Способ поиска залежей углеводородов

Заявлен способ поиска залежей углеводородов. Техническим результатом является повышение достоверности прогноза. Способ поиска залежей углеводородов, включает отбор образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения. Выбор участков, сосредоточенных в осадочном чехле. Отбор проб с этих участков. В качестве участков, сосредоточенных в осадочном чехле, выбирают участок над вулканическими плато близ ископаемых рифтов. Отбор проб осуществляют с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям гидротермальных минералов. Рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации газово-жидких включений к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале, и при превышении уровня палеогеотермического несоответствия более чем в 1,4 раза судят о наличии залежей углеводородов. 1 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к поиску месторождений нефти и газа и может быть использовано для прогнозирования и обнаружения продуктивных площадей на углеводородное сырьё в породах осадочного чехла.

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 проводят 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 (см. патент РФ на изобретение №2215309, МПК G01V 9/00, опубл. 27.10.2003).

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

Известен также способ поиска залежей углеводородов, который заключается в том, что 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 (см. патент РФ на изобретение №2276390, МПК G01V 3/08, опубл. 10.05.2006).

Однако данный способ является достаточно сложным.

Наиболее близким к предлагаемому решению является способ поиска залежей углеводородов, заключающийся в отборе образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения, при этом в качестве образцов выбирают шлам, который отбирают с площадей осадочного чехла, соседствующих или находящихся непосредственно над погребенным континентальным рифтом, отобранные образцы обрабатывают нагретым 50%-ным раствором соляной кислоты, а о наличии залежей судят по появлению студенистой массы кремнезема (см. патент на изобретение РФ №2352965, МПК G01V 9/00, опубл. 20.04.2009).

Недостатком данного способа является то, что он осуществляется при локальном прогнозе залежей нефти и газа.

Техническая проблема заключается в расширении перспективных площадей на углеводородное сырье в терригенных породах осадочного чехла при региональном прогнозе.

Технический результат заключается в повышении достоверности прогноза.

Для достижения технического результата в способе поиска залежей углеводородов, заключающемся в отборе образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения, выборе участка, сосредоточенного в осадочном чехле, отборе проб с этого участка, согласно решению, в качестве участка, сосредоточенного в осадочном чехле, выбирают участок над вулканическими плато близ ископаемых рифтов, отбор проб осуществляют с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям гидротермальных минералов, рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации газово-жидких включений к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале и при превышении уровня палеогеотермического несоответствия в диапазоне более чем в 1,4, но менее чем в 2,3 раза судят о наличии залежей углеводородов.

Изобретение поясняется чертежом и таблицей.

На чертеже (фигуре) представлено расположение продуктивных площадей Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции с указанием границ: 1- Западно-Сибирской плиты, 2-фациальных областей, 3-фациальных зон; 4-погребённых континентальных рифтов; 5-вулканических плато, примыкающих к рифтам (поисковых участков на УВ сырьё), и изолированных (локальных) впадин.

В таблице показан уровень палеотермического несоответствия в осадочных нефтегазоносных толщах и продуктивность скважин.

Способ реализуется следующим образом. В пределах поисковых участков, сосредоточенных в осадочном чехле над вулканическими плато близ ископаемых рифтов, при бурении скважин производится отбор проб с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям (ГЖВ) гидротермальных минералов. Рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации ГЖВ к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале. При превышении уровня палеогеотермического несоответствия более чем в 1,4 раза, но менее чем в 2,3 раза судят о наличии продуктивных площадей на нефть или на нефть и газ.

Превращение осадочного бассейна в нефтегазоносный в значительной степени определяется динамикой погружения, нередко осложнённого тектоническим (тектоносейсмическим) воздействием, а также интенсивностью прогрева. Всё это предопределяет полноту процесса реализации материнскими породами своего генерационного потенциала и интенсивность эвакуации микронефти, что, в совокупности, и составляет основу оценки перспектив территорий на углеводородное сырьё.

Общеизвестна большая роль палеогеотермических критериев прогнозирования нефтегазоносности. Современная палеогетермия располагает разнообразными методами определения палеотемператур: термометрия по отражательной способности витринита (ОСВ) и по газово-жидким включениям в гидротермальных минералах (гомогенизация, декрепитация). Первая широко применяется при изучении закономерностей нефтегазонакопления. В последние годы предпринимались неоднократные попытки совместного использования в нефтегазовой геологии палеотермометрии как по ГЖВ в аутигенных минералах, так и по марочным характеристикам угольных включений и ОСВ. Все постдиагенетические процессы, с которыми связан нафтидогенез, протекают в системе «порода-флюид». Эти системы характеризуются двумя геотермическими показателями-температурами как самих пород, так и циркулирующих в них горячих растворов- флюидов. Эти температуры могут быть близки друг другу или даже совпадать по своим значениям, но могут и существенно различаться.

В случае кондуктивного режима, присущего типичным платформенным условиям, не осложнённым фазами тектонического воздействия, температуры подземных вод и вмещающих их пород практически одинаковы.

В рифтогенных же седиментационных бассейнах, для которых типичны периодически возникающие этапы структурной перестройки, эти температурные соотношения могут приобретать сложный (весьма контрастный) характер. Обусловлен он внедрением термальных флюидов (результат конвективного тепломассопереноса) в отложения с гораздо более низкими «фоновыми» температурами, обусловленными кондуктивным переносом тепла. Следовательно, в жизни осадочных бассейнов необходимо различать показатели кондуктивного и конвективного геотермических режимов, а также случаи их разнообразного сочетания.

Кондуктивный режим можно оценивать по шкале катагенеза и по углепетрографическим показателям (в том числе, ОСВ), фиксирующим максимальные палеотемпературы прогрева слабопроницаемых вмещающих толщ.

Конвективный тепломассоперенос, напротив, протекает в хорошо проницаемой геологической среде. Он обусловлен активным движением гидротермальных растворов (флюидов) по вновь созданным или прежде существовавшим разломам, оперяющей трещиноватости, сообщающимся кавернам и порам. Его деятельность доказывается развитием ГЖВ и характеризуется геохимическими особенностями тех аутигенных минералов, образование которых связано с этими нагретыми водами. Важными показателями конвективного процесса являются температуры гомогенизации ГЖВ в минералах, выпавших из горячих растворов, а также сами индикаторные минералы- термометры.

Установлено, что помимо благоприятных температурных условий ещё, как минимум, одним необходимым фактором активной эмиграции жидкой нефти из материнских пород является тектоническая деятельность. При этом, если кондуктивный режим (или его составляющая) присущ любому седиментационному бассейну с устойчивым прогибанием, где он контролирует литогенез погружения, то конвективный сопряжен только с фазами тектонической активизации.

Это чрезвычайно важно подчеркнуть, поскольку характерными признаками рифтовых зон служат сейсмические (сейсмотектонические) аномалии. Установлено, что все месторождения нефти и газа в пределах Западной Сибири пространственно связаны с узлами пересечения рифтовых структур и крупных разрывных нарушений (Кирда и др., 1995; Баженова, Соколов, 2002). Но в настоящее время не разработаны надёжные методы для достоверного выделения разрывных нарушений в пределах Западно-Сибирской плиты. Поэтому развитие гидротермальных минералов с ГЖВ могут находиться там, где разломы на карте отсутствуют (Предтеченская, Фомичёв, 2011). Кроме того, надо иметь ввиду, что, в силу различных обстоятельств, не все разломы и даже их части являются флюидопроводящими. В этой связи резко возрастает роль ГЖВ как индикаторов разрывных нарушений и оперяющей трещиноватости, по которым осуществлялся конвективный тепломассоперенос в рифтогенных седиментационных бассейнах.

Отметим, что при проявлении тектонической активизации интенсивность прогрева горных пород за счет конвективного тепломассопереноса намного выше по сравнению с прогревом, обусловленным кондуктивным переносом тепла. Поэтому температуры самих пород по витринитовой шкале отличаются от температур циркулировавших в них растворов, о которых судят по палеотермометрии ГЖВ. И эта разница, определяемая скоростью прогрева, тем существеннее, чем тектоническая активизация выше.

Такое положение дел определенным образом характеризует соотношение температур материнских толщ и циркулирующих в них флюидов для районов крупных скоплений нафтидов. Установлено, что на промышленных УВ - месторождениях материнские толщи прогреты по витринитовой шкале до 80-160°С (главная фаза нефтеобразования (ГФН)), а температуры гомогенизации ГЖВ в гидротермальных минералах из тех же самых пород заметно (в 1,4-2,3 раза) превышают их значения (см. таблицу).

С другой стороны, если прогрев материнских толщ ограничивался преимущественно кондуктивным теплопереносом (отсутствуют гидротермальные минералы и ГЖВ), то, несмотря на достижение ГФН по витринитовой шкале, активной эвакуации УВ не происходит, промышленные месторождения не возникают, и в лучшем случае формируются нефтепроявления (Гречишников, 1991). Поэтому выявление структур с признаками активизации конвективного тепломассопереноса на основе вышеуказанного несоответствия палеотермометрии по гомогенизации и по витринитовой термометрии представляет первостепенный интерес при прогнозировании региональной нефтегазоносности глубокозалегающих горизонтов. Перспективные площади таких структур приурочены к вулканическим плато близ ископаемых рифтов (см. фиг.).

Следовательно, только при наложении конвективного тепломассопереноса на кондуктивный перенос тепла происходит стремительный вынос нафтидов из зон, соответствующих ГФН, с возникновением крупных залежей. Это возможно лишь в тех нефтегазоносных бассейнах, которые пережили в своей истории фазы сейсмотектонического воздействия. Об интенсивности последнего можно судить по величине палеотермического несоответствия, т.е. отношения максимальных палеотемператур гомогенизации ГЖВ к палеотемпературам, рассчитанным по ОСВ. Этот же показатель можно использовать при прогнозных оценках территории на УВ сырьё. Для продуктивных рифтогенных площадей Западной Сибири, где материнские породы достигли температурной зоны 80-160°С за счёт кондуктивного прогрева, его значения колеблются в пределах 1,4-2,3 (см. таблицу).

Типичный пример наблюдается в рифтогенном седиментанционном бассейне (Западная Сибирь) на Северо-Сикторском месторождении нефти (см. таблицу). В разрезе скважины Сикторская-7 верхнеюрские отложения характеризуются, с одной стороны, палеотемпературами 50-80°С по витринитовой шкале, что отвечает верхней температурной границе ГФН (80°С). С другой, отличаются максимальной палеотемпературой гомогенизации ГЖВ 170°С. В таких случаях уровень палеотермического несоответствия (УПТН) рассчитывается следующим образом: 170/80=2,1.

Подобная ситуация отмечается в Западной Сибири (ХМАО) на Фестивальном месторождении нефти (см. таблицу).

В разрезе скважины Фестивальная-255 верхнеюрские отложения отличаются разбросом палеотемператур в интервале 50-110°С по витринитовой шкале, часть которого (80-110°С) соответствует ГФН. На этом же участке разреза установлены температуры гомогенизации ГЖВ 152°С. Следовательно, уровень палеотермического несоответствия в породах нефтяного месторождения варьирует в пределах: УПТН_min =152/110=1,4; УПТН_max =152/80=1,9.

По аналогии проводим расчет для скв. Верхнеколикъеганская 52: УПТН = 185/80=2,3 и Скв. Калчанская 1-Р: УПТН= 170/80=2,1.

Совершенно иная картина наблюдается в платформенной части Восточного Предкавказья. В разрезе Кочубеевской скв.1 подошва среднеюрских отложений характеризуется, с одной стороны, палеотемпературой 190°С по витринитовой шкале, что несколько превышает уровень ГФН. С другой, современной температурой 187°С, замеренной непосредственно в стволе скважины. Важно подчеркнуть, что в этих породах отсутствуют ГЖВ (продукт конвективного тепломассопереноса). Поэтому, несмотря на высокие палео-и современные температуры, в разрезе скважины не только не обнаружены промышленные скопления УВ, но и сама скважина оказалась бесприточной (Гречишников, 1991; Гречишников, Степанов, 1991), а УПТН рассчитать не представляется возможным.

CПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

Таблица

Уровень палеотермического несоответствия в осадочных нефтегазоносных толщах и продуктивность скважин

Регион	Площадь, скважина, структура, Месторождение (м-е)	Возраст отложений	Минералы с ГЖВ	Температура гомогенизации ГЖВ, °С (в скобках количество определений)	Расчётная температура метаморфизма угля или РОВ, °С	Уровень палеотермического несоответсвия (УПТН)	Продуктивность скважин
	Калчанская 1-Р, Парабельский мегавал		кальцит, доломит	140(3), 170(3)	50-80*	2,1	Продуктивная
Западная Сибирь	Верхнеколикъеганская 52, Верхнеколикъеганское купольное поднятие, Верхнеколикъеганское м-е		-"-	185(2)	50-80	2,3	Продуктивная
	Фестивальная 255, Фестивальный вал, Фестивальное м-е		"-"	152(3)	50-110 (50-80-110)	1,4-1,9	Продуктивная
	Сикторская 7, Александровский мегавал, Коликъеганский вал, Северо-Сикторское м-е		-"-	140(3), 170(3)	50-80	2,1	Продуктивная
Восточное Предкавказье	Кочубеевская 1	J2	нет	нет	190	-	Непродуктивная

*Верхняя температурная граница главной зоны нефтеобразования

Литература

1. Баженова О.К., Соколов Б.А. Происхождение нефти-фундаментальная проблема естествознания // Геология нефти и газа. 2002. №1. С.2-8.

2. Гречишников Н.П. Геотермические процессы нефтегазообразования // Докл. АН СССР. 1991. Т. 319. №2. С. 427-430.

3. Гречишников Н.П., Степанов Ю.В. Геодинамика и процессы нефтегазообразования // Известия вузов. Геология и разведка. 1991. №8. С. 68-78.

4. Кирда Н.П., Некрасов С.Ю., Ветошкин Г.Н. и др. Новые направления поисков месторождений нефти и газа в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1995. №6. С.9-18.

5. Предтеченская Е.А., Фомичёв А.С. Влияние разрывных нарушений на температурный режим и катагенетические преобразования мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2011. Т.6. №1. http://www.ngtp.ru/rub/4/2_2011.pdf.

Способ поиска залежей углеводородов, заключающийся в отборе образцов породы с нефтегазоносных территорий в процессе бурения, выбор участка, сосредоточенного в осадочном чехле, отбор проб с этого участка, отличающийся тем, что в качестве участка, сосредоточенного в осадочном чехле, выбирают участок над вулканическими плато близ ископаемых рифтов, отбор проб осуществляют с установлением зон с палеотемпературами 80-160°С по отражательной способности витринита, в которых выявляют палеотемпературы гомогенизации по газово-жидким включениям гидротермальных минералов, рассчитывают уровень палеогеотермического несоответствия, который равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации газово-жидких включений к палеотемпературам, вычисленным по витринитовой шкале, и при превышении уровня палеогеотермического несоответствия более чем в 1,4 раза и менее чем в 2,3 раза судят о наличии залежей углеводородов.