Способ прогнозирования нефтегазовых залежей

ОПИСАНИЕИЗОБРЕТЕНИЯК АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ Союз СоветскихСоциалистическихРеспублик н 1972452(61) Дополнительное к авт, свид-ву(22) Заявлено 140481 (21) 3272594/18-25с присоединением заявки М(23) ПриоритетОпубликовано 071182. Бюллетень М 41Дата опубликования описания 07.11.82 Р 1 М Кп з С 01 Ч 11/00 Государственный оинтет СССР но деааи нзобретеннй н открытий,Е Всесоюзное морское научно-производственно еофизическое объединение по разведке неф(73) Заявитель 4) СПОСОБ П ГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЬК ЗАЛЕЖЕЙ йсмо- обнаежей, осаИзобретение относится к се разведке и предназначено для ружения нефтяных и газовых эап погребенных под толщей молодых дочных образований.Сейсмэразведка начинает широко использоваться для прогноза нефтегазоносности выявленных структур с целью избирательного ввода их в глу .бокое разведочное бурение 11.Схематически проведение этих работ заключается в послойном изучени акустических свойств разреза (скорость, поглощение, коэффициенты отражения и т.д). По совокупности локальных параметрических аномалий в определенном интервале разреза де лается заключение о наличии нефтегазовой залежи. Достоверность обнаружения залежей по материалам сейсморазведки в значительной мере за висит от целого ркда факторов - слом ность геологического строения площади, уровень волн-помех, точность и разрешающая способность аппаратур- но-методических средств, состав залежи, глубина ее залегания и мощность, толщина залежи. Последняя играет важную роль, так как при прочих равных условиях величина гяофизической аномалии прямо пропорцио нальна мощности залежи. Вследствие этого по данным сейсморазведки в интервале глубин до 2-2,5 км могут быть обнаружены только достаточно мощные (более 50 м) залежи. Эффект, создаваемый залежами менее 50-30 м невелик и вполне соизмерим с погреш" ностями наблюдений. Таким образом, в подавляющем большинстве случаев нефтегазовые залежи мощностью менее 30-50 м выделяются очень неуверенно или вообще не выделяются.Прогнозирование залежей нефти игаза по данным геохимических методом основано на выявлении эффектов миграции углеводородов иэ залежи вверх по разрезу. При этом по материалам геохимической съемки изучается распределение по площади концентраций углеводородов в приповерхностных отложениях или в придонной воде прн .гидрогаэосъемке акваторий и по величине геохнмических аномалий делают заключение о плавном мес" тоположении залежей. Основные трудности при интерпретации результатов геохимических съемок связаны с распознаванием природы аномалий С глу бинные или поверхностные факторы), 972452 Ма при гидрогазосъемке акваторий также с необходимостью выделения на Фоне помех слабых аномалий, обусловленных диффузионными процессами на залежи. Более интенсивные геохимические аномалии, обусловленные процессами струйной миграции газа на залежи по разломам и трещинамчасто оказываются значительно смещены в плане относительно местоположения залежи на значительное расстояние до десятков километров.Наиболее близким к изобретению является способ прогнозирования нефтегазовых залежей, включающийсейсмическое профилирование методомобщей глубинной точки и газовую съемку 1.2),Недостатком известного способа является низкая достоверность обнаружения залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах.Цель изобретения - повышение достоверности обнаружения залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах,Поставленная цель достигается тем, что согласно способу прогнозирования нефтегазовых залежей, включающему сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку, с помощью сейсмического профилирования определяют плановое положение и контуры зон, которые характеризуются скоростью продольных волн до 500 м/с и глубиной залегания 100 - 400 м от поверхности земли, затем в пределах оконтуренной зоны проводят Фрагментарную газовую съемку на углеводороды, приналичии которых делают заключение осуществовании залежей нефти и газа,Акустические характеристики пористого пласта практически оцинаковы вне зависимости от того, содержится ли в поровом объеме пластанесколько процентов или несколькодесятков процентов свободного газаи существенно отличны от акустических характеристик полностью водонасыщенного пласта. Для растворенного в воде газа подобный эффект неотмечается.На Фиг.1 показана зависимостьскорости продольных волн в песчанике от состава флюида и количествагаза, где 1 - песчаник водонасыцений, 2 - песчаник нефтенасыщений,а - глубина Н1,5 км, б - глубина Н = 3,5 км, г - количество кубометрова:;а,растворенного в кубомет.ре жидкости, в воде (1) илн нефти(11), 0 - всроговый объем песчаника,содержапи с взолвыи газ. На фиг,2.представлено распределе-,ние концентрации метана, диффундирующего из залежи, по глубине. Пунктиром показаны кривые, соответствующие максимальной предельной растворимости метана в пластовой воде присолености 20-100 и 300 г/л. Кривые3 - 5 соответствуют концентрации метана, диффундирующего иэ залежи нижнемелового возраста, расположенной 10 на глубине Н = 1,5 км (соленость водв пласте-коллекторе равна соответственно 20,100 и 300 г/л).На фиг,3 показано изменение объема свободного газа, содержащегося 5 в поровом пространстве покрышки,в зависимости от солености пластовыхвод. При этом кривая б соответствует солености 20/300, кривая 7 - солености 20/20, кривая 8 - соленос ти 100/20, кривая 9 - солености300/300 ( в числителе указана соленость вод коллектора, в знаменате-ле - соленость вод покрышки).На фиг,4 представлены зависимости скорости распространения.продольных волн в глинистых покрышках, содержащих свободный газ, от глубины.Кривая 10 соответствует скоростиволн в глинистой покрышке, не содержащей свободный газ, кривые 1114 - скорости волн в покрышках, содержащий различный объем свободногогаза, Рядом с кривыми указано соленость вод.Зависимость, представленная на,фиг.1, указывает на наличие критических точек фазового состояния порогового Флюида, характеризующих переход от количественных измененийк качественным. Действительно, привыделении из жидкого флюида нефть,вода) даже небольшого объема (до 10свободного газа величина скоростипродольных волн в песчаном пластерезко уменьшается до значения ско рости в полностью газонасыщенномпласте. В этом случае состав основного поронаполнителя (вода, нефть)практически перестает оказывать какое-либо влияни на скорость 50 (фиг.1 кривые 1 , 2 э, 1 и 2 при20 и более свободного газа).Особенно резко это проявляетсяпри небольших глубинах залеганияпласта. Так, при Н = 1,5 км ско рость волн в водонасыщенном песчанике, содержащем в порах лишь растворенный гаэ, равна 2300 м/с. Появление 5 свободного газа в порах песчаинка приводит к снижению скорости до 1 бОО м/с. Дальнейшее увеличение количества свободного газа 1 10100) не приводит к существенномууменьшению скорости, ее. значение остается примерно постоянным и равным 1500 м/с. В нефтесодержащем песчаниСпособ осуществляется следующим образом.По стандартной методике проводят сейсмическое профилирование методом ОГТ, используя мини-косы длиной 600-700 м, позволяющие получить сей. смическую запись до 2,0-2,5 с. Экспресс-анализом по каждому профилю выделяют аномалии низких скоростей 1 200-300 м/с) в верхнем интервале раэреза. По совокупности профилей определяют контуры аномальных зон 55 60 65 где ке скорость распространения волн пре. терпевает такие же изменения. При 5-ном содержании свободного газа скорость в нефтенасыщенном песчанике равна 1900 м/с, при 10 У1560 м/с. Колебания скорости, связанные с содержанием в поровом объеме растворенного газа, существенноа меньше (нагчальные участки кривых 1 1, 2 а и 2). Таким образом, характер изменения скорости в пласте всецело определяется изменением акустических свойств флюида. Поэтому приведенный график справедлив для большинства песчано-глинистых пород, картина изменения скорости при этом сохраняется, изменяются лишь абсолютные значения.Зависимости, представленные на фиг.2, позволяют определить фазовое состояние порового флюида на заданной глубине. Действительно, формирование ореола обусловлено эффектом диффузионного проникновения углеводородов из залежи в покрышку. Исходная концентрация газа в области покрышки, непосредственно примыкающей к залежи, не превосходит величины, необходимой для полного насыщения пластовой воды. Фазовое состояние ореола на конкретном удаленииот залежи вверх по разрезу определяется избытком или дефектом расчетной концентрации газа по отношению к предельно возможным для состояния полного насыщения реликтовой воды глин. Поэтому порядок определения концентрации ореола на различных удалениях от залежи, его фазового состояния и влияния на акустические параметры разреза можно представить в следующем виде.1, По кривым максимальной растворимости метана в пластовой воде при заданных условиях солености, давления и температуры определяется концентрация углеводородов Сц в глинистой покрышке на границе с залежью.При расчетах взяты различные сочетания солености вод (20 - 300 г/л Соленость реликтовой воды в покрышке, непосредственно примыкающей к залежи, принималась равной солености пластовых вод коллектора, вмещающего залежь.2, Концентрация С метана в породе на расстоянии Г от кровли залежи к моменту Т после начала процесса дифФузии рассчитывается по формуле.С = Со / о ( 1 - е г Г - у),)/ о - отношение газовых емкостей в перекрывающей толще н приграничной с залежью области покрышки. 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 В качестве примера рассматривается нижнемеловая газовая залежь на глубине 1,5 км, перекрытая молодыми, слабоконсолидированными низкоскоростными образованиями Эти образования характеризуются коэффициентом диффузии Д = 5.10 + см/с. Начальные точки кривых 3-5 на глубине Н =1,5 км (Е0) соответствует эна" чениям Со при солености релектовых вод соответственно 20,1000 и 300 г/л, при Н = О, 2 = 1,5 км.3. На основании сопоставления фактической концентрации С углеводородов в разрезе с кривыми предельной растворимости метана в пластовой воде определяется фазовое состоя ние метана в покрышке на различных удалениях от залежи.На фиг.3 показан объем свободного газа, приведенный к пластовым условиям и выраженный в процентах. Эта величина характеризует долю порогового объема глинистой покрышки, содержащую свободный газ. Процент свободного газа, содержащегося в поровом объеме, для любых сочетаний солености вод пласта-коллектора и покрышки может быть достаточно высоким и в самом верхнем интервале разреза ( 0-200 м) стремится к 10.4. Используя график, приведенный на фиг.1 и учитывая скорости распространения воды в молодьгс глинистых образованиях фиг.4,(кривая 10),можно оценить влияние свободного газа, диффунднрующего из залежи, на акустические параметры разреза (скорость в покрышке ). В большинстве случаев, когда нефтегазовая залежь перекрыта толщей молодых глин, акустическое влияние ореола наиболее интенсивно проявляется в верхнем 1100-400 м) интервале разреза. При этом аномалия скорости в области ореола может быть весьма значительной (200 300 м/с) по сравнению с фоновым значениями 1500 - 1800 м/с ).Таким образом, погребенная газОвая залежи должна отображаться в саьих верхних интервалах разреза (100-400 м) аномально низкими значениями скорости распространения волн, которые могут быть уверенно выделены по материалам сейсморазведки.972452 00 60 100230 ЯЮ Ж 400 Од 500ацг./ низкой скорости, приуроченных к верх-. нему интервалу разреза (до 400-500 м от поверхности. В пределах выделенных аномальных эон фрагментарно, т.е. в отдельных точках, проводят газовую геохнмическую съемку на углеводороды. В случае подтвержденияналичия углеводородов в составе анализируемых газов делают заключение о соответствии контура зоны аномально низких скоростей предполагаемому 0 контуру погребенной нефтегазовой залежи.Использование изобретения повышает достоверность обнаружения нефтегазовых залежей, коэффициент уда чи при открытии новых месторождений нефти и газа и позволяет заменить непрерывную геохимическую съемку фрагментарной.Учитывая, что стоимость бурения 2 О одной скважины глубиною 2000 м составляет около 1 млн. рублей, использование изобретения может обеспечить получение значительного экономического эффекта. 25формула изобретенияСпособ прогнозирования нефтегазовых залежей, включающий свйсмическое профилирование методом общейглубинной точки и газовую съемку,о т л и ч а ю щ и й с я тем, что,с целью повышения достоверности обнаружения залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированныхпородах, с помощью сейсмическогопрофилирования определяют плановоеположение и контуры зон, которыехарактеризуются скоростью продольныхволн до 500 м/с и глубиной залегания100 - 400 м от поверхности земпи,затем в пределах оконтуренной эоныпроводят фрагментарную газовую съемку на углеводороды, при наличии которых делают заключение о существо-вании залежей нефти и газа. Источники информации,принятые во внимание при экспертизе1. Давыдова Л.Н. и др, К обоснованию применения сейсморазведки для прямых поисков нефти и газа. Сб.972452 О Якис) 15 И,к г Составитель Е. Городничевактор Г. Безвершенко Техред И.Тепер КорректоР О. Билак 8510/38 одписно Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектна Тираж ВНИИПИ Государстве по делам изобре 11 ЗО.5, москва, Ж-З 5, 17ного комитета СССРений и открытийРаушская наб., д,