Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ГЕОХИМИЧЕСКОГО ТЕСТИРОВАНИЯ ЛОКАЛЬНЫХ ОБЪЕКТОВ ПРИ ПРОГНОЗЕ НЕФТЕНОСНОСТИ

Изобретение относится к нефтяной геологии, в частности к поиску и разведке нефтегазовых залежей.

На сегодняшний день базовыми мероприятиями по выбору объектов под глубокое поисково-разведочное бурение являются материалы сейсморазведки, при проведении нефтепоисковых работ, практикуется дополнительно применение геофизических и реже геохимических и биогеохимических методов исследования. На сегодняшний день эффективность геологоразведочных мероприятий, как правило, не превышает 50-60%, а в отдельных регионах - 25%.

Существует способ разведки нефтегазовых залежей, включающий сейсморазведочные работы (выявление локальных поднятий), бурение глубокой разведочной скважины в купольной части поднятия со вскрытием и опробованием всех потенциально продуктивных отложений ["Методика поисково-разведочных работ на нефть и газ", Изд. Недра, Москва, 1964, с.62]. Недостатком известного способа является низкая эффективность разведки за счет недостаточности достоверных данных о продуктивности локальных поднятий.

Известен способ поиска залежи углеводородов, включающий биогеохимическое тестирование (БГХТ), основанное на исследовании биогеохимического сигнала (на концентрации высокомолекулярных соединений, органического происхождения, образующихся в результате жизнедеятельности микроорганизмов) в пределах тест-интервала (ниже биогеохимического барьера), включая шаговый отбор образцов горных пород, осуществляемый в процессе проходки тестировочных скважин, и/или в процессе бурения глубоких скважин. Однако технология требует высоких затрат за счет того, что отбор проб производится с глубин 300 м и более, а на исследуемом объекте (поднятие), как правило бурится одна скважина, неточность прогноза залежи углеводородов объясняется ограничением, дискретностью данных [патент № 2200334 РФ].

Наиболее близким к перечисленному изобретению по технической сущности и достигаемому результату является изыскательский метод GORE-SORBER, включающий: пассивный сбор паров углеводородов при помощи внедренного в почвы (на глубину 60 см), в течение определенного периода времени, искусственно созданного адсорбента, позволяющего сорбировать, а впоследствии обнаружить с помощью газовой хроматографии и массовой спектроскопии углеводородные газы, которые используются в определении источников углеводородов на глубине. Геохимическое моделирование и интерпретация основана на химическом сходстве следов почвенного газа с известным нефтяным источником (нефтяная скважина) и газовым фоном без источника ("сухая" скважина). По результатам работ определяется контур вероятности нефтяного источника геохимической аномалии. [Изыскательские методы GORE-SORBER Exploration Surveys/ американская компания W.L.Gore&Associates, Inc]. Недостатком указанного способа является: значимый процент потери инсталлированных сорберов при извлечении из почвы; монопольное владение компанией W.L.Gore&Associates искусственным адсорбентом, усложняет широкое применение данного геохимического обследования; высокая стоимость метода исследования заставляет ограничивать площади изысканий и увеличивать шаг инсталляции модулей-сорберов (шаг геохимической съемки), что приводит к неоправданным экономическим затратам и снижает эффективность прогноза нефтеносности.

Задачей данного изобретения является разработка способа геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности с использованием метода распознавания образов, обеспечивающего повышение эффективности геологоразведочного процесса за счет: достоверности информации, сужения области поиска нефтесодержащего объекта и сокращения расходов на бурение глубоких скважин. Поставленная задача решается путем проведения поверхностного газогеохимического исследования, которое включает: равномерный отбор проб глинистых образований (природный адсорбент) из пятиметровых шпуров в герметическом состоянии; термовакуумную дегазацию шлама; хроматографический анализ - определение углеводородных газов от метана до гексана включительно; системный вероятностно-статистический анализа и идентификацию спектра углеводородных газов изучаемого объекта (поднятия), с компонентным составом углеводородных газов эталонного объекта (поднятия с доказанной нефтеносностью), учитывая тектоническую зональность и геологические особенности участка исследований; построение геохимической модели вероятной нефтеносности.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом. На обучающем объекте (на поднятие с известной нефтеносностью наиболее близком к объекту исследования) в районе нефтяной скважины проводится приповерхностное газогеохимическое эталонирование (отбор проб из глинистых приповерхностных интервалов до 5 м). На исследуемом сейсмообъекте проводится геохимическое обследование-тестирование, предусматривающее аналогичное бурение шпуров по равномерной сетке 400×400 м с обязательным выносом за пределы сейсмоподнятия на 1-1,5 км. Далее проводится анализ состава углеводородного газа всех отобранных глинистых образцов (природного адсорбента), хроматографическим методом исследуются углеводородные соединения от метана до гексана. Выполняется количественная и качественная оценка образцов с использованием статистической обработки всего полученного материала с учетом геологических особенностей данного района, структурного строения и тектонических нарушений, расчеты фоновых значений газогеохимических показателей, коэффициенты контрастности углеводородных газов и сопоставление с газогеохимическими признаками нефтяного объекта.

Результаты газогеохимических исследований подвергаются математической обработке - "распознавания" параметров геохимических показателей зональных статистических выборок области поиска с выборкой обучающего объекта и фоном (либо, "пустая" скважина). Приоритетные выборки данных образцов: весь участок, зона исследуемого сейсмоподнятия, зона разломов (тектонических нарушений), обучающая зона нефтяного объекта, геохимическая аномалия.

По алгоритму системы обучения строится модель вероятной нефтеносности участка исследования. Вывод о вероятной нефтеносности исследуемого объекта дается на основании сопоставления результатов с показателями объекта с доказанной нефтеносностью.

Анализ отобранных в процессе поиска известных технических решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности признаков и преимуществ, 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. В нефтеперспективном районе Татарстана сейсморазведочными работами закартирован сейсмообъект - Алимовское поднятие. По отражающему горизонту Д₂ выявлены две замкнутые положительные структуры небольшой амплитуды. Северный купол амплитудой 20 м, размером 2×0,6 км² северо-западного простирания, южный купол амплитудой 10 м, размером 2×0,75 км².

По отражающему горизонту С_о (подошве Малиновского подгоризонта нижнего карбона) уверенно фиксируется структурное несогласие карбона и девона. Прослеживается моноклинальный склон, погружающийся в юго-западном направлении. Алимовское поднятие отображено в виде двух небольших террас, разделяющихся структурным носом.

По отражающему горизонту "У" поднятие четко выделяется в виде неправильной брахиантиклинали северо-западной ориентации, разделяясь абсолютной отметкой - 1135 м на два купола: северный купол амплитудой 15-20 м и южный - 10-15 м. Общий размер брахиантиклинали 4×1,5 км² (фиг.1). По отражающему горизонту "В" (кровле верейского горизонта среднего карбона) Алимовское поднятие отражено в структурном плане в виде двух антиклинальных структур: северная структура имеет широтное простирание, ее размеры 2,5×1 км², амплитуда 10-15 м; южная - северо-западного простирания, размеры 2,75×2 км², амплитуда 10-15 м.

Геохимическое тестирование геологического объекта проводилось с использованием приповерхностной газо-геохимической съемки. Отбор проб для газо-геохимических исследований выполнен по равномерной сетки 400×400 м с учетом проходимости района исследований. В каждой точке бурят шурф и из глинистых интервалов производят отбор проб грунта из приповерхностных отложений (глубина отбора проб 3 и 5 м). Анализ состава углеводородного газа произведен хроматографическим методом на хроматографе "Кристалл-2000". Лабораторный аналитический метод позволяет исследовать углеводородные соединения от метана до гексана включительно. По результатам газо-геохимических исследований получена характеристика распределения рассеянных углеводородных газов в приповерхностных отложениях исследуемого участка, строятся карты газонасыщенности по метану, по сумме углеводородных газов, по сумме "тяжелых" углеводородов (фиг.2).

Все пробы, размещенные по площади, сравнивались с геохимическим аномальным продуктивным фоном нефтяной 123 скважины Актанышского месторождения. Вероятность оценки по набору качественного и количественного соответствия между образцами области исследования и нефтесодержащими образцами установлена достоверной с коэффициентом корреляции 0,96. Величина пороговой вероятности 3 названа аномальным порогом. Позиции образцов, имеющих величины выше 3 считаются характерными для существования углеводородной залежи. Позиции, где полученные величины стремятся к нулю, считаются фоновыми характеристиками и предполагаются как недостаточные для углеводородного накопления.

По сходимости геохимических показателей построена карта вероятной нефтеносности (фиг.3).

Проведена количественная и качественная оценка образцов, использована статистическая обработка всего полученного материала с учетом геологических особенностей данного района, структурного строения и тектонических нарушений, фоновых значений газо-геохимических показателей и зоны продуктивной нефтеносности (данными нефтяной 123 скважины) таблицы 1 и 2, фиг.4 и фиг.5, таблицы 1 и 2.

Статистическая обработка газо-геохимических показателей по локальной зоне Алимовского поднятия позволила рассчитать фоновые концентрации компонентного состава углеводородного газа; выделить собственно аномальную геохимическую зону и контрастность газовой углеводородной аномалии. Фоновое значение суммы углеводородных газов равно 5.249·10^-3 см³/кг породы, метана (СН₄) - 4,535·10^-3 см³/кг породы, гомологов метана С₂-С₄ (этан, пропан, бутан) - 0,146·10^-3 см³/кг породы, группы С₅-С₆ (пентан, гексан) - 0,146·10^-3 см³/кг породы.

Зона геохимической аномалии зафиксирована в сводовых частях антиклинальной структуры Алимовского поднятия, прямо над предполагаемой залежью, в районе пикетов 60, 67, 68, 72. Прямая геохимическая аномалия отражает ореол рассеивания сплошного миграционного углеводородного потока. Коэффициенты контрастности аномалии по нефтепоисковым газо-геохимическим показателям составляют: по С₂-С₄ - 5,5, по С₅-С₆ - до 43. Высокое отношение предельных УВ к непредельным (от 13,6 до 124,67) определяет качественный состав УВГ и свидетельствует об эпигенетичности углеводородов, что характерно для нефтеносных участков и тестирует исследуемый объект с положительным прогнозом нефтеносности. Зона разломов тектонических нарушений. Аномальные превышения УВГ выявлены также в зонах тектонических нарушений (пк.8, 28, 29, 35, 36, 37, 38, 45, 46, 47). Анализ углеводородных показателей по данным пикетам установил "ураганные" концентрации СН₄, С₂-С₄, C₅-C₆, и значительное присутствие непредельных углеводородов. Высокие значения газо-геохимических показателей зоны разломов, подтверждают "дыхание", влияние нефтяного объекта.

Зона продуктивной нефтеносности (обучающий объект). На обучающем объекте Актанышского месторождения, в районе скв.123 вскрывшей в тульском горизонте нефть (пк.1, 2, 75, 76, 77) установлен аналогичный углеводородный состав газов, что и на участке геохимической аномалии исследуемой Алимовской структуры.

Если рассматривать зоны вне геохимической аномалии или по сейсмоподнятию в целом, то прогноз нефтеносности носит отрицательный или неопределенный характер. В этих зонах газогеохимические показатели не превышают порогового значения вероятности.

Полученная модель нефтеносности на поднятие, отражает положительный прогноз вероятной нефтеносности в купольных частях Алимовском поднятия (фиг.3). По результатам глубокого бурения (скв. 217 и 217а) положительный прогноз геохимического тестирования подтвержден: скв. 217 вскрыла нефтяной пласт в тульском горизонте, получен приток нефти - 4,5 м³/сут, скв. 217а вскрыла нефтяной пласт в тульском горизонте, получен приток нефти - 6 м³/сут.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет повысить эффективность разведочных работ за счет получения достоверных данных о продуктивности локальных поднятий при низких затратах на разведочное бурение.