почвенного газа с известным нефтяным источником (нефтяная скважина) и газовым фоном без источника ("сухая" скважина). По результатам работ определяется контур вероятности нефтяного источника геохимической аномалии. [Изыскательские методы GORE-SORBER Exploration Surveys/ американская компания W.L.Gore&Associates, Inc] http://www.tatneft.ru/news/nt/17-01-04.pdf.

Недостатками указанного способа являются значительный процент потери инсталлированных сорберов при извлечении из почвы, монопольное владение компанией W.L.Gore&Associates искусственным адсорбентом, что усложняет широкое применение данного геохимического обследования для предварительной оценки нефтегазоносности, при этом высокая стоимость метода исследования заставляет ограничивать площади изысканий и увеличивать шаг инсталляции модулей-сорберов (шаг геохимической съемки), что снижает эффективность прогноза нефтеносности.

Задача изобретения состоит в повышении эффективности прогноза залежей углеводородов по газогеохимическим критериям в регионе, где общие геологические и геофизические признаки положительно характеризуют возможность обнаружения нефтегазовых залежей.

Поставленная задача решается способом прогноза залежей углеводородов путем последовательного отбора проб подпочвенных газов из шпура на двух горизонтах: 0.3-0,4 м и 0.8-1,0 м с предварительной герметизацией каждого горизонта от атмосферы, при этом пробы газа подвергают газогеохимическому анализу на содержание метана и тяжелых углеводородов и при превышении концентраций газов их фоновых значений не менее чем в 2 раза и увеличении концентрации на нижнем горизонте относительно верхнего не менее чем в 1.5 раза делают вывод о положительном прогнозе залежи углеводородов.

Для повышения достоверности полученных результатов дополнительно проводят анализ газа на содержание углекислого газа, водорода, гелия, кислорода и азота, а также выбуренной породы на абсорбированные углеводороды.

Способ осуществляют следующим образом. По имеющимся благоприятным геологическим и геофизическим признакам возможного наличия нефти и газа выбирают район исследования. К таким районам относят бассейны как осадочные, так и другого генезиса, с наличием коллекторов и покрышек и других признаков. Бурят шпур на глубину 0.3-0,4 м, отверстие герметизируют от атмосферы и отбирают пробу газа в верхнем горизонте подпочвенных пород. Затем шпур бурят на глубину 1,0 м, устанавливают на глубине 0.8 м герметичную пробку и отбирают пробу газа в интервале 0.8-1.0 м. На обоих горизонтах создают вакуумную депрессию для очистки газа от воздушной примеси, после чего отбирают пробу именно исследуемого горизонта. Во взятых пробах газа определяют на хроматографе метан и тяжелые углеводороды (углеводородные газы (С1-С5)), и при необходимости дополнительно проводят анализ газа на содержание углекислого газа, водорода, гелия, кислорода и азота, а также выбуренной породы на абсорбированные углеводороды, что увеличивает степень достоверности прогноза. Сравнивают количество и состав газа на выбранных горизонтах. Если состав газа на обоих горизонтах близок и концентрации углеводородных газов превышают фон в 2 и более раза, а его количество возрастает сверху вниз не менее чем в 1.5 раза, то это свидетельствует о потоке газа, идущего из недр.

Интерпретацию полученных результатов осуществляют с использованием вероятностно статистических методов обработки результатов.

Заявляемый способ позволяет снизить влияние современных процессов образования микробного метана в верхних горизонтах почвы, особенно в гумусовом слое, так как вывод о перспективности данного района основывается не на абсолютных концентрациях адсорбированных газов, а на анализе потока газа, который определяют по соотношению концентраций составляющих компонентов газа на нижнем и верхнем горизонтах. Основными компонентами-индикаторами принято считать метан и тяжелые углеводороды, но для повышения качества оценки прогноза принимают во внимание также содержание углекислого газа, водорода, гелия, кислорода. В случае обнаружения аномального потока метана и тяжелых углеводородов (превышение фоновой концентрации в два и более раза и превышение концентрации на нижнем уровне относительно верхнего не менее чем в 1,5 раза) делают положительный прогноз нефтегазоносности. При этом наличие в газе водорода и гелия говорит о глубинном подтоке природных газов из недр, присутствие углекислого газа характеризует наличие в недрах интрузивных пород, что позволяет более достоверно понять геологическую структуру в районе исследований.

Технический результат заявляемого способа, а именно повышение эффективности предварительного прогноза о наличии углеводородных залежей достигается не только за счет учета геологических условий района исследований и состава и количества определяемых газообразных компонентов, но и за счет введения заявителем в анализ прогноза учета динамики изменений этих показателей по вертикали. Пробы газа отбирают из массива подпочвенных осадков на двух горизонтах, изолированных от атмосферы, что дает возможность определять поток газа на основе сравнения состава и содержания его компонентов на нижнем и верхнем горизонтах и позволяет избежать влияния на анализ полученных результатов современных процессов образования микробных газов.

Горизонты отбора проб газа выбраны исходя из условий различия активности микробиальной деятельности по образованию микробного метана. В верхнем слое идет активный процесс микробной продукции метана, в нижнем - пассивный. При наличии аномалии в слоях и при сравнении концентраций углеводородов на двух слоях делается вывод о потоке углеводородов из углеводородной залежи. В зависимости от геологических и почвенных условий интервалы определяются экспериментально, как правило, они находятся на 0,3-0,4 и 0,8-1,0 м, то есть учитывается условие - верхний слой микробно активный, нижний - микробно пассивный.

В качестве подтверждения описанного способа прогноза нефтегазоносности приведем данные, которые было получены в результате выполнения съемки подпочвенных газов в 2000-2001 годах на Бикинском осадочном бассейне, а проанализированы и получили подтверждение в 2007 году.

На чертеже приведена газогеохимическая схема исследования на Бикинской площади (масштаб 1:100000). Было выполнено 80 измерений газа на 5 профилях. Анализ полученных в то время результатов показывает, что в районе зон разломов в подпочвенных газах на двух горизонтах шпуров - 0.3 и 0.8 м существуют аномалии метана и других газов. Аномалия метана (50 ppm) на верхнем горизонте (0.3 м) превысила фон в 25 раз, а на нижнем (0.8 м) концентрация метана превысила фон в 50 раз (100 ppm), что однозначно указывает на наличие потока метана из недр в этом районе. Кроме того, повышенные концентрации метана зафиксированы и на границах покровов базальтов. Это позволяло говорить о том, что в недрах данного бассейна присутствует углеводородный потенциал и положительно оценивается дальнейшее проведение комплекса затратных нефтегазопоисковых работ (геофизических, буровых), что и подтвердили проведенные исследования 2005-2007 годов и был сделан обоснованный вывод о положительном прогнозе и дальнейших уже буровых работах в этом районе.

Аналогичные результаты были получены при проведении газогеохимического анализа в районе побережья бухты Суходол Уссурийского залива (Приморский край).

1. Способ прогноза залежей углеводородов путем отбора проб подпочвенных газов и последующего газогеохимического анализа на содержание метана и тяжелых углеводородов, отличающийся тем, что пробы подпочвенных газов отбирают из шпуров последовательно на двух горизонтах - верхнем 0,3-0,4 м и нижнем 0,8-1,0 м с предварительной герметизацией каждого интервала от атмосферы, и при превышении концентраций газов их фоновых значений не менее чем в 2 раза и увеличении концентрации на нижнем горизонте относительно верхнего не менее чем в 1,5 раза делают вывод о положительном прогнозе залежи углеводородов.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно анализируют подпочвенный газ на содержание углекислого газа, водорода, гелия, кислорода и азота.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят газогеохимический анализ выбуренной породы на абсорбированные углеводороды.