Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ПОИСКА ЗАЛЕЖИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ОСНОВЕ ПРИНЦИПА ПАССИВНОЙ АДСОРБЦИИ

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

Известен способ поиска нефтяных залежей, включающий извлечение и естественное концентрирование на сорбент углеводородов из порового воздуха грунтов, определение спектра углеводородов и их концентраций с помощью газовой хроматографии, по которым судят о наличии нефтяной залежи. Используется способ принудительной адсорбции порового воздуха грунтов, забор почвенного воздуха ведется с глубины 1.4-1.5 м с помощью вакуумного насоса. Откачанный воздух пропускается через фильтр. Очищенный фильтром от аэрозоли и пыли воздух пропускают через комбинированный сорбент, на котором накапливаются углеводородные соединения, подвергаемые анализу (патент РФ №2272307, МПК G01V 11/00, опубл. 20.03.2006 г.).

Недостатком способа является трудоемкий процесс отбора и очистки почвенного воздуха.

Известен геохимический способ поисков углеводородов, который заключается в отборе проб и экстракции из них химических элементов в подвижных формах. В каждой точке наблюдения проводят отбор проб почвы из верхнего гумусового горизонта А1 и обогащенного железомарганцевыми соединениями горизонта С. Проводят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов, связанных с органическими соединениями почвы и связанных с железомарганцевыми соединениями. Под действием постоянного электрического тока проводят экстракцию элементов-индикаторов углеводородов в электроподвижных формах. Выделяются аномальные концентрации выбранных элементов-индикаторов, совмещают участки совпадения, в результате чего определяются границы нефтегазоносных провинций или отдельных залежей (патент РФ №2097796, МПК G01V 9/00, опубл. 27.11.1997 г.).

Основным недостатком способа является сложная схема, связанная с аналитическим определением элементов-индикаторов, причем последние находятся в образцах в микроколичествах, являются вторичными новообразованиями, привнесенные за счет миграции от залежи углеводородов. Их характеристика скорее носит общий оценочный характер и неполно отражает истинное состояние ресурсов нефти и газа.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ геохимического тестирования локальных объектов при прогнозе нефтеносности (патент РФ №2298816, МПК G01V 9/00 опубл. 10.05.2007 - прототип). Способ включает отбор приповерхностных проб шлама из глинистых интервалов путем шнекового бурения 3-5 метровых скважин, упаковку грунта в стеклянный сосуд и транспортировку, не нарушающую герметичности упаковки отобранных проб. В лабораторных условиях проводится термовакуумная дегазация и хроматографический анализ отобранного из открытых пор шлама газа (углеводородных соединений от метана до гексана). На основании сопоставления полученных данных с показателями объекта с доказанной нефтеносностью строится модель вероятной нефтеносности.

Недостатки способа:

- трудоемкое бурение 3-5 м скважин, отбор шлама в 0,7-литровые банки, герметичное их укупоривание и транспортировка проб в ящиках к месту лабораторного анализа увеличивает сроки выполнения полевых работ,

- хроматографическим анализом получают ограниченное количество углеводородных соединений (от С₁ до С₆), 13 соединений,

- разрешаемая способность выделения углеводородных компонентов метода низкая, составляет 10^-6-10^-7об.%.

В предложенном изобретении решаются задачи:

- технического упрощения отбора проб, а именно бурение заменяется прокалыванием отверстия в грунте глубиной 60 см металлическим стержнем, отбор шлама из глубины 3-5 м заменяется установкой сорбера-сборщика в отверстие, временным ожиданием и извлечением сорбера, выполняющего пассивную адсорбцию газов,

- увеличение количества определяемых углеводородных соединений (С₂-С₂₀) до 80 компонентов и более, что позволяет расширить количество отличительных признаков, характеризующих заданную модель для получения достоверного набора данных путем применения многомерной статистической обработки,

- повышение разрешающей способности при регистрации компонентов почвенного газа с точностью до 1 пикограмма (1×10^-12 грамма), определяя высокую точность метода,

- расширение области применения метода, за счет выбора сети наблюдения данный способ может быть использован в региональных исследованиях, при оценке углеводородного потенциала малоизученной территории, при геохимическом тестировании локальных поднятий, при оконтуривании залежи нефти (газа или битумов), при детальной геохимической доразведки нефтяного (газового или битумного) объекта.

Технической задачей, на решение которой направлено данное изобретение, является упрощение производства и повышение эффективности поиска залежи углеводородов.

Задачи решаются тем, что в способе поиска залежи углеводородов на основе принципа пассивной адсорбции, включающем отбор проб исследуемого объекта, анализ отобранных проб для определения состава углеводородного газа и интерпретацию данных с использованием вероятностно-статистических методов, согласно изобретению при отборе проб формируют металлическим стержнем отверстия в почве, размещают в почвенных отверстиях сорберы-сборщики, проводят технологическую выдержку для сорбции сборщиками почвенных углеводородсодержащих газов, извлекают из отверстий сорберы-сборщики, проводят анализ проб по цепочке термодесорбция-газохроматография-масс-селективное определение углеводородных соединений, в пробах выделяют не менее 80 углеводородных соединений с точностью до 1 пикограмма (1×10^-12 грамма), с помощью статистических методов классифицируют эталонные и полевые пробы по контролю качества, по уровню значимости анализируемых компонентов, по статистически расчетным признакам эталонных скважин выделяют компонентный состав типа нефти (газов, битумов), при этом образ нефти (газа, битума) задается 100% вероятности, отсутствие нефти (газа, битума) - 0% вероятности, при совпадении вероятности не менее чем на 75% пробы относят к продуктивным; строят модель - геохимическую карту вероятностей обнаружения углеводородных залежей, оконтуривают залежь прогнозной величиной вероятности 75% и более.

Сущность изобретения

Существующие способы поиска залежей углеводородов требуют бурения скважин и шурфов, а анализ углеводородных соединений ограничивается малым количеством выделяемых соединений, что увеличивает сроки выполнения полевых работ и снижает точность анализа. В предложенном изобретении решается задача сокращения сроков выполнения полевых работ, упрощение технологии производства полевых работ, расширение количества определяемых углеводородных соединений, изменение качественной разрешающей способности до нанограммов, повышение точности поиска залежи углеводородов.

Задача решается следующим образом.

Предлагаемый способ основан на осадочно-миграционной концепции происхождения нефти и учении о миграции химических элементов в земной коре.

Вертикальный диффузионно-фильтрационный массоперенос углеводородов из залежей нефти, газа и битума приводит к формированию в перекрывающих отложениях аномалий или полей аномальных концентраций углеводородов и связанных с ними компонентов. Тектонические, литологические, геотермические и гидрогеологические факторы определяют тот или иной механизм массопереноса - миграция флюидов через толщи перекрывающих залежь пород в виде макропросачиваний, по разломам в геологических структурах, либо вертикальных микропросачиваний, сквозь перекрывающую залежь толщу осадочных отложений (Klusman, 1993, Coleman et al., 1977).

Задача определения вертикального диффузионно-фильтрационного массопереноса углеводородов решается за счет применения принципа пассивной адсорбции углеводородов почвенно-грунтового воздуха при помощи сорбера-сборщика. Механизм адсорбции почвенного газа основан на мембранно-контролирующем отборе углеводородных соединений на адсорбирующий материал, состоящий из специализированных полимеров, активированного угля, заключенных в сетчатую капсулу. Пассивный пробоотборник помещен в оболочку из микропористой политетрафторэтиленовой мембраны.

Мембранно-контролирующий материал препятствует контакту сорбента с частицами почв, грунтов и влаги, гарантируя механизм сбора углеводородных соединений в газообразной форме, за определенный временной промежуток постепенно накапливающихся на адсорбирующем материале.

Технология предлагаемого способа состоит в следующем. Грунт исследуемого объекта вручную прокалывают металлическим шпуром (металлическим стержнем), образуя отверстие глубиной порядка 50-100 см и диаметром до 1,5 см. В отверстие помещают сорбер-сборщик, например, VGCs фирмы Supelko Edition, термодесорбер НПЦ «Эридан» и т.п. Место пробы отмечают на карте, а координаты фиксируют с помощью приемника GPS навигатора. Время ожидания сорбера-сборщика в грунте от 17 до 21 суток. Этот период времени определен опытным путем и считается оптимальным для большинства областей и климатических условий. Через установленное количество дней сорбер-сборщик извлекают из грунта, помещают в герметичный стеклянный сосуд с плотно закрывающейся крышкой и отправляют в лабораторию.

В лаборатории производят химический анализ по цепочке термодесорбция-газохромматография-масс-селективное определение углеводородных соединений с использованием аналитического оборудования, например, фирм «Шимадцу» (Япония) или «Агилент» (Канада). Данная схема анализа общепринятая, использование аппаратуры зарубежных фирм: прибор для автоматической подачи проб для производства анализов фирмы Shimadzu/ Япония - AOC-20i, газохроматомасс-спектрометр фирмы Shimadzu/ Япония - GCMS-QP2010, масс-селективный детектор фирмы Agilent/ Канада - G2577A; программное обеспечение фирмы Shimadzu/ Япония - GCSM-Solution 2.10. позволяют определять содержания углеводородов в геохимических пробах с пассивной адсорбцией с точностью до 1 пикограмма (1×10^-12 грамма), выявлять более 80 соединений, включая нормальные алканы, изоалканы, циклоалканы, ароматические углеводороды, полициклические ароматические углеводороды, алькены, альдегиды и т.д. от С₂ (этан) до С₂₀ (фитан). Содержание углеводородных соединений определяют в абсолютных единицах - нанограммах с использованием десятых и сотых долей последних, что позволяет данную технологию относить к так называемым «нанотехнологиям». Ранее известные устаревшие технологии позволяли определять содержание углеводородов в так называемых ррм (10^-6), в относительных единицах долей объемных процентов, при этом не достигалась высокая точность сопоставления результатов проб друг с другом.

Для получения достоверного результата важны и количество определяемых компонентов, и чувствительность метода. В приповерхностных отложениях осадочного чехла многие углеводородные компоненты, находящиеся в нановесовых частях, поэтому чувствительность приборов является необходимым условием успешного поиска залежи углеводородов. На приборах с низкой чувствительностью порядка ppm- %10^-6, при этом состав отдельных компонентов определяется на уровне шумов. Увеличивая чувствительность приборов повышается точность сравнительного анализа, т.к. удается сравнивать не по одному признаку, а по 80-ти признакам.

Чем больше отличительных признаков, характеризующих совпадения спектра компонентов точек наблюдения со спектром компонентов опробованной тестировочной нефтяной скважиной (образом нефти), тем выше вероятность прогноза.

Результатом работ является геохимическое моделирование. Моделирование заключается в интерпретации полученных данных с помощью методов многомерной классификации и распознания образов, исключения соединений, не отвечающих заданным условиям по соотношению сигнал/шум, в классификации и распознании образов с использованием статистических методов, включая анализ главных компонентов (АГК), дискриминантный анализ (ДА) и иерархический кластерный анализ (ИКА). Определяется сводный «образ» модели нефть(газ, битумы)-фон, сопоставление данных каждой пробы исследуемого объекта выполняют с данными проб отобранных вокруг известных эталонных объектов - пустого, приравниваемого к 0% и продуктивного, приравниваемого к 100%, строится геохимическая карта вероятностей обнаружения углеводородных залежей, где контур предполагаемой залежи на поверхности представляется изолинией в 75% вероятности.

Пример конкретного выполнения

С помощью способа пассивной адсорбции поверхностных газов выполняют поиск залежи углеводородов на Поповкинском сейсмоподнятии в Ульяновской области.

Грунт вручную прокалывают шпуром (металлическим стержнем), образуя отверстие глубиной 60 см и диаметром до 1,5 см. В отверстие помещают сорбер-сборщик VGCs фирмы Supelko Edition. Место пробы отмечают на карте, а координаты фиксируют с помощью приемника системы глобального позиционирования (GPS). По достаточно равномерной сетке 250×250(400)м, показанной на фиг.1, устанавливают 160 сорберов, дополнительно 30 сорберов устанавливают в 50 м от эталонных скважин, из них 15 шт. - в районе нефтяной скв.70 и 15 шт. - в районе «пустой» скважины 64.

Время хранения сорбера-сборщика в грунте от 17 до 21 суток. Каждый сорбер-сборщик извлекают из грунта, помещают в герметичный стеклянный сосуд с плотно закрывающейся крышкой и отправляют в лабораторию.

В лаборатории производят химический анализ по цепочке термодесорбция-газохромматография-масс-селективное определение углеводородных соединений с использованием аналитического оборудования фирмы «Шимадцу» (Япония) хромато-масс-спектрометром марки GCMS-QP2010 Plus и Агилент 7890 (Канада). Аналитические исследования, как подсказывает опыт химико-аналитических и характеристик используемой аппаратуры, могут осуществляться на других приборах с незначительными подстройками, главной особенностью является высокая чувствительность приборов и широкий спектр определяемых соединений. Определяют содержание углеводородов в геохимических пробах - в сорбенте с точностью до 1 пикограмма (1×10^-12 грамма) и выявляют более 80 соединений. Содержание углеводородных соединений определяют в абсолютных единицах - нанограммах с использованием десятых и сотых долей последних. Результаты наиболее характерного анализа представлены в таблице 1.

Проведена матстатистическая обработка данных.

Выполняется анализ канонических величин - определение пригодности данных для использования на основе изучения соотношений между подмножествами проб, представленных центроидами этих подмножеств. Ориентация пространства данных в этом методе задается таким образом, чтобы расстояние между заданными подмножествами проб при проекции на плоскость было наибольшим. Исходные подмножества проб обычно включают в себя различные классы калибровочных проб и пробы, распределенные по участку исследования. Если между полевыми пробами как классом и различными калибровочными контрольными пробами отмечается четкое разделение, можно уверенно утверждать, что полевые пробы являются значимыми и могут использоваться при дальнейшем моделировании и разработке геохимической модели. На фиг.2 показано разделение между классами полевых проб и всеми прочими калибровочными классами, данное разделение указывает на выявление отличительных геохимических характеристик на исследуемом участке и, таким образом, подтверждает достоверность полученных данных.

Далее рассматриваются полученные химические данных по отношению сигнал/шум в случае целесообразности некоторые химические переменные отбраковываются.

Перечень соединений, отвергнутых по соотношению сигнал/шум:

Этилен/Этан

Пропилен

Пропан

Бензол

1-Гептен

Толуин

Циклогептен

Октан

2,6-

Диметилгептан

Этилциклогексан

Этилбензен

1-Нонен

Стирен

Альфа-пинен

Камфен

Бетта-пинен

Бензофуран

Лимонен

Ундекан

Карбазол

График, представленный на фиг.3, показывает, что значения представленных химических компонентов зарегистрированы на уровне шума (или другими словами на уровне лабораторных калибровочных проб, не участвовавших в полевых исследованиях), не могут оказывать влияния при классификации проб.

Классификация данных полевых проб выполнена по двум наборам (группам) образцов проб дискриминантным анализом. Каждая «группа» проб является представителем конкретного физического воздействия, оказанного в той среде, в которой отбирались пробы. Исходные переменные имеют химическую природу, поэтому разделение на группы образцов проб выражается химическим различием между группами. Приняты среднестатистические показатели «конечных членов» (компонентов), наилучшим образом отличающиеся или выделяющиеся центроидами заданных классов, которые показаны на фиг.4. На фиг.4 столбцы, отмеченные штриховкой, отражают гистограмму компонентного состава усредненных значений углеводородных соединений проб, отобранных в районе нефтяной скважины №70, а столбцы, отмеченные точками, - гистограмму усредненного компонентного состава образа фона проб, отобранных в районе пустой скважины №64.

В продуктивной скважине присутствуют алифатические углеводороды (С₆-С₁₂), массовая доля (в нанограммах) которых превышает значения пустой скважины.

Все пробы с нефтяной скважины №70 использовались для определения общего характера эманации на поверхность нефтяного коллектора, данное условие приравнивалось к 100% вероятности присутствия нефти. Аналогично этому, все пробы с сухой скважины №64 использовались для определения общих характеристик эманации «фоновых» участков, пустого, приравниваемого к 0% вероятности.

Затем выполняется классификация проб, характеризуемых с неопределенным воздействием; т.е. каждая проба сравнивается с уже определенными группами образцов проб и рассчитывается вероятность соответствия к каждой из групп образцов. Сравнение полевых образцов с этими двумя группами присваивает каждому из них вероятность того, какое воздействие будет сильнее: нефтепродуктов либо воздействие геохимического фона.

Распределение данных полевых проб, проб продуктивной скважины, а также проб пустой скважины, представлено на фиг.5, где показана схематическая классификация проб по обучающей выборке «нефть-пусто». В таблице 2 показана группировка значений проанализированных проб, где пробы по расстоянию Махаланобиса отнесены к тому или иному классу. На основании сопоставления данных полевых проб с эталонными, каждая геохимическая проба получает свой процент вероятности от 0% до 100% по отношению к эталонам. Минимум расстояния исследуемой точки до центроида совокупности (расстояния Махаланобиса) определяет ее принадлежность классам «нефть» или «пусто» табл.2.

По полученным данным вероятностей геохимических проб составляют геохимическую карту нефте(газо-битумо-)подобных вероятностей обнаружения углеводородных залежей, где контур предполагаемой залежи на поверхности представляется изолинией в 75% вероятности (фиг.6).

По полученным данным вероятностей геохимических проб составляют геохимическую карту нефте(газо-битумо-)подобных вероятностей обнаружения углеводородных залежей. Карта показывает контур поверхности, рассчитанной с помощью компьютера, исходя из величины вероятности, определенной для каждой точки отбора проб.

Конфигурация оконтуренной поверхности зависит от расстояния между пробоотборниками и плотности их установки, а также от значений вероятности проб. Контур предполагаемой залежи на поверхности представляется изолинией в 75% вероятности. На фиг.6 жирной линией отмечен контур залежи нефти, установленный на Поповкинском поднятии. Значения вероятности выше 75% указывают на те области в пределах участка исследования, которые проявляют характеристики, схожие со сводным образом нефтяной залежи, установленной от скважины №70.

Интерпретация полученных геохимических результатов должна выполняться в совокупности с сейсмическими данными исследуемого участка.

В результате работ, как показано на фиг.6, в восточной части участка исследования, на Поповкинском поднятие выделен геохимический объект, который состоит из 32 аномальных проб, объект простирается далее на восток за пределы участка обследования. Аномалия выглядит геохимически устойчивой и представляет собой ореол проявления нефти. Аномалия устойчива в том смысле, что определяется более чем по 3 точкам, расположенным последовательно.

Обособленные аномальные области с контуром изолиний 75% и выше характеризуют дополнительные, вполне возможно самостоятельные, геохимические объекты, но в связи с их малым размером они не представляют практического интереса.

Результаты проведенных работ на Поповкинском и примыкающих к нему поднятиях позволили дать рекомендации для продолжения поисково-разведочных работ. Как показано на фиг.7, две пробуренные скважины вскрыли УВ залежи в терригенных отложениях башкирского яруса нижнего карбона и карбонатных отложениях башкирского яруса среднего карбона.