Способ оценки нефтегазоносноститерриторий

(22) Заявлено 080477 2475271/22-2 с присоединением заявки йо рствеииыиСССР лам изо и откр суда мите 23) Приоритет -бретеииытий Опубликовано 150231. Бюллетень Йо б(53) УДК 55 З.061.З .553.9 Э 2,2 (088,8) Дата опубликовани исания 170281 2) Авторизобретен Семенцо(54, СОСОБ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИИ явля- надежи гео изучен ения.я впоких,ентИзобретение 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 1).Недостатком данных методов ется невозможность достаточно ного определения геологических химических показателей на мало ных территориях, что ограничивает точность И возможности их применИзвестен способ, заключающийс отборе изскважин керновых проб род, замере пластовых температур и давлений и анализе керновых проб на содержание органического вещества, битумов и сорбированных газовНедостатками этого способа являются большой объем полевых работ и лабораторных исследований (химичес химико-битумнологических, люминесц 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 формулепг тгТгКу=ог Тг 3 пг Рг+т, Згг де в весовых процентах на породузяты:Яп коэффициент битуминозностив зоне наибольших градиентовпористостигЗгп коэФФициент газоносности взоне наибольших градиентовпористости;рг - коэФФициент битуминозностинепосредственно под зонойнаибольших градиентов пористости;коэффициент газоносности непосредственно под зоной наибольших градиентов пористости.На фиг.1 приведена зависимостьсредних содержаний органическоговещества С орг,% на породу от глубины залегания Н пород для исследуемой территории; на фиг.2 - содержание хлороформенного битума Ал., /кг породы для тех же условий на фиг.3- содержания сорбированных газов(Ч, см /кг породы);на фиг.4 - содержание газового коэффициента ( У ,Ъ ); на фиг.5 - содержание битумоидного коэффициейта (,1),на фиг.б - содержание плотности (С, г/см ) пород; на фиг,7 - содержание пористости е, Ъ на породу; на фиг.8 - содержание градиентов пористости фФ/)Н)пород на фиг.9 - содержание пластовых темпе" ратур С, С на фиг.10 - содержание пластовых давлений Р, атм. ЗОНа изучаемой территории (нефте- газоносная провинция, бассейн, область) в пределах установленных или предполагаемых по аналогии нефтегазоносных комплексов производят 35 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 5-20 от проходки скважин.Пробы анализируют в лабораторных условиях стандартными методами на содержание органического вещества (С орг )хлороформенных битумов (Ад) сорбированных газов ( Ч ) н их состава, а также величины плотности (С) абсолютной пористости (Г) 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 (ФС) 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 формулеч - Рр Яизбгпту где 0 - масса газа в пластовых условиях;Чиьм. - объем газа, определенный лабораторной дегазацией кернапри=20 С, Р=1 атм;объемный коэффициент газана уровне прорыва:гпту - объемный коэффициент газав пластовых условиях;Я. - удельный вес газа при с==20 оС, Р=1 атм.По этим данным в каждой точке рассчитывают коэффициент газоносности по формулеоо,С ОРГгде Г - коэффициент газоносности)в Ъ на породу;Я г - содержание газа, в % на породуСорг - содержание органическоговещества, в Ъ на породу.По рассчитанным данным строят усредненную зависимость изменения коэффициента газоносности 3" от глубины залегания образцов ( фиг.4 ) Аналогичным образом строят зависимость коэффициента битуминозности /3(фиг.5), рассчитываемого по формулер, 1 оо,АклСОРГгде ,б - коэффициент битуминоэности1Акл. - содержание хлороформенногобитума А, в Ъ на породу;Сор- содержание органическоговещества, 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, Ц-и,1 н -В,ч - 1 ч). линии с граФиков Фиг.6-8 переносят на зависимости для газового 3 (фиг.4) и битумоидного Д (фиг,5) коэффициентов. Вычисляют приращения коэффициентов Ь Т и Ь Ь по разности их наибольших значений в интервалах повышенных градиентов ( Tп и /Зп Г ) и непосРедственно под упомянутыми зонами (Уг И /ЗГ)Ь =пг г ОР УЪпг ЗъгОпределяют коэффициенты эмиграции жидких ( Кж) и газообразных ( К г) углеводородовд ьъГг="ж=г.РгНепосредственно для определения прогнозируемых соотношений жидких и газообразных углеводородов вычисляют эмиграционные показатели Фазовых соотношений для каждой зоны воформула изобретения Всех нефтегазоносных комплексах(в долях единицы или в процентах) ггг -г гГг1 гкге кжтуг-Тг Лпг ггТг 3 ъг 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 открытием 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 нефтегазоносноститерриторий, заключающийся в отбореиз скважин керновых проб, замерепластовых температур и давлений ианализе керновых проб на содержаниеорганического вещества, битумов исорбированных газов, о т л и ч а -ю щ и й с я тем, что, с целью прогноэирования соотношений жидких игазообразных углеводородов в недрахгисследуемой территории, отбирают впределах. нефтегазоносных комплексовпробы сильно уплотняющ хся пород,определяют общую пористость,давления прорыва образцов и зависимости от глубинызначений содержания сорбированныхгазов, битумов и пористости, усредненных по различным скважинам дляодинаковых глубин, выявляют глубин ные зоны наибольших градиентов пористости и определяют соотношениежидких и газообразных углеводородов(КЭ) для каждой зоны по формуле 20 где в весовых процентах на породувзяты:3 пг-коэфФициент битуминозности взоне наибольших градиентовпористости;25 Кпг коэффициент газоносности взоне наибольших градиентовпористости;)Яг -коэффициент битуминозностинепосредственно под зоной наибольших градиентов пористости;Ъ е- -коэффициент газо:;осности непосредственно под зоной наибольших градиен-ов пористости.Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1, Максимов С.П. и др. Состояниеразработки методики оценки ресурсовнефти, газа й конденсата -"Геологиянефти и газа" ,1977, 912, с.1-б.40 2, Канторович А.Э. Теоретическиеосновы объемно-генетического методаоценки потенциальных ресурсов нефтии газа - "Материалы по геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири".Труды45 СНИИГИМС, Новосибирск, 1970, с.17-27