Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗОН ГЕНЕРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ ДОМАНИКОИДНЫХ И СЛАНЦЕНОСНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В РАЗРЕЗАХ ГЛУБОКИХ СКВАЖИН

Изобретение относится к геологии, включая поисковую геохимию на нефть, и может быть использовано для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. При проведении геологоразведочных работ на нефть важным этапом является выявление в разрезе потенциально нефтематеринских пород, а также получение сведений о достижении зрелости нефтематеринской породы, необходимой для начала генерации нефти.

В традиционной нефтяной геологии до сих пор уделялось недостаточное внимание изучению доманикоидных формаций в связи с тем, что в них отсутствуют хорошие коллекторы для скопления углеводородов (УВ). Вместе с тем сланцевые толщи и доманикоидные отложения представляют собой особый нефтепоисковый объект, поскольку генерированные УВ аккумулируются непосредственно в самой толще этих пород. В последние годы появились специальные технологии бурения для извлечения углеводородов из низкопроницаемых коллекторов, поэтому доманикоидные и сланценосные отложения становятся весьма актуальным объектом для получения углеводородов.

Основной задачей, которая должна быть решена на этапе оценки нефтегенерационных свойств доманиковых и сланценосных отложений, является определение непосредственно самих толщ, обогащенных органическим веществом, способных генерировать УВ и относимых к зоне нефтегенерации и зоне газогенерации.

Доманикоидные и сланценосные отложения, различаясь по содержанию органического углерода (содержание для доманикоидных пород Сорг 0,5-24%) для сланцевых - более 24%), являются потенциально нефтематеринскими толщами, т.е. способными к генерации УВ. Способность к генерации УВ из органического вещества определяется рядом геологических факторов, ведущим из которых является палеотемпературный фактор прогрева пород в процессе катагенеза пород. Считается, что основная генерация УВ происходит в отложениях, определяемых как зона нефтяного окна, характеризующихся палеотемпературным прогревом примерно 90-170°C и определенными физико-химическими изменениями свойств органического вещества, которые соответствуют градациям мезокатагенеза МК₁-МК₂, а также отвечают началу преобразований градации МК₃.

Доманикоидные и сланценосные породы, например, в Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции залегают фактически в пределах всего вскрываемого интервала отложений, изучаемых на нефть и газ на различных гипсометрических уровнях от поверхности (обнажения) до глубин 5,5 км. Вскрываемые отложения глубокими скважинами при бурении характеризуются каротажными диаграммами, в т.ч. и гамма-каротажными. В зависимости от палеопрогрева ОВ пород одного и того же возраста может находиться на разных уровнях зрелости и соответственно различаться в способности к генерации УВ. В связи с этим определение по комплексу физических показателей отложений, генерирующих и одновременно аккумулирующих УВ, является весьма актуальным.

Значения гамма-активности, определяемые по радиоактивному каротажу, представляют собой суммарный отклик содержания урана в породе и в органическом веществе.

В настоящее время определение содержания органического вещества возможно по значениям гамма-каротажа. Например, коэффициент корреляции в баженовской свите составляет 0,67. [1]. В геологической практике это значение иногда применяется для приближенной оценки количества общего органического углерода или TOC (TOC - Total Organic Carbon) в глинах.

Таким образом, оценивается вклад в значения гамма-активности по каротажу органической части породы. Кроме того, следует учитывать, что вклад в общую гамма-активность радиоактивного каротажа вносят глинистые породы, содержащие радиоактивные торий и калий.

Поскольку в результате проведенных экспериментов была установлена зависимость между содержанием органического вещества и изменением величины гамма-активности урана при его созревании, можно прослеживать в пределах сланценосных и доманикоидных отложений отклик по гамма-каротажу, обусловленный изменением зрелости органического вещества и отвечающий зонам генерации нефти и газа.

Существуют разные способы определения зон нефте- и газогенерации обогащенных органическим веществом толщ.

Наиболее известным способом, при котором определяются отложения зоны нефтегенерации, является способ выделения нефтенасыщенных битуминозных глинистых коллекторов по данным промысловой геофизики, разработанный В.В. Хабаровым в 1980 гг. на примере отложений баженовской свиты Западной Сибири [1]. Этот метод основывается на показаниях гамма-каротажа (ГК), нейтронного каротажа (НК) и показаниях фокусированного бокового каротажа (БК) и применяется в отложениях баженовской свиты на Сургутском своде с 1996 г.

Недостатком этого способа является большое число расчетных формул для различных литологических пачек, выделяемых в соответствии с семью литологическими типами пород баженовской свиты (С1, С2, С3, Р1, Р2, Р3, Р4).

В качестве альтернативного способа известен способ определения зрелых нефтематеринских пород по патенту РФ №2261438 [2].

Способ включает отбор породы, выделение органического вещества из породы и его анализ. Выделенное из породы растворимое в органических растворителях органическое вещество хроматографируют и детектируют 4-метилдибензтиофен (4МДБТ) и 1-метилдибензтиофен (1МДБТ). При значении отношения 4МДБТ/1МДБТ>0,9 нефтематеринскую породу считают зрелой.

Недостатком этого способа является определение зрелости на основании изучения только растворимого в органических растворителях органического вещества породы. При этом не исключается возможность нахождения в составе растворимого ОВ органики как сингенетичного генезиса, так и эпигенетичного ОВ (мигрирующего из других слоев), что не позволяет однозначно оценивать зрелость ОВ пород. Данный способ требует детальной лабораторной пробоподготовки и не является достаточно экспрессным.

Известен более совершенный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификации по данным ГИС, разработанный Вендельштейном Б.Ю. и Костериной В.А. [3]. Предлагаемый способ выделения коллекторов, разделения их на классы и оценки характера насыщающего флюида рекомендуется для использования при оперативной и сводной интерпретации результатов ГИС в скважинах нефтяных и газовых месторождений.

Недостатком этого способа является отсутствие анализа гамма-активности, содержания и зрелости органического вещества вмещающих пород, что не позволяет четко прослеживать границы зон нефтегенерации и газогенерации.

В качестве прототипа для предлагаемого способа рассматривается «Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты», защищенный патентом РФ №2330311 [4].

Для определения объемного содержания твердого органического вещества и глинистых минералов вместо интегрального метода ГК используют метод спектрометрического гамма каротажа (СГК). По СГК рассчитывают вклад каждого из радиоактивных элементов K (калий), U (уран) и Th (торий) в общую радиоактивность пород и их урановые эквиваленты. Способ основан на результатах изучения обогащенных органическим веществом пород баженовской свиты, нефтеносность которых установлена.

Способ включает отбор образцов керна из опорных скважин, исследование образцов для определения содержания глинистой фракции и твердого органического вещества, проведение в каждой исследуемой скважине нейтронного и бокового методов каротажа для определения величины пористости и выделения продуктивных коллекторов. На образцах керна из опорных скважин дополнительно измеряют содержание всех породообразующих минералов, элементный состав, состав органического вещества, распределение атомов урана по шлифам, отобранным по всему стволу каждой опорной скважины, и формируют объемную минерально-компонентную модель отложений баженовской свиты с определением петрофизических характеристик всех составляющих этой модели. При этом в каждой исследуемой скважине проводят дополнительно спектрометрический гамма-каротаж для определения концентраций калия, урана, тория, после чего строят зависимость водородосодержания, определенного по нейтронному каротажу, от содержания урана по спектрометрическому гамма-каротажу:

W=F(URAN),

где W - водородосодержание, определенное по нейтронному каротажу,

URAN - содержание урана по спектрометрическому гамма-каротажу.

Далее выявляют связь между содержанием урана и водородосодержанием в твердом органическом веществе:

Wi=A·URAN+B,

где Wi - водородосодержание в твердом органическом веществе;

A и B - коэффициенты зависимости.

Затем строят зависимость между суммарным излучением калия и тория и водородосодержанием по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе:

Δ=F(UeKTh),

где UeKTh - урановый эквивалент калия и тория;

Δ=W-Wi - водородосодержание по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе.

Далее выявляют связь между UeKTh и водородосодержанием в глинах (Δi)

Δi=C·UeKTh,

где Δi - водородосодержание в глинах;

C - коэффициент зависимости,

а коэффициент пористости для отложений баженовской свиты определяют по формуле:

Кпi=(Δ-Δi)/wн,

где Кпi - коэффициент пористости;

wн - водородосодержание в нефти.

Продуктивными коллекторами признают отложения баженовской свиты, обладающие пористостью, отличной от нуля.

Недостатком способа по патенту №2330311 является то, что в каждой исследуемой скважине требуется проведение дополнительного спектрометрического гамма-каротажа, позволяющего разделить общее гамма-излучение на излучения калия, тория и урана. Недостатком способа определения объемного содержания ОВ по СГК является большое число измерений для формирования объемной минерально-компонентной модели изучаемых отложений с определением петрофизических характеристик всех составляющих этой модели. Получаемые результаты зависят от точности проводимой калибровки аппаратуры при проведении СГК. При этом только зависимости, полученные на коллекции керна, позволяют находить связи между измеренными геофизическими параметрами. Кроме того, оценка содержания органического вещества не дает ответа на вопрос, какие именно соединения углерода присутствуют в отложениях, что не позволяет однозначно соотнести породы с зоной генерации нефти или с зоной генерации газа.

Технический результат предлагаемого изобретения выражается в повышении достоверности и экспрессности определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях.

Технический результат достигается тем, что в способе определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин, включающем отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества (НОВ), исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, иначе осуществляется исследование отобранных проб.

В отобранных образцах керна определяют гамма-активность урана по керну, затем определяют значения показателя r по соотношению значений гамма-активности по каротажу к гамма-активности урана по керну, по этим значениям устанавливают тип отложений, различающихся по содержанию органического углерода Сорг для доманикоидов, доманикитов и сланцев (таблица 1).

Для дальнейших исследований отбирают пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу (рис.1), из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции k_i между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений (доманикоидов, доманикитов, сланцев) по таблице 2, и по результатам сравнения значений с k определяют перспективную зону генерации углеводородов. Затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии, по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны образования углеводородов, т.е устанавливают зоны генерации нефти и газа.

Для исключения проб с преобладанием глинистых составляющих в случаях, когда соотношения значений показателя r и коэффициента корреляции k составляют менее 0,5, осуществляют исследование показаний пробы породы в отложениях выше и ниже исследуемой зоны в инфракрасном диапазоне света для исключения влияния повышения гамма-активности породы за счет ее увеличения в минеральной части.

Содержание ²³⁸U породы определяют по индивидуальной активности изотопа А Бк/кг абсолютным методом гамма-спектрометрического анализа. Количественное содержание ОВ, устанавливаемое на уровне диапазона содержания Сорг в доманикитах, доманикоидах и сланцах, по значениям r для дополнительного контроля определяют методом ИК-спектроскопии по числу и интенсивности полос поглощения в соответствующих диапазонах волн (рис.2).

Предлагаемый способ определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях позволяет сократить объем исследований, а на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик проб позволяет повысить достоверность исследований, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

В процессе проведения экспериментальных работ ИК-спектроскопическим методом была установлена прямая корреляция между гамма-активностью пород и содержанием ОВ, а в пределах одной толщи при разных глубинах погружения установлена обратная зависимость между величиной гамма-активности пород и уровнем катагенетической преобразованности ОВ.

Таким образом, предложенный способ определения зон генерации нефти и газа доманикоидных и сланценосных пород на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик позволяет повысить скорость, детальность и достоверность их выявления, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

Известно, что повышение содержания глинистости породы с одновременным уменьшением содержания органического вещества не вызывает существенных изменений в суммарной характеристике гамма-активности за счет повышения вклада тория и калия в увеличивающейся минеральной части осадочных пород и уменьшения вклада урана при уменьшении содержания органического вещества. Установлено, что такие изменения связаны с изменением фациальных условий осадконакопления, обусловленных рядом геологических факторов на стадии седиментогенеза и определяющих также смену биофаций в разрезе.

С целью подтверждения наличия в разрезе с высокой гамма-активностью интервала, обогащенного ОВ, осуществляется выборочный контроль по керну и определяется биофациальная обстановка путем выделения нерастворимого органического вещества и его изучения в световом микроскопе.

При биофациальном контроле оценивается состав и качество ОВ в пределах разреза, что обеспечивает в дальнейшем достоверную оценку мощности интервала, охарактеризованного по данным гамма-каротажа.

С целью выделения интервала разреза в скважине с общими характеристиками по глинистости пород проводится их доизучение ИК-спектроскопическим методом, позволяющим по изменению интенсивности поглощения определить увеличение содержания глинистых частиц.

В связи с этим первый этап сводится к анализу данных гамма-каротажной диаграммы скважины и выбору из соответствующего интервала разреза скважины пробы керна (или шлама) для контроля оптическими методами.

На втором этапе происходит установление уровня катагенетической преобразованности ОВ по данным гамма-каротажа, гамма-активности НОВ, ИК-спектроскопии на уровне градаций катагенеза и отнесение отложений к зоне нефтегенерации или зоне газогенерации.

В связи с этим второй этап разбивается на подэтапы.

Первый подэтап связан с определением зрелости ОВ или степени его катагенетической преобразованности по результатам изучения ОВ, извлеченного из керна, методами оптической микроскопии и ИК-спектроскопии и по значениям гамма-активности в нерастворимом органическом веществе.

Основой для реализации способа являются экспериментальные данные.

При изучении сланценосных отложений Калининградской области и диктионемовых сланцев Восточно-Европейской платформы, доманикитов и доманикоидов Тимано-Печорской провинции определялось содержание ²³⁸U в породе, керне, в НОВ, определялся уровень катагенеза ОВ.

Содержание ²³⁸U в нерастворимом ОВ определялось по гамма-спектрометрическим характеристикам тем же методом, что и в случае его определения в породе. Содержание Сорг определялось химико-битуминологическим методом и сопоставлялось с данными ИК-спектроскопических исследований по содержанию органики в НОВ, уровень катагенеза ОВ определялся на основе данных ИК-спектроскопии.

Методом ИК-спектроскопии по характеристике полученных спектров на основе анализа полос и величины интенсивности поглощения образца и на основании полученных спектральных характеристик с эталонными образцами определяется градация катагенеза ОВ вмещающих пород.

В целом для отложений, относимых по данным ИК-спектроскопии к зоне нефтяного окна (МК₁, МК_2-3) и генерирующих нефтяные углеводороды, установлены пониженные значения k при наибольшем разбросе их величины.

При этом контроль по изменению глинистости пород, влияющей на показатели радиоактивного каротажа, осуществляется в инфракрасном диапазоне света только в случаях резкого различия в значениях показателей - гамма-спектральной характеристики породы и гамма-спектральной характеристики НОВ по соотношению значений r и k, составляющей менее 0,63.

Контроль изменения биофациального состава ОВ осуществляется методом оптической микроскопии в проходящем свете при увеличении в 100 раз на микроскопе Leica.

Для получения количественных волновых характеристик, контролирующих изменение глинистости пород, и оценки уровня катагенеза ОВ и корреляции количественного содержания ОВ с данными гамма-активности, используют инфракрасный спектрометр Specord M 80 и осуществляют анализ в спектральном диапазоне 4000-400 см^-1 контрольных образцов.

Содержание индивидуальной активности изотопа А Бк/кг в породе и в нерастворимом органическом веществе определяется абсолютным методом гамма-спектрометрического анализа.

Измерение активности образцов проводилось на спектрометре с полупроводниковым детектором (HPGe) чувствительным объемом 56 см³ и с разрешением 2 кэВ на линии 60 Со.

Спектры гамма-излучений обрабатывались стандартной программой SYSTEM-100 фирмы MICROSOFT, при этом для микроскопических и ИК-спектроскопических и гамма-спектрометрических исследований состава минеральной и органической составляющих образцов пород проводилась пробоподготовка по единой схеме из одного образца весом 100-150 г:

отобранные образцы дробятся и измельчаются до 10 мкм, просеиваются через сито (измельченные навески до 10 г отбираются на исследование ИК-спектроскопическим методом и для определения изменения глинистости и для гамма-активности ²³⁸U породы),

далее оставшиеся дезинтегрированные образцы обрабатываются соляной и плавиковой кислотами, и полученные образцы с выделенным нерастворимым органическим веществом распределяются на различные виды исследований -микроскопический для контроля биофаций и гамма-спектроскопический (для определения содержания ²³⁸U).

Оставшаяся часть нерастворимого органического вещества высушивается и смешивается с KBr для определения катагенетической преобразованности ОВ методом ИК-спектроскопии.

Таким образом, предложенный экспресс-метод для объективного выделения зоны нефтегенерации углеродсодержащей толщи и установления ее мощности по площади района работ основан на комплексной интерпретации гамма-каротажных и оптических характеристик пород. Достоверная интерпретация гамма-активности пород по радиоактивному каротажу не требует применения дорогостоящего дополнительного оборудования при бурении скважин, такого как спектральный гамма-каротаж. Единая пробоподготовка для различных видов анализа не требует дорогих химреагентов и позволяет достоверно по количественным показателям оценивать катагенез морских пород на уровне градаций катагенеза.

Материалы, поясняющие сущность изобретения, приведены в таблицах 1 и 2 и на рисунках 1 и 2.

Таким образом, предложенный способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных пород на основе сочетания данных гамма-каротажа и оптических характеристик позволяет повысить скорость, детальность и достоверность их выявления, что важно для оценки перспектив нефтеносности отложений.

ЛИТЕРАТУРА

1. Хабаров В.В. Разработка методики выделения нефтенасыщенных битуминозных глинистых коллекторов по данным промысловой геофизики (на примере отложений баженовской свиты Западной Сибири) / Автореф. дисс. Москва: ВНИИЯГГ. - 1980.

2. Способ определения зрелых нефтематеринских пород / И.В Гончаров, В.В. Самойленко, С.В. Носова, Н.В. Обласов // Патент РФ №2261438.

3. Вендельштейн Б.Ю., Костерина В.А. / Усовершенствованный способ выделения продуктивных терригенных коллекторов и их классификации по данным ГИС // Интернет ресурс: www.petrogloss.narod.ru/BU_Kos.htm (25.08.2013).

4. Калмыков ГА. / Способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты // Патент RU (11) 2330311.