Способ оценки нефтегазоносноститерриторий
ОПИСАНИЕ
ИЗОБРЕТЕНИЯ, Союз Советских
Социалистических
Республик (11)805236 хФ™
К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. саид-ву (22) Заявлено 080477 (21) 2475271/22-25 (51).м. Кл з
G 01 Ч 9/00 с присоединением заявки Йо
Государственный комитет
СССР по делам изобретений и открытий (23) Приоритет—
Опубликоваио150281. Бюллетень Йо б
Дата опубликования описания 170281 (5З) УДК 553. 061. 3.
553 982 2 (0888) А. Ф. Семенцов (s щ4
1Е »,. " ;1
5 „(/
Туркменский научно-исследовательский геологор и институт (72) Автор изобретения (71 ) За яв ит ель (54, С ОCОS ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИИ
Изобретение относится к нефтегазопоисковой геологии, в частности к исследованию нефтегазоносности территории путем изучения геологического строения и состава пластов.
В основе известных объемно-генетических методов количественной оценки продуктивности территорий раздельно по нефти и по газу лежат теоретические положения о геологических условиях и масштабах генерации углеводородов при преобразовании рассеянного в осадках органического вещества f1).
Недостатком данных методов явля- 15 ется невозможность достаточно надежного определения геологических и геохимических показателей на малоизученных территориях, что ограничивает точность и возможности их применения. 2Р
Известен способ, заключающийся в отборе из скважин керновых проб пород, замере пластовых температур и давлений и анализе керновых проб на содержание органического вещест- 25 ва, битумов и сорбированных газов (2.»
Недостатками этого способа являются большой объем полевых работ и лабораторных исследований (химических, химико-битумнологических, люминесцент-3р ных, минералогических, петрографических, палеонтологических и других), высокая труемкость подсчетов, а также невысокая точность оценок на начальной стадии изучения бассейнов.
Цель изобретения — прогнозирование соотношений жидких и газообразных углеводородов в недрах исследуемой территории.
Для этого по предлагаемому способу отбирают в пределах нефтегазоносных комплексов пробы сильно уплотняющихся пород, определяют общую пористость, давления прорыва образцов и зависимости от глубины значений содержания сорбированных газов, битумов и пористости, усредненных по . различным скважинам для одинаковых глубин, выявляют глубинные эоны наибольших градиентов пористости и определяют соотношение жидких и газообразных углеводородов (Кэ) для каждой зоны по формуле ог Гг
Гг
Кз=.
Ъог т г „» ог Рг
+ т, где в весовых процентах на породу взяты:
805236
Ящ коэффициент битуминозности в зоне наибольших градиентов пористости. г
arrl â коэффициент газоносности в зоне наибольших градиентов пористости; р>„ — коэффициент битуминозности непосредственно под зоной наибольших градиентов пористости коэффициент газоносности непосредственно под зоной наибольших градиентов пористости.
На Фиг.1 приведена зависимость средних содержаний органического вещества C дрГ,Ъ на породу от глуби- 35 ны залегания Н пород для исследуемой территории; на фиг.2 — содержание хлороформенного битума A„n., Ъ/кг породы для тех же условий на фиг.3содержания сорбированных raaoa(V, см /кг породы);на фиг.4 — содержание газового коэффициента (У,Ъ ); на фиг.5 — содержание битумоидного коэффициейта (ф, );на фиг.б — содержание плотности (C, г/см ) пород; на фиг.7 — содержание пористости m, Ъ на породу; на фиг.8 — содер>кание градиентов пористости (4%/о H) пород. на фиг.9 — содержание пластовых температур t, С на фиг.10 — содержание пластовых давлений Р, атм. 30
На изучаемой территории (нефтегазоносная провинция, бассейн, область) в пределах установленных или предполагаемых по аналогии нефтегазоносных комплексов производят 3S отбор проб глинистых, глинисто-алевролитовых глинисто-известковистых пород. Для этого могут быть использованы керны из опорных, параметрических, поисково-разведочных или 40 структурно-картировочных скважин.
Достаточная. частота отбора кернов и проб 5-20Ъ от проходки скважин.
Пробы анализируют в лабораторных условиях стандартными методами на содержание органического вещества (C ОрГ . ), хлороформенных битумов (А ) сорбированных газов (V ) н их состава, а также величины плотности (G) абсолютной пористости (ГГ>) и давления прорыва газов. По результатам лабораторных анализов строят усредненные графики указанных величин в зависимости от глубины залегания (фиг.1-3, 6-7 ), а по данным промыслово-геофизических исследований и испытаний 55 скважин строят зависимости изменения давлений (Р)и температур (Ф> >С) с глубиной(фиг. 9 и 10).Производят пересчет содержания сорбированных газов, используя зависимость фиг.3, в пластовые условия с учетом потерь от дегазации керна на уровне прорыва по формуле
q» — Fvp Я > изб
Fnn где Q — масса газа в пластовых условиях; умыв. — объем газа, определенный лабораторной дегазацией керна при t =20 С, Р=1 атм;
Р р. — объемный коэффициент газа на уровне прорыва: pn, — объемный коэффициент газа в пластовых условиях; — удельный вес газа при t-=20оС, Р=1 атм.
По этим данным в каждой точке рассчитывают коэффициент газоносности по формуле
Y» Г о, ГЕОРГ где f — коэффициент газоносности
) в Ъ на породу;
Q г — содержание газа, в % на поРоду;
По рассчитанным данным строят усредненную зависимость изменения коэффициента газоносности " от глубины залегания образцов (Фиг.4 ) Аналогичным образом строят зависимость коэффициента битуминозности /Ь(фиг.5),. рассчитываемого по формуле р . оо, Agn Copr где /Ъ вЂ” коэффициент битуминоэности hxn. содержание хлороформенного битума А, в -. на породу; Сор„- содержание органического вещества, в Ъ на породу. По зависимости от глубины плотности пород (фиг.б ), их пористости (фиг.7) и градиентов пористости (фиг.8) выделяют глубинные эоны с наибольшими градиентами уплотнения (эти зоны отмечены на графиках линиями 1-1, II-II III — В, ч — Iv). линии с графиков фиг.6-8 переносят на зависимости для газового (Фиг.4) и битумоидного f5 (фиг. 5) коэффициентов. Вычисляют приращения коэффициентов Ь Т и Ь р по разности их наибольших значений в интервалах повышенных градиентов (Y„r и (3» Г ) и непосРедст венно под упомянутыми зонами ()(Г И pr) Ь = ОпГ - Г op >пà —.)>r Определяют коэффициенты эмиграции жидких (Кж) и газообразных (К Г) углеводородов Д Ь)Ъ "Г= "ж= Непосредственно для определения прогнозируемых соотношений жидких и газообразных углеводородов вычисляют эмиграционные показатели фазовых соотношений для каждой зоны во 805236 +nr >r Pnr — l г Формула изобретения всех нефтегазоносных комплексах (в долях единицы или в процентах) пг - lf r Kr+ кж Ynr Тг Ляг-Ar Yr /br Принимают усредненное по зонам значение К за прогнозируемое соотношение жидких и газообразных углеводородов. Максимальное расчетное. содержание жидких углеводородов приходится на келловей-оксфордские и нижне-среднеюрские отложения (до 980 г/см З) из которых получены проявления и промьиаленные притоки нефти в Центральной Туркмении и уже открыты газо-конденсатные месторождения с нефтяными отсрочками в Восточной Туркмении. Неокомский комплекс (расчетное содержание до 50 г/и )характеризуется откры 1 тием месторождений с конденсатным фактором 0-43 г/м . Содержание жидкой Фазы в конкретных залежах определяется также временем их формирования (принадлежностью к той или иной фазе или двум сразу, но в различных объемах). Предлагаемый способ оценки обеспечивает возможность прогнозирования перспективности раздельно на нефть и гаэ малоизученных территорий, сокращение количества отбираемых кернов в скважинах и объема лабораторных исследований, упрощает технологию прогноза, сокращает трудности обработки материалов. Способ оценки нефтегазоносности территорий, заключающийся в отборе из сквах<ин керновых проб, замере пластовых температур и давлений и анализе керновых проб на содержание органического вещества, битумов и сорбированных газов, о т л и ч а— ю шийся тем, что, с целью прогноэирования соотношений жидких и газообразных углеводородов в недрах ,исследуемой территории, отбирают в пределах нефтегазоносных комплексов пробы сильно уплотняющ хся пород,определяют общую пористость,давления прорыва образцов и зависимости от глубины значений содержания сорбированных газов, битумов и пористости, усредненных по различным скважинам для одинаковых глубин, выявляют глубинные зоны наибольших градиентов пористости и определяют соотношение жидких и газообразных углеводородов (КЭ) для каждой зоны по формуле 2О где в весовых процентах на породу взяты: pqr-коэффициент битуминозности в зоне наибольших градиентов пористости; д „, — коэффициент газоносности в зоне наибольших градиентов пористости; )Я<- -коэффициент битуминозности непосредственно под зоной наибольших градиентов пористости; У<- -коэффициент газо:;осности непосредственно под зоной наи-. больших градиен-ов пористости. Источники информации, принятые во внимание при экспертизе 1. Максимов C.Ï. и др. Состояние разработки методики оценки ресурсов нефти, газа и конденсата -"Геология нефти и газа" .1977, 912, с.1-б. 40 2. Канторович A.Э. Теоретические основы объемно-генетического метода оценки потенциальных ресурсов нефти и газа — "Материалы по геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири".Труды 45 СНИИГИМС, Новосибирск, 1970, с.17-27 (прототип). 805236 V сн (нг ИРР РРРР t6M 36РР ЯВРР РРРР ЗРРР ИРР НРР ФиМ фила. Ф ЧЫР Фм фиа / Рорс. 4 б 2ФДЯфРФЯ@ Р,РР1 РРР м фиФ g A wt. /е РИ Рl РР ФиРЗ 805236 6и/а9/ 1ц00 100 180 гг0 2б0 гв00 агав 3О0 Яб00 ЗВ0 цг00 Фиг. 8 иг 7 Фиг.г 1б 200 2б00 гв0 Л00 Ц000 Фиг. 10 rn /. 10 14 18 2 RlfA . 00 20 60 100 1Н0 100 ВНИИПИ Закаэ 10879/68 Тираж 743,Подписное Филиал ППП "Патент", г.Ужгород,ул.Проектная,4
