RU2577801C2 - Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности - Google Patents
Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности Download PDFInfo
- Publication number
- RU2577801C2 RU2577801C2 RU2014131807/28A RU2014131807A RU2577801C2 RU 2577801 C2 RU2577801 C2 RU 2577801C2 RU 2014131807/28 A RU2014131807/28 A RU 2014131807/28A RU 2014131807 A RU2014131807 A RU 2014131807A RU 2577801 C2 RU2577801 C2 RU 2577801C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- blocks
- structures
- geochemical
- hydrocarbon
- gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Other Investigation Or Analysis Of Materials By Electrical Means (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigating Or Analyzing Non-Biological Materials By The Use Of Chemical Means (AREA)
- Investigating Or Analysing Materials By Optical Means (AREA)
Abstract
Заявленное изобретение относится к области геохимии и может быть использовано для поисков нефтяных и газовых месторождений. Сущность: по данным аэрокосмосъемки выделяют на исследуемой территории структуры/блоки. На выделенных структурах/блоках бурят шпуры и отбирают в них пробы свободных газов. Проводят хроматографический анализ свободных газов и определяют в них состав углеводородных газов. Определяют тектоническую напряженность структур/блоков. Ранжируют структуры/блоки по углеводородному геохимическому фону и по тектонической напряженности. Структуры/блоки с минимальными углеводородным геохимическим фоном и тектонической напряженностью считают перспективными в нефтегазоносном отношении. Технический результат: повышение информативности и достоверности прогноза. 7 ил., 2 табл.
Description
Изобретение относится к области геохимии и может быть использовано для поисков нефтяных и газовых месторождений.
Известен способ поиска и прогноза продуктивности углеводородных залежей и месторождений, включающий биогеохимическое тестирование (БГХТ), основанное на определении в горных породах суммарной концентрации высокомолекулярных соединений (СК) с учетом показателя сорбционной активности (ПСА), по которому судят о принадлежности образцов керна, шлама к определенному литологическому типу горных пород в пробах, последовательно отбираемых от поверхности по глубине, в котором на стадии, предшествующей постановке глубокого бурения, осуществляемой в процессе проходки неглубоких скважин, и/или в процессе бурения глубоких скважин, в скважинах, подготовленных к БГХТ, проводят БГХТ в пределах тест-интервала, расположенного вблизи биогеохимического барьера, разделяющего разрез на верхнюю зону, в которой доминирующее влияние на величину и распределение СК по глубине оказывают техногенные и/или природные факторы, и нижнюю зону, в которой величина и распределение фонового уровня СК по глубине определяются естественным присутствием и жизнедеятельностью микроорганизмов. Причем положение биогеохимического барьера определяют по одновременному изменению и установлению разброса значений СК с глубиной на уровне 10-15% в эталонной непродуктивной скважине, вскрывающей типовой геологический разрез до глубины залегания потенциально продуктивного горизонта. При этом верхнюю границу тест-интервала определяют как наименьшую глубину, начиная с которой влияние факторов техногенного и/или природного происхождения качественно не изменяют форму распределения СК, а устойчивое отличие значений среднеквадратичного отклонения СК от фонового уровня среднеквадратичного отклонения СК с глубиной составляет более 20% на протяжении не менее 50 м в пределах конкретного стратиграфического подразделения и/или конкретного литологического типа горных пород, нижнюю границу тест-интервала устанавливают на глубине не менее 50 м от верхней границы с интервалом отбора проб не менее 5 м. И по устойчивому превышению значений среднеквадратичного отклонения СК по сравнению с фоновым уровнем среднеквадратичного отклонения СК в соответствующем стратиграфическом подразделении и/или конкретном литологическом типе горных пород в эталонной непродуктивной скважине от его верхней границы до нижней судят о наличии углеводородной залежи под тестируемой скважиной. А по стабилизации значений среднеквадратичного отклонения СК на уровне фона в соответствующем стратиграфическом подразделении и/или конкретном литологическом типе горных пород в эталонной непродуктивной скважине от его верхней границы до нижней судят об отсутствии углеводородной залежи под тестируемой скважиной (патент РФ на изобретение №2156483, МКИ G01V 9/00. Опубл. 20.09.2000 г.).
Однако известный способ сложен и недостаточно точен при поиске залежей углеводородов.
Известен также способ поиска углеводородных залежей, включающий биогеохимическое тестирование на стадии, предшествующей постановке глубокого бурения, осуществляемого в процессе проходки неглубоких скважин и/или в процессе бурения глубоких скважин, в скважинах, подготовленных к биогеохимическому тестированию, проведение биогеохимического тестирования в пределах тест-интервала, расположенного ниже биогеохимического барьера, разделяющего разрез на верхнюю зону, в которой доминирующее влияние на величину и распределение концентрации высокомолекулярных соединений органического происхождения по глубине оказывают техногенные и/или природные факторы, и нижнюю зону, в которой величина и распределение фонового уровня концентрации высокомолекулярных соединений органического происхождения по глубине определяются естественным присутствием и жизнедеятельностью микроорганизмов, определение наличия углеводородной залежи под тестируемой скважиной, в котором при биогеохимическом тестировании образцы группируют по принадлежности к литотипам пород. В каждом образце замеряют концентрацию высокомолекулярных соединений органического происхождения, для каждого литотипа пород вычисляют среднее значение концентрации высокомолекулярных соединений органического происхождения. Выбирают литотип пород с максимальным значением среднего значения концентрации высокомолекулярных соединений органического происхождения. Для выбранного литотипа породы строят график изменения значения концентрации высокомолекулярных соединений органического происхождения по глубине. Определение наличия углеводородной залежи под тестируемой скважиной проводят по наличию наклона графика, а определение отсутствия углеводородной залежи под тестируемой скважиной проводят по стабилизации значений концентрации высокомолекулярных соединений органического происхождения и приближению графика к вертикальной прямой (патент РФ на изобретение №2200334, МКИ G01V 9/00. Опубл. 20.09.2000 г.).
Недостатками данного способа являются высокие затраты и неточность прогноза залежи углеводородов из-за ограничения, дискретности данных.
Наиболее близким к предлагаемому по своей технической сущности является способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности, включающий бурение шпуров, поверхностное газогеохимическое эталонирование с отбором проб, хроматографический анализ газов, определение состава углеводородного газа от метана до гексана включительно, использование полученных данных для расчетов фоновых значений газогеохимических показателей (патент РФ на изобретение №2298816, МКИ G01V 9/00. Опубл. 10.05.2007 г. ).
Но этот способ недостаточно информативен и достоверен, т.к. коренными породами могут быть не только глины, но и другие литологические разности пород: песчаники, алевролиты, мергели, галечники и т.д. В этом случае характер распределения углеводородных газов будет принципиально отличаться от характера распределения газов, полученных из глинистых пород, что вносит изменения в методику работ и влияет на корректность способа.
Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является увеличение информативности и достоверности выявления перспективных нефтегазовых участков.
Поставленная задача решается тем, что в способе геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности, включающем бурение шпуров, поверхностное газогеохимическое эталонирование с отбором проб, хроматографический анализ газов, определение состава углеводородного газа от метана до гексана включительно, использование полученных данных для расчетов фоновых значений газогеохимических показателей, проводят согласно изобретению аэрокосмосъемку исследуемой территории и последующее дешифрирование фотоматериалов или дешифрируют имеющиеся аэрокосмофотоматериалы исследуемой территории. Выделяют на исследуемой территории структуры/блоки, на выделенных структурах/блоках бурят шпуры и отбирают в них пробы свободных газов. Проводят хроматографический анализ свободных газов и определяют в них состав углеводородных газов. Определяют тектоническую напряженность структур/блоков. Ранжируют структуры/блоки по углеводородному геохимическому фону и по тектонической напряженности и структуры/блоки с минимальными углеводородным геохимическим фоном и тектонической напряженностью считают перспективными в нефтегазоносном отношении.
Технический результат заключается в сочетании геохимических и геодинамических методов исследования выбранной территории и использовании свободных, а не сорбированных газов.
Способ осуществляется следующим образом.
Проводят аэрокосмосъемку исследуемой территории и последующее дешифрирование контрастно-аналоговым или обычным визуальным способом фотоснимков или дешифрируют имеющиеся аэрокосмофотоматериалы. Выделяют на исследуемой территории структуры/блоки, на которых бурят, например, мотобуром шпуры глубиной до 5 м.
С целью изоляции забоя шпуров от атмосферного воздуха их тампонируют и создают на забое вакуум, например, с помощью вакуумного насоса.
Ожидают приток свободных газов в шпуры (забой) и отбирают их с помощью пробоотборника в предназначенные для хранения газов герметически закрывающиеся емкости.
Проводят хроматографический анализ свободных газов и определяют в них состав углеводородных газов (от метана до гексана включительно).
Определяют по результатам дешифрирования тектоническую напряженность структур/блоков.
Ранжируют выделенные структуры/блоки по углеводородному геохимическому фону (например, от структур/блоков с минимальным геохимическим фоном к структурам/блокам с максимальным геохимическим фоном) и по тектонической напряженности (например, от структур/блоков с минимальной тектонической напряженностью к структурам/блокам с максимальной тектонической напряженностью).
И структуры/блоки с минимальными углеводородным геохимическим фоном и геодинамической напряженностью считают перспективными в нефтегазоносном отношении.
Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков, что позволяет сделать вывод о соответствии критериям "новизна" и "изобретательский уровень".
Для доказательства соответствия предлагаемого решения критерию "промышленная применимость" приводим пример конкретного выполнения заявляемого способа.
Пример. Заявленный способ был апробирован на территории северо-западного обрамления Прикаспийской впадины. Обзорная схема территории исследований приведена на фиг. 1.
По ранее проведенным аэрокосмосъемкам (фиг. 2) северо-западного обрамления Прикаспийской впадины провели дешифрирование контрастно-аналоговым способом имеющихся аэрокосмофотоматериалов, которые использовались для выбора первоочередных объектов при геологоразведочных работах на нефть и газ.
В процессе дешифрирования были использованы практически все имеющиеся фотоматериалы: фотоматериалы масштаба 1:25000; фотокарты масштаба 1:50000; высотные аэрокосмофотоматериалы масштаба 1:100000.
Основное развитие в пределах площади получили три подтипа ландшафта: овражно-балочный рельеф, террасовый комплекс и лиманные урочища.
В структурно-геоморфологическом плане выделены:
- локальные морфоструктуры с положительными и отрицательными характеристиками;
- линеаментная сеть, фиксируемая по руслам эрозионных врезов, границам выходов геологических горизонтов, почв различного типа, растительных сообществ, участков различной увлажненности;
- трещиноватость, около 30% которой относится к планетарной.
Характерные признаки геодинамической напряженности:
- трещиноватость (фиг. 3);
- денудационные и эрозионные уступы (фиг. 4);
- перехваты верховьев эрозионных врезов (фиг. 5);
- водораздельные останцы;
- суффозия;
- узлы пересечения линеаментов различного направления (фиг. 6).
На исследуемой территории - участки (структуры/блоки) №№1, 2 (фиг. 7) - были поставлены газогеохимические (А) и геодинамические (Б) работы, получена геохимическая характеристика участков (таблица 1) и определена их геодинамическая характеристика (таблица 2).
Из таблиц 1, 2 следует, что минимальным углеводородным геохимическим фоном и минимальной тектонической напряженностью обладает участок №1, который и был рекомендован для проведения буровых работ
По результатам глубокого бурения подтвержден положительный прогноз геохимического тестирования: скважина Смеловская 1 вскрыла нефтяной пласт в породах бобриковского возраста, получен промышленный приток нефти -4,0 м3.
Таким образом, заявленный способ позволяет увеличить информативность и достоверность выявления перспективных нефтегазовых участков.
Claims (1)
- Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности, включающий бурение шпуров, поверхностное газогеохимическое эталонирование с отбором проб, хроматографический анализ газов, определение состава углеводородного газа от метана до гексана включительно, использование полученных данных для расчетов фоновых значений газогеохимических показателей, отличающийся тем, что проводят аэрокосмосъемку исследуемой территории и последующее дешифрирование фотоматериалов или дешифрируют имеющиеся аэрокосмофотоматериалы исследуемой территории, выделяют на исследуемой территории структуры/блоки, на выделенных структурах/блоках бурят шпуры и отбирают в них пробы свободных газов, проводят хроматографический анализ свободных газов и определяют в них состав углеводородных газов, определяют тектоническую напряженность структур/блоков, ранжируют структуры/блоки по углеводородному геохимическому фону и по тектонической напряженности и структуры/блоки с минимальными углеводородным геохимическим фоном и тектонической напряженностью считают перспективными в нефтегазоносном отношении.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131807/28A RU2577801C2 (ru) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014131807/28A RU2577801C2 (ru) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014131807A RU2014131807A (ru) | 2016-02-20 |
| RU2577801C2 true RU2577801C2 (ru) | 2016-03-20 |
Family
ID=55313440
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014131807/28A RU2577801C2 (ru) | 2014-07-31 | 2014-07-31 | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2577801C2 (ru) |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2298816C2 (ru) * | 2005-05-20 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности |
-
2014
- 2014-07-31 RU RU2014131807/28A patent/RU2577801C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2298816C2 (ru) * | 2005-05-20 | 2007-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Е.К.Толмачева. Влияние геологического строения и неотектонической активности зоны сочленения Пугачевского свода и Бузулукской впадины на распределение углеводородных газов в приповерхностных отложениях. Автореф. диссертации на соискание уч. степени кандидата геолого-минералогических наук. Саратов, 2009. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014131807A (ru) | 2016-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Huang et al. | Geochemistry, origin and accumulation of natural gases in the deepwater area of the Qiongdongnan Basin, South China Sea | |
| CN104747183A (zh) | 一种碳酸盐岩储层综合分类方法 | |
| Weger et al. | Paleothermometry and distribution of calcite beef in the Vaca Muerta Formation, Neuquén Basin, Argentina | |
| El Diasty et al. | Geochemical characterization of source rocks and oils from northern Iraq: Insights from biomarker and stable carbon isotope investigations | |
| Euzen et al. | Petroleum distribution in the Montney hybrid play: Source, carrier bed, and structural controls | |
| Sechman | Detailed compositional analysis of hydrocarbons in soil gases above multi-horizon petroleum deposits–a case study from western Poland | |
| Li et al. | Practical application of reservoir geochemistry in petroleum exploration: Case study from a Paleozoic Carbonate reservoir in the Tarim Basin (Northwestern China) | |
| Lunn et al. | Dating and correlation of the Baluti Formation, Kurdistan, Iraq: Implications for the regional recognition of a Carnian “marker dolomite”, and a review of the Triassic to Early Jurassic sequence stratigraphy of the Arabian Plate | |
| Sechman et al. | Surface geochemical exploration for hydrocarbons in the area of prospective structures of the Lublin Trough (Eastern Poland) | |
| Shan et al. | Study on hydrocarbon accumulation periods based on fluid inclusions and diagenetic sequence of the subsalt carbonate reservoirs in the Amu Darya right bank block | |
| Olivarius et al. | Provenance and sediment maturity as controls on CO2 mineral sequestration potential of the Gassum Formation in the Skagerrak | |
| RU2298816C2 (ru) | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности | |
| Blaise et al. | Vertical and lateral changes in organic matter from the Mesozoic, eastern Paris Basin (France): variability of sources and burial history | |
| RU2577801C2 (ru) | Способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтегазоносности | |
| RU2728482C1 (ru) | Способы прямого геохимического прогноза залежей углеводородов | |
| Cesar et al. | Molecular and stable carbon isotope geochemistry of mud-gas-derived hydrocarbons and its application for the assessment of low-permeability reservoirs from the Montney Formation, Western Canada | |
| Sun et al. | Characteristics of faults and their significance in controlling the oil accumulations in Honghe field, Ordos Basin | |
| Gál et al. | Using fluid inclusion salinity data to reduce uncertainty in petrophysical Sw calculation–new application of an old technique in unconventional reservoirs | |
| Szatkowski et al. | Identifying the source of migrating gases in surface casing vents and soils using stable Carbon Isotopes, Golden Lake Pool, West-central Saskatchewan | |
| Su et al. | Exhumation filling and paleo-pasteurization of the shallow petroleum system in the North Slope of the Biyang Sag, Nanxiang Basin, China | |
| Daungkaew et al. | Validating of the Reservoir Connectivity and Compartmentalization with the CO2 Compositional Gradient and Mass Transportation Simulation Concepts | |
| Song et al. | Conventional and unconventional hydrocarbon resource potential evaluation of source rocks and reservoirs: A case study of the upper Xiaganchaigou formation, Western Qaidam Basin, Northwest China | |
| Tang et al. | Fluid evolution and paleo-pressure recovery by Raman quantitative analysis in the Shahejie Formation of the western slope belt in Dongpu Sag, Bohai Bay Basin, China | |
| Laughrey | Comparative Natural Gas Geochemistry of the Hanson 31-5054z Water Well and Select Upper Jurassic–Lower Cretaceous Oil and Gas Wells, Northwest Louisiana | |
| Harrington et al. | Using noble gas and hydrocarbon gas geochemistry to source the origin of fluids in the Eagle Ford Shale of Texas, USA |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160801 |