Способ прогнозирования нефтегазовых залежей

Способ прогнозирования нефтегазовых залежей

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советскик

Социалистических

Республик

<»1972452 (61) Дополнительное к авт. свид-ву(22) Заявлено 140481 (21) 3272594/18-25 с присоединением заявки ¹(23) ПриоритетОпубликовано 071182. Бюллетень ¹ 41

Дата опубликования описания 07. 11. 82 (ф(}М Кп 3

G 01 V 11/00

Государственный «оинтет

СССР но деааи изобретений н открытий (Я3} УДК 550 ° 83 (088.8) (72) Авторы изобретения

Е.Е. Земцов, Я.П. Мало вицкий., Н.П. Шкир и A.È. Коробейник

Всесоюзное морское научно-производственно геофизическое объединение по разведке неф

"Союэморгео" (7Ô) Заявитель (54) СПОСОБ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ

ЗАЛЕЖЕЙ

Изобретение относится к сейсморазведке и предназначено для обнаружения нефтяных и газовых залежей, погребенных под толщей молодых осадочных образований.

Сейсмэразведка начинает широко использоваться для прогноза нефтегазоносности выявленных структур с целью избирательного ввода их в глу..бокое разведочное бурение 1).

Схематически проведение этих работ заключается в послойном изучении акустических свойств разреза (скорость, поглощение, коэффициенты отражения и т.д..). По совокупности локальных параметрических аномалий в определенном интервале разреза делается заключение о наличии нефтегазовой залежи. Достоверность обнаружения залежей по материалам сейсморазведки в значительной мере за висит от целого рида факторов — сложность геологического строения площади, уровень волн-помех, точность и разрешающая способность аппаратурно-методических средств, состав залежи, глубина ее залегания и мощность, толщина залежи. Последняя играет важную роль, так как при прочих равных условиях величина rao физической 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 погрешностями наблюдений. Таким образом, в подавляющем большинстве случаев нефтегазовые залежи мощностью менее

30-50 и выделяются очень неуверенно или вообще не выделяются.

Прогнозирование залежей нефти и газа 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 местоположении залежей. Основные трудности при интерпретации результатов геохимических съемок связаны с распознаванием природы аномалий С глубинные или поверхностные факторы), 972452 а 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 трещинам часто оказываются значительно смещены в плане относительно местоположения залежи на значительное расстояние до десятков километров.

Наиболее близким к изобретению является способ прогнозирования нефтегазовых залежей, включающий сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку t.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 оконтурен ной зоны проводят фрагментарную газовую съемку на углеводороды, при наличии которых делают заключение о существовании залежей нефти и газа.

Акустические характеристики пористого пласта практически оцинаковы вне зависимости от того, содержится ли в поровом объеме пласта несколько процентов или несколько десятков процентов свободного газа и существенно отличны от акустических характеристик полностью водонасыщенного пласта. Для растворенного в воде газа подобный эффект не отмечается.

На фиг.1 показана зависимость скорости продольных волн в песчанике от состава флюида и количества газа, где 1 — песчаник водонасыцений, 2 — песчаник нефтенасыщений, а — глубина Н =- 1,5 км, б — глубина H = 3,5 км, г — количество кубометров i a;; растворенного в кубометре жидкости, в воде (1) илн нефти (11), Q — всроговый объем песчаника, содержа ни с в.з >олвыи газ.

На фиг.2.представлено распределе-, ние концентрации метана, диффундирующего из залежи, по глубине. Пунктиром показаны кривые, соответствующие максимальной предельной раство. римости метана в пластовой воде при солености 20-100 и 300 г/л. Кривые

3 — 5 соответствуют концентрации метана, диффундирующего иэ залежи нижнемелового возраста, расположенной 0 на глубине Н = 1,5 км (соленость вод в 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 пластовых вод. При этом кривая б соответствует солености 20/300, кривая 7 — солености 20/20, кривая 8 - соленос20 ти 100/20, кривая 9 — солености

300/300 (в числителе указана соленость вод коллектора, в знаменателе - соленость вод покрышки).

Hа фиг.4 представлены зависимости скорости распространения,продоль ных волн в глинистых покрышках, содержащих свободный газ, от глубины.

Кривая 10 соответствует скорости волн в глинистой покрышке, не содержащей свободный газ, кривые 11

14 — скорости волн в покрышках, содержащий различный объем свободного газа. Рядом с кривыми указано соленость вод

Зависимость, представленная на

,фиг.1, указывает на наличие критических точек фазового состояния порогового флюида, характеризующих переход от количественных изменений к качественным. Действительно, при выделении из жидкого флюида (нефть, вода) даже небольшого объема (до 10% свободного газа величина скорости продольных волн в песчаном пласте резко уменьшается до значения ско45 рости в полностью газонасыщенном пласте. В этом случае состав основного поронаполнителя (вода, нефть) практически перестает оказывать какое-либо влияни íà cxogocxb

50 (фиг.1 кривые 1, 2э, 1 и 2 при

20Ъ и более свободного газа).

Особенно резко это проявляется при небольших глубинах залегания пласта. Так, при Н = 1,5 км ско55 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 1600 м/с. Дальнейшее увеличение количества свободного газа (10

1009) не приводит к существенному уменьшению скорости, ее. значение остается примерно постоянным и равным

1500 м/с. В нефтесодержащем песчани972452

Способ осуществляется следующим образом.

По стандартной методике проводят сейсмическое профилирование методом ОГТ, используя мини-косы длиной

600-700 м, позволяющие получить сейсмическую запись до 2,0-2,5 с. Экспресс-анализом по каждому профилю выделяют аномалии низких скоростей (200-3ОО м/с) в верхнем интервале раэреза. По совокупности профилей определяют контуры аномальных зон

65 где ке скорость распространения волн претерпевает такие же изменения. При

5%-ном содержании свободного газа скорость в нефтенасыщенном песчанике равна 1900 м/с, при 10% V

1560 м/с. Колебания скорости, связанные с содержанием в поровом объеме растворенного газа, существенно а меньше (начальные участки кривых 1

1, 2а 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 води. Фазовое состояние ореола на конкретном удалении от 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 Со 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 Cz метана в породе на расстоянии t от кровли залежи к моменту Т после начала процесса дифФузии рассчитывается по формуле.

С = С P/P (1 — е г à — - -), P/ Pro — отношение газовых емкостей в перекрывающей толще н приграничной с залежью области покрышки.

f0

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 H =

1,5 км (2 О) соответствует значениям Cä при солености релектовых вод соответственно 20,1000 и 300 г/л, при Н = О, Z = 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 (100-400 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

camax верхних интервалах разреза (100-400 и) аномально низкими значениями скорости распространения волн, которые могут быть уверенно выделены по материалам сейсморазведки.

972452

8,5

О 50 60 60 ЯОО ЛО 3Х ИО 400 450 500 К

Уаг./ 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 подтверждения наличия углеводородов в составе анализируемых газов делают заключение о соответствии контура зоны аномально низких скоростей предполагаемому контуру погребенной нефтегазовой залежи.

Использование изобретения повышает достоверность обнаружения нефтегазовых залежей, коэффициент уда- f5 чи при открытии новых месторождений нефти и газа и позволяет заменить непрерывную геохимическую съемку фрагментарной.

Учитывая, что стоимость бурения 2р одной скважины глубиною 2000 м составляет около 1 млн. рублей, использование изобретения может обеспечить получение значительного экономического эффекта. 25

Формула изобретения

Способ прогнозирования нефтегазовых залежей, включающий сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку, отличающийся тем, что, с целью повышения достоверности обнаружения залежей нефти и газа, по« гребенных в слабоконсолидированных породах, с помощью сейсьяческого профилирования определяют плановое положение и контуры зон, которые характеризуются скоростью продольных волн до 500 м/с и глубиной залегания

100 — 400 м от поверхности земпи, затем в пределах оконтуренной эоны проводят фрагментарную газовую съемку на углеводороды, при наличии которых делают заключение о существо- вании залежей нефти и газа.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Давыдова 3l.Н. и др. К обоснованию примененИя сейсморазведки для прямых поисков нефти и газа. Сб.

"Прикладная геофизика", вып. 79, N., "Недра", 1975, с. 82-86.

2. Соколов К.П. Геофизические методы разведки. "Недра", 19бб,с. 307 (прототип).

972452

g0 М(км)с) 15

05

И,к

Фиг.4

Заказ 8510/38

Тираж 717 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

1130.35, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", г. Ужгород, ул. Проектная, 4

Составитель Е. Городничев

Редактор Г. Бе з вершенко Техред М . Тепер КорРектоР О. Билак