SU972452A1 - Способ прогнозировани нефтегазовых залежей - Google Patents

Description

Изобретение относитс  к сейсморазведке и предназначено дл  обнаружени  нефт ных и газоклх залежей, погребенных под толики «олодых осадочных образований.

Сейсморазведка начинает широко использоватьс  дл  прогноза нефтегазоносности вы вленных структур с целью избирательного ввода их в глубокое разведочное бурение .

Схематически проведение этих работ заключаетс  в послойном изучении акустических свойств разреза (скорость , поглоиэние, коэффициенты отражени  и т.д.,). По совокупности локальных параметрических аномалий в определенном интервале разреза делаетс  заключение о наличии нефтегазовой залежи. Достоверность обнаружени  залежей по материалам сейсморазведки в значительной мере зависит от целого рлда факторов - сложность геологического строени  площади , уровень волн-помех, точность и разрешающа  способность аппаратурно-методических средств, состав залежи , глубина ее залегани  и мощность , толщина залежи. Последн   играет важную роль, так как при . прочих равных услови х величина геофизической аномалии пр мо пропорциол 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 погрешност ми наблюдений. Таким образом,

10 в подавл нвдем большинстве случаев нефтегазовые залежи мощностью менее 30-50 м вьщел ютс  очень неуверенно или вообще не выдел ютс .

Прогнозирование залежей Нефти и

15 газа по данным геохимических методом основано на вы влении эффектов миграции углеводородов из залежи вверх по разрезу. При этом по материалам геохимической съемки изу20 чаетс  распределение по площади концентраций углеводородов в приповерхностных отложени х или в придонной воде при .гидрогазосъемке акваторий и по величине геохимических анома25 лий делаху заключение о плавном местоположении залежей. Основные трудности при интерпретации результатов геохимических съемок св заны с распознаванием природы ёшомалий (глу30 бинные или поверхностные факторы..

а при гидрогазосъемке акваторий также с необходимостью выделени  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 оказываютс  значительно смещены в плане относительно местоположени  залежи на значительное рассто вне до дес тков километров.

Наиболее близким к изобретению  вл етс  способ прогнозировани  iнефтегазовых залежей, включающий сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку 2.

Недостатком известного способа  вл етс  низка  достоверность обнаружени  залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах.

Цель изобретени  - повышение достоверности обнаружени  залежей нефти и газа, погребенных в слабоконсолидированных породах.

I

Поставленна  цель достигаетс 

тем, что согласно способу прогнозировани  нефтегазовых залежей, включающему сейсмическое профилирование методом общей глубинной точки и газовую съемку, с помощью сейсмического профилировани  определ ют плановое положение и контуры зон, которые характеризуютс  скоростью продольных волн до 500 м/с и глубиной залегани  100 - 400 м от поверхности земли, затем в пределах оконтуреной зоны провод т фрагментарную газовую съемку на углеводороды, при наличии которых делают заключение о существовании залежей нефти и газа .

Акустические характеристики пористого пласта практически одинаковы вне зависимости от того, содержитс  ли в поровом объеме пласта несколько процентов или несколько дес тков процентов свободного газа и существенно отличны от акустических характеристик полностью водонасыщенного пласта. Дл  растворенного в воде газа подобный эффект не отмечаетс .

На фиг.1 показана зависимость скорости продольных волн в песчанике от состава флюида и количества газа, где 1 - песчаник водонасыщений , 2 - песчаник нефтенасыщений, а - глубина И 1,5 км, б - глубина И 3,5 км, г - .количество кубометров газа,растворенного в кубометре жидкости, в поде (Т) или нефти (П), Q пороговые объем песчаника содержа111И своОолньс) 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 при солености 20-100 и 300 г/л. Кривые 3-5 соответствуют концентрации метана , диффундирующего из залежи нижнемелового возраста, расположенной на глубине Н 1,5 км (соленость вод в пласте-коллекторе равна соответственно 20,100 и 300 г/л).

На фиг.З показано изменение объема свободного газа, содержащегос  в поровом пространстве покрышки, в зависимости от солености пластовых вод. При этом крива  б соответствует солености 20/300, крива  7 - солености 20/20, крива  8 - солености 100/20, крива  9 - солености 300/300 (в числителе указана соленость вод коллектора, в знаменателе соленость вод покрышки,

На фиг.4 представлены зависимости скорости распЕЮстранени . продоль;ных волн в глинистых покрышках, содержащих свободный га-з, от глубины. Крива  10 соответствует скорости волн в глинистой покрышке, не содержащей свободный газ, кривые 11 14 - скорости волн в покрышках, содержащий различный объем свободного газа. Р дом с кривыми указано соленость вод.

Зависимость, представленна  на фиг.1, указывает на наличие критических точек фазового состо ни  порогового флюида, характеризующих переход от количественных изменений к качественным. Действительно, при выделении из жидкого флюида Гнефть, вода) даке небольшого объема (до 10% свободного газа величина скорости продольных волн в песчаном пласте резко уменьшаетс  до значени  скорости в полностью газонасыщенном пласте. В этом случае состав основного поронаполнител  (вода, нефть) практически перестает оказывать какое-либо вли ние на скорость (фиг.1 кривые 1 , 2, 1° и 2° при 20% и более свободного газа.

Особенно резко это про вл етс  при небольших глубинах залегани  пласта. Так, при н 1,5 км скорость волн в водонасыщенном песчанике , содержащем в порах лишь растворенный газ, равна 2300 м/с. По вление 5% свободного газа в порах песчаника приводит к сни5кению скорости до 1600 м/с. Дальнейшее увеличение количества свободного газа (10 100% не приводит к существенному уменьшению скорости, ее. значение остаетс  примерно посто нным и равным 1500 м/с. В нефтесодержащем песчанике скорость распространени  волн пр терпевает такие же изменени . При 5%-ном содержании свободного газа скорость в нефтенасыщенном песчанике равна 1900 м/с, при 10% V 1560 м/с. Колебани  скорости, св  занные с содержанием в поровом объе ме растворенного газа, существенно меньше (начальные участки кривых 1 l, 2). . Таким образом, характер изменени  скорости в пласте всецело определ етс  изменением акустических свойств флюида. Поэтому приведенный график справедлив дл  большинства песчано-глинистых пород, картина изменени  скорости при этом сохран етс , измен ютс  лишь абсолютные значени . Зависимости, представленные на фиг.2, позвол ют определить фазовое состо ние порового флюида на заданной глубине. Действительно, формирование ореола обусловлено эффектом диффузионного проникновени  углеводородов из залежи в покрышку. Исход на  концентраци  газа в области покрышки , непосредственно примыкающей к залежи, не превосходит величины, необходимой дл  полного насыщени  пластовой воды. Фазовое состо ние ореола на конкретном удалении от залежи вверх по разрезу определ етс  избытком или дефектом расчетной концентрации газа по отношению к предельно возможнь1м дл  состо ни  полного насыщени  реликтовой воды глин. Поэтому пор док определени  концентрации ореола на различных удсьлени х от залежи, его фазового состо ни  и вли ни  на акустические параметры разреза можно представить в следующем виде. 1.По кривым максимальной растворимости метана в пластовой воде при заданных услови х солености, давлени  и температуры определ етс  концентраци  углеводородов С в глинис той покрышке на границе с залежью. При расчетах вз ты различные сочетани  солености вод (20 - 300 г/л Соленость реликтовой воды в покрышке , непосредственно примыкающей к залежи, принималась равной солености пластовых вод коллектора, вмещаю щего залежь. 2.Концентраци . С метана в пор де на рассто нии f от кровли залежи к моменту Т после начала процесс диффузии рассчитываетс  по формуле. р/р„ (1 - erf где отношение газовых емкос тей в перекрывающей тол ще и приграничной с залежью области покрьаики. В качестве примера рассматриваетс  нижнемелова  газова  залежь на глубине 1,5 км, перекрыта  молодыми , слабоконсолидированными низкоскоростными образовани ми. Эти образовани  характеризуютс  коэффициентом диффузии Д см/с. Начальные точки кривых 3-5 на глубине Н 1,5 км (Z 0) соответствует значени м Cj, при солености релектовых вод соответственно 20,1000 и 300 г/л, при Н О, Z 1,5 км. 3.На основании сопоставлени  фактической концентрации С- углеводородов в разрезе с кривыми предельной растворимости метана в пластовой воде определ етс  фазовое состо  ние метана в покрышке на различных удалени х от залежи. На фиг.З показан объем свободного газа, приведенный к пластовым услови м и выраженный в процентах. Эта величина характеризует долю порогового объема глинистой покрышки, содержащую свободный газ. Процент свободного газа, содержащегос  в поровом объеме, дл  любых сочетаний солености вод пласта-коллектора и покрышки может быть достаточно высоким и в самом верхнем интервале разреза (0-200 м стремитс  к 10%. 4.Использу  график, приведенный на фиг.1 и учитыва  скорости распространени  воды в молодых глинистых образовани х фиг.4,( крива  10),можно оценить вли ние свободного газа, диффундирующего из залежи, на акустические параметры разреза (скорость в покрышке}. В большинстве случаев, когда нефтегазова  залежь перекрыта толщей молодых глин, акустическое вли ние ореола наиболее интенсивно про вл етс  в верхнем (100-400 м) интервале разреза. При этом аномали  скорости в области ореола может быть весьма значительной (200 300 м/с) по сравнению с фоновым значени ми (1500 - 1800 м/с). Таким образом, погребенна  газова  залежи должна отобрс1жатьс  в caNtjx верхних интервалах разреза ( 100-400 м) аномально низкими значени ми скорости распространени  волн, которые могут быть уверенно выделены по материалам сейсморазведки. Способ осуществл етс  следующим образом. По стандартной методике провод т сейсмическое профилирование методом ОГТ, использу  мини-косы длиной 600-700 м, позвол ющие получить сейсмическую запись до 2,0-2,5 с. Экспресс-ангшизом по Кс1ждому профилю выдел ют аномалии низких скоростей (200-300 м/с) в верхнем интервале разреза. По совокупности профилей определ ют контуры аномальных зон

низкой скорости, приуроченных к верхнему интервалу разреза (до 400-500 м от поверхности). в пределах выделенных аномальных зон фрагментарно, т.е в отдельных точках, провод т газовую г еохимическую съемку на углеводороды . В случае подтверждени наличи  углеводородов в составе анализируемьлх газов делают заключение о соответствии контура зоны аномально низких скоростей предполагаемому контуру погребенной нефтегазовой залежи .

Использование изобретени  повышает достоверность обнаружени  нефтегазовых залежей, коэффициент удачи . при открытии новых месторождений нефти и газа и позвол ет заменить непрерывную геохимическую съемку фрагментарной.

Claims (2)

1.Давыдова Л.Н. и др. к обоснованию применени  сейскюразведки дл  пр мых поисков нефти и газа. Сб. Прикладна  геофизика, вып. 79,

|М., Недра, 1975, с. 82-86.

2.Соколов К.П. Геофизические методы разведки. Недра, 1966,с. 307 (прототип).

(км/сек)

Д5 о Ю го 30 45 50 60 70 80

О 0,5 W t,5 2.0 2.5 W 3.5 4,g jjg I

0 5o miso mm s

rrtrr/

Фиг.( .-Sff T ep1МГ 60-78-80- S

100 20

300

Фиг.1

C(n/i/cM)

I 4 ff e // ИПб

Фиг-З

f.O

0,5

t; f --

0,5: .i..11f .:Лчи;:м -

1.0

w

20/300

1.5 H.KM

Фиг4

2,0 yiKMic}

iO