Способ выявления проводящих в плоскости сместителя тектонических нарушений

Способ выявления проводящих в плоскости сместителя тектонических нарушений

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а более конкретно к способам выявления тектонических нарушений и определения их проводящих в плоскости сместителя свойств.

Технический результат представляет собой выявление тектонических нарушений и определение их проводящих или непроводящих свойств.

Существует способ геофизической разведки для выявления малоамплитудных тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород, включающий проведение сейсморазведочных работ, бурение скважин, проведение электрического, радиоактивного, акустического и сейсмического каротажа, испытание скважин и суждение по полученным данным о возможности развития и наличии тектонических нарушений нефтегазопродуктивных горных пород, отличающийся тем, что по совокупности данных бурения и сейсморазведки проводят определение эталонных для выявления малоамплитудных тектонических нарушений спектрально-временных параметров на основе спектрально-временного анализа целевого интервала сейсмической записи и количественной оценки его результатов по частотной и временной разверткам в виде произведения удельных значений спектральной плотности энергетических спектров на частоту и время их максимумов, а также отношения сейсмической энергии высоких частот и больших времен к энергии низких частот и меньших времен, затем по всем сейсмическим профилям проводят спектрально-временной анализ и его количественную параметризацию по оси частот и времен, а результаты сопоставляют с эталонными и выявляют малоамплитудные тектонические нарушения по количественным спектрально-временным параметрам в любой точке исследуемой территории (см. пат. РФ №2191414, МПК G01V 11/00).

Недостатками указанного способа являются:

- высокая сложность и высокая стоимость;

- не определяются проводящие и экранирующие свойства нарушений.

Существует способ оценки современной активности тектонических нарушений, включающий выявление на исследуемой территории зон неотектонических разломов, проведение в выявленных зонах полевого геолого-геоморфологического картирования с последующим определением деформаций и смещений отложений и элементов рельефа позднеплейстоцен-голоценового возраста, определение возраста этих деформаций и выделение зон активных разломов, проведение геофизических исследований в зонах активных разломов для определения местоположения и структуры разломов и выделения активных разрывов, определение типа смещения крыльев разрыва, дополнительное определение величины разрывных тектонических смещений подошвы гумусового горизонта современного почвенного профиля в крыльях активных разрывов, образующих зону активного разлома, общей величины смещения подошвы гумусового горизонта по разлому и возраста гумусового горизонта, последующее определение скорости современных тектонических смещений по разломам посредством деления величины смещения подошвы гумусового горизонта на его возраст, суммирование полученных скоростей современных тектонических смещений в зависимости от типа смещения по ходу профиля, расположенного поперек простирания основных неотектонических разломов, при этом суммирование скоростей современных тектонических смещений по разломам осуществляют путем вычитания скорости смещения из суммарной в случае опускания крыла разлома, расположенного по ходу заданного профиля, и прибавления к суммарной в случае поднятия крыла разлома, расположенного по ходу заданного профиля, а оценку современной тектонической активности разлома осуществляют по сопоставлению значений скоростей современных тектонических смещений по разломам с их интервальными суммарными значениями, характеризующими степень их тектонической активности (см. пат. РФ №2393510, МПК G01V 9/00).

Недостатками указанного способа являются:

- недостаточная точность выделения нарушений;

- определение активных нарушений только при высоких современных скоростях смещения блоков относительно друг друга;

- нельзя выявлять малоамплитудные нарушения;

- нельзя выявить неактивные и залеченные нарушения.

Существует способ определения проводящих тектонических нарушений [Бочкарев В.А., Бочкарев А.В. Сбросы и сдвиги в нефтегазовой геологии. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». 2012. - 224 с. [1]], при котором в одной из скважин создается давление путем закачки воды, а в другой скважине по другую сторону тектонического нарушения наблюдают за изменениями давлений.

Недостатком указанного способа является:

- необходимость наличия минимум двух пробуренных скважин;

- пробуренные скважины обязательно должны располагаться на разных блоках, относительно тектонического нарушения;

- необходимо останавливать добычу продукции и закачку воды на время проведения работ;

- данный способ не позволяет установить вертикальную проницаемость нарушений.

Существует способ определения проводящих тектонических нарушений путем закачки трассирующего вещества (например, тритий, эозин, флуоресцин, красящие вещества и т.д.) в скважины и проведение замеров его количества в других скважинах [1].

Недостатком указанного способа является:

- необходимость наличия скважин, вскрывших ВНК, для закачки трассера в водоносную часть пласта;

- необходимость наличия скважин, расположенных на различных блоках относительно тектонического нарушения;

- данный способ не всегда позволяет оценить проводящие или экранирующие свойства нарушения, так как трассер может поступать по каналам, не связанным с нарушением.

Существует способ определения проводящих тектонических нарушений методом соотнесения абсолютных отметок водонефтяного контакта в разных блоках [1].

Недостатками указанного способа являются:

- необходимо очень точно установить водонефтяной контакт по обе стороны от нарушения, для этого необходимо либо наличие пробуренных скважин, либо наличие высокоразрешающей сейсморазведки, в результате которой удалось выявить водонефтяной контакт по обе стороны от нарушения;

- невозможно учесть влияние разработки на проводимость нарушения.

Цель предлагаемого изобретения: выявить расположение разломов, тектонических нарушений и связанных с ними зон высокой трещиноватости и их ширину. Для этого предлагается производить замеры распределения радия, радона, выходящего из недр, и его дочерних продуктов распада и сопоставлять измеренные данные с расчетными данными для закрытых систем. Полученная информация позволяет оценить зоны активного выхода радона на дневную поверхность и по этим данным определить местоположение разломов, пересекающих углеводородные залежи.

Для достижения указанного результата в предлагаемом изобретении, включающем проведение бурения серии шурфов до глубины 1-3 м и определение концентрации радия, радона и его дочерних продуктов распада с нанесением этих концентраций на карту и выявлением зон высоких концентраций радона, в которых производится расчет проницаемости тектонических нарушений с использованием формул для определения расчетных данных для закрытых систем, и сравнением их с экспериментальными данными. Впоследствии на основании расхождения экспериментальных и расчетных данных делается вывод о проницаемости тектонических нарушений.

Отличительными признаками предлагаемого способа являются:

- оперативность проведения замера концентраций газов и интерпретации результатов, при которых возможно дать оперативную интерпретацию в полевых условиях;

- низкая стоимость работ в пересчете на площадь, даже при высокой плотности сетки;

- не обязательно наличие пробуренных скважин;

- определение вертикальной проницаемости тектонических нарушений;

- возможность проводить измерения в режиме мониторинга и следить за изменением свойств нарушений в процессе бурения скважин, пересекающих плоскость сместителя, при разработке и эксплуатации месторождения.

В основе предлагаемого способа лежит отражение процессов активной миграции в резком нарушении радиоактивного равновесия в ряду радий → радон → дочерние продукты распада (ДПР) радона (RaB, RaC, RaD). Радиоактивное равновесие наступает со временем, если система, в которой находятся продукты распада, закрыта, то есть не происходит выноса или поступления отдельных его элементов относительно других. Нарушение равновесия возникает в результате перемещения одних элементов ряда относительно других из системы либо в систему. При этом перемещение радионуклидов из системы или внутрь нее должно происходить на расстояние, превышающее размеры системы, и за время, более короткое, чем то, которое необходимо для установления радиоактивного равновесия.

Измерение фактических данных на площадях и сравнение их с расчетными данными для закрытых систем позволяет установить степень отклонения реальных систем от закрытых:

- если равновесие смещено в сторону радия, и при этом такое смещение сохраняется продолжительное время, то это означает, что радон выносится из системы за ее пределы, привнос радия в систему лишь на короткий промежуток времени сместит равновесие в сторону радия.

- если равновесие смещено в сторону радона и его ДПР, относительно радия, то это означает, что радон привносится в систему из внешних источников, но при этом не успевает выноситься за ее пределы, и распадается, образуя ДПР радона.

- если равновесие смещено только в сторону радона, относительно его ДПР и радия, то это говорит о том, что радон привносится в систему из внешних источников, при этом он из этой системы достаточно быстро выносится, поскольку не успевает в ней распадаться и образовывать высокие концентрции ДПР радона. Радон в таких системах наиболее подвижен, поскольку за время своей жизни успевает не только эманировать из внешних источников, доходить до пределов системы, но и выноситься из нее. Такой вид отклонений равновесия встречается над тектоническими нарушениями и зонами разуплотнения пород.

Нарушение радиоактивного равновесия в пределах нефтегазоносных площадей начинается еще в зоне взаимодействия подземных вод с углеводородными залежами, создающими резко восстановительные условия. В этих условиях радий легко выщелачивается из горных пород и весьма устойчив в минерализованных водах, в особенности в хлоридно-натрий-кальциевых рассолах. Концентрации радия в пластовых водах вблизи скоплений углеводородов достигают значении до 2⋅10^-7 г/л (29000 кВк/м³), при этом в таких условиях он практически не сорбируется породами, а находится в растворенном состоянии. Попадая в проводящие тектонические нарушения либо в зоны высокой трещиноватости, такие растворы мигрируют по ним в виде газожидкостной смеси. В этой газожидкостной смеси присутствуют пластовые воды (глубинного состава) вместе с углеводородными газами, что приводит к высоким концентрациям радия в этих водах. Радий в таких водах может мигрировать на значительные расстояния, но будет осаждаться при резком изменении рН вод и их состава. Обычно изменение состава отмечается вверх по разрезу, где воды становятся более сульфатными и гидрокарбонатными. Трещинные воды находятся под давлением, но при вертикальной миграции с уменьшением глубины давление будет снижаться, и на определенном уровне они будут сильно перемешиваться с пластовыми водами и дегазироваться. В результате смешивания и дегазации состав трещинных вод изменяется и увеличивается их окислительный потенциал, что приводит к сорбции больших количеств радия на стенках флюидопроводящих каналов (трещин либо каверн). В дальнейшем через такие каналы продолжают фильтроваться пластовые воды с радием, что увеличивает его концентрацию на их стенках. Такой радий выделяет значительные количества радона. Радон, выделившийся в больших количествах при дегазации пластовых вод, попадает в газовый поток более легких газов (углеводородные газы, гелий). Такой газовый поток имеет вертикальное направление движения вплоть до почвенного слоя, где происходит его разгрузка, что и приводит к формированию аномальных концентраций радона.

Гелий является продуктом альфа-распада радиоактивных элементов и представляет собой альфа частицу с двумя электронами, то есть гелий генетически связан с распадом радона и радия. Гелий по своим свойствам очень легкий и инертный газ. Концентрации гелия в почвенном воздухе сильно зависят от скорости газовоздушного потока, поэтому над проницаемыми тектоническими нарушениями концентрации гелия будут невысокие, так как легкий гелий будет относиться газовым потоком дальше точки его разгрузки в почвенный воздух. При низких проницаемостях нарушения либо при высоких экранирующих свойствах нарушения гелий за счет своих небольших размеров молекулы будет проникать по этим нарушениям, но при этом он будет образовывать высокие концентрации над ними, так как газовый поток над ними будет практически отсутствовать.

Предложенный способ включает в себя последовательное осуществление следующих действий:

1. На топооснову наносится рекогносцировочная сетка пунктов замера газовой среды, расположенных на расстоянии 100-300 м друг от друга, и проводятся маршруты, обеспечивающие такую плотность. На участках, где замеры выполнить будет невозможно, подбираются дублирующие точки в целях сохранения требуемой плотности наблюдений. Привязка точки к местности по координатам производится с помощью персонального навигационного прибора.

2. В пунктах замеров бурятся шурфы глубиной до 1-3 м, в зависимости от литологии грунтовой толщи.

3. По завершении бурения в шурфе измеряют объемную активность радона радиометром альфа-активных газов, так же измеряют концентрации дочерних продуктов распада радона и концентрацию гелия.

4. Из нескольких шурфов, где обнаружены высокие концентрации радона, отбираются пробы грунта для анализа концентрации радия в почвах.

5. По завершении исследований на топографическую карту наносят пункты, в которых производились измерения и их результаты.

6. По этим данным строится карта изоконцентраций радона и гелия на выбранном участке.

7. Выявляются участки с наиболее высокими концентрациями радона, гелия и дочерних продуктов распада радона.

8. Полученные результаты сравниваются с данными сейсморазведки для уточнения распространения нарушений по разрезу и исключения аномалий, не связанных с нарушениями.

9. Проводится обработка данных радоно-гелиевой съемки по следующему алгоритму:

9.1. Производят расчеты теоретических значений концентраций радона для закрытых систем при известных измеренных концентрациях радия. Расчет производится по следующей формуле [Ларионов В.В., Резванов Р.А. Ядерная геофизика и радиометрическая разведка. - М.: Недра, 1988. - 325 с.]:

где C_Rn - концентрация радона, Бк/м³; K_Rn - коэффициент экранирования, %; Q_Ra - концентрация радия, г/л; ρ - плотность породы, г/см; η - пористость породы, %.

Производят сравнение концентраций радона теоретических и полученных по измерениям в почве. Сравнение производят по формуле

где K_Ra-Rn - коэффициент радиоактивного равновесия между радием и радоном, усл.ед.; Rn_тeop - теоретические концентрации радона, рассчитанные по формуле (1), Бк/м³; Rn_практ - измеренные концентрации радона, Бк/м³.

На основании полученных расчетов по формуле делают вывод о нарушении радиоактивного равновесия в ряду радий → радон.

9.2. Из всех точек выбирают те, в которых равновесие смещено в сторону радона относительно радия, то есть в этих точках радон образуется не из радия, содержащегося в почвах, а из глубинных источников.

9.3. Для таких точек рассчитываются теоретические значения ДПР радона при известных, измеренных концентраций радона по формуле [Новиков Г.Ф. Радиометрическая разведка. - Л.: Недра, 1989. - 407 с.]:

где С_{ДПР радона} - концентрация дочерних продуктов распада радона, Бк/м³, C_Rn - концентрация радона, Бк/м³; F_Rn - коэффициент равновесия, усл.ед.

Производят сравнение концентраций ДПР радона теоретических, рассчитанных по формуле (3), с измеренными концентрациями ДПР радона. Сравнение производят по формуле

где K_{Rn-ДПР Rn} - коэффициент радиоактивного равновесия между радием и радоном, усл.ед.; ДПР Rn_тeop. - теоретические концентрации радона, рассчитанные по формуле (3), Бк/м³; ДПР Rn_практ - измеренные концентрации радона, Бк/м³.

На основании расчетов по формуле (4) делают вывод о нарушении радиоактивного равновесия в ряду радон → ДПР радона.

9.4. По величине отклонения теоретических и расчетных значений ДПР радона делается вывод об активности газового потока в точках замера. В точках с наибольшими отклонениями теоретических от измеренных значений концентраций в ряду радий → радон → ДПР радона будет наиболее активный газовый поток, и такие точки, скорее всего, расположены над проводящими тектоническими нарушениями.

10. В итоге на карту изоконцентраций радона наносят точки с рассчитанными коэффициентами нарушения равновесия.

11. На карте проводятся изолинии с равными коэффициентами нарушения равновесия.

Полученные результаты могут использоваться при решении следующих геологических задач:

- при выборе оптимального положения для бурения поисково-оценочной скважины в целях сохранения целостности ненадежной покрышки для залежи углеводородов, либо для получения больших дебитов углеводородов за счет увеличенной вертикальной трещиноватости в зонах проницаемых тектонических нарушений или сопровождающих нарушения;

- при выборе наиболее эффективного направления геологоразведочных работ либо площади для детальных сейсморазведочных работ, что позволит уменьшить затраты на такие работы;

- при решении задач поиска залежей нефти и газа, при использовании наряду с другими методами данных по проницаемости тектонических нарушений, так как экранирующие тектонические нарушения могут служить ловушками для углеводородов, а проводящие - их путями миграции;

- при оценке изменения состояния окружающей среды в процессе разведки, разработки и эксплуатации месторождений углеводородов, в режиме постоянного мониторинга;

- при решении задач мониторинга над тектоническими нарушениями в виде серии замеров через определенные промежутки времени, что позволит наблюдать за изменением фильтрационных процессов и изменением проводящих свойств исследуемых нарушений;

- при контроле за различными динамическими процессами воздействия на пласт (закачка воды, теплоносителей или химических реагентов) путем комплексирования наземных радоно-гелиевых съемок с закачкой радона в пробуренные скважины. В частности, данный комплекс будет полезен, если существует угроза жизни и безопасности населению при закачке химических или взрывоопасных компонентов в залежь: после закачки реагентов в пласт можно производить мониторинг концентраций радона на поверхности и в случае их резкого возрастания - эвакуировать население и персонал до возникновения чрезвычайной ситуации.

Предлагаемый способ поясняется фиг. 1, на которой изображена карта с результатами применения радоно-гелиевой съемки.

Пример применения предлагаемого способа

На Южно-Вязовском лицензионном участке выделено две перспективные структуры - Юртовская и Падинская. На этом лицензионном участке были проведены сейсморазведочные работы, в результате которых Юртовская структура была подготовлена к бурению. После сейсморазведки была проведена радоно-гелиевая съемка, которая выявила тектонические нарушения, не совпадавшие с данными сейсморазведки. После этого было выяснено, что часть информации была потеряна при интерпретации материалов сейсморазведки. Впоследствии проведена переинтерпретация результатов сейсморазведки, после чего тектонические нарушения, выявленные сейсморазведкой, стали совпадать с тектоническими нарушениями, выявленными по радоно-гелиевой съемке. По результатам радоно-гелиевой съемки были выявлены зоны высоких концентраций радона, которые совпадали с тектоническими нарушениями, так же были рассчитаны коэффициенты нарушения радиоактивного равновесия между радоном и его дочерними продуктами распада. По результатам этих исследований было выявлено, что наибольшей проницаемостью обладают зоны с коэффициентами нарушения радиоактивного равновесия более 6 условных единиц, и приурочены к западным и восточным частям субширотных нарушений, то есть это проницаемые нарушения. Наименьшей проницаемостью обладает нарушение, разделяющее два блока, у него коэффициент нарушения равновесия равен 2-3 условным единицам, то есть это нарушение является непроницаемым и может служить экраном для углеводородов.

В дальнейшем на Юртовской структуре была пробурена скважина №1 на западном блоке. В результате испытаний был получен приток нефти. На восточном блоке была также пробурена скважина №2, в которой также был получен приток нефти. По результатам бурения этих скважин удалось установить, что на этих блоках ВНК находится на различных отметках и контролируется субширотными тектоническими нарушениями. То есть тектоническое нарушение, разделяющее два блока, является экранирующим для залежей углеводородов, что было подтверждено по радоно-гелиевой съемке. Субширотные нарушения, наоборот, являются проводящими, в результате чего водонефтяной контакт контролируется именно этими нарушениями.

1. Способ выявления проводящих тектонических нарушений для выявления расположения разломов, тектонических нарушений и связанных с ними зон высокой трещиноватости, включающий проведение серии бурения специальных скважин глубиной до 1-3 м, измерение в них концентраций радия, радона и дочерних продуктов распада радона, отличающийся тем, что по высоким концентрациям радона определяют местоположение тектонических нарушений и зон высокой трещиноватости, в которых производится определение коэффициентов нарушения радиоактивного равновесия в рядах радий-радон и радон-ДПР радона, по которым судят о вертикальной проводимости выявленного тектонического нарушения.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что над выявленными тектоническими нарушениями и зонами высокой трещиноватости с целью мониторинга концентраций радона производят серии их замеров через определенные промежутки времени.