СПОСОБ ПОИСКА УГЛЕВОДОРОДОВ В НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОДАХ

Предлагаемое изобретение относится к методам поиска углеводородов и может быть использовано для оценки перспективности нефтематеринских пород на нефть и газ.

Известны способы оценки генерации нефтематеринскими породами углеводородов по степени преобразованности органического вещества, в частности по обогащенности содержащегося в породе органического вещества водородом /1/.

Недостатком указанных способов является необходимость проведения геохимических исследований образцов пород, извлеченных из скважины, на содержание в них водорода и других химических элементов. Такие исследования являются трудоемкими и требуют обязательного наличия кернового материала, извлеченного из скважины, что связано с дополнительными материальными затратами.

Известен способ оценки потенциала нефтематеринских пород в условиях залегания геологических пластов /2/, включающий перемещение скважинного прибора с детектором гамма-излучения вдоль скважины, измерение интенсивности естественного гамма-излучения геологических пластов, окружающих скважину, определение удельного содержания естественных радиоактивных элементов и определение содержания органического углерода на основе корреляционных зависимостей содержания естественных радиоактивных элементов содержания органического углерода.

Недостатком указанного способа является то, что он позволяет определить только количество органического вещества в нефтематеринской породе, но не дает возможности оценить степень его преобразованности. В то же время степень преобразованности органического вещества является показателем перспективности нефтематеринских пород на нефть и газ.

Целью изобретения является повышение эффективности поиска углеводородов в нефтематеринских породах.

Поставленная цель достигается тем, что наряду с измерением интенсивности естественного гамма-излучения геологических пластов измеряют водородосодержание тех же пластов прибором нейтронного каротажа, по полученной интенсивности естественного гамма-излучения определяют радиевый гамма-эквивалент породы и по соотношению водородосодержания и радиевого гамма-эквивалента судят о перспективности исследуемых пластов на нефть и газ.

Водородосодержание геологических пластов включает водород органического вещества, минерального компонента и порового пространства. Нефтематеринские породы имеют стабильный минеральный состав на огромных площадях, что обусловлено особенностью осадконакопления, которое проходило в обширных морских районах. Поэтому водородосодержание минерального компонента является практически постоянной величиной. Анализ образцов нефтематеринских пород показывает, что их пористость также имеет незначительный диапазон изменений и равна, в основном, 5 - 10%. В связи с этим суммарное водородосодержание породы определяется количеством и составом органического вещества. В течение геологической истории органическое вещество претерпевало изменения потери в стадиях диагенеза и катагенеза. Поскольку в процессе таких изменений образовывались жидкие и газообразные углеводороды, то по потерям органического вещества можно судить о прошедшей генерации нефти и газа в исследуемом пласте. В то же время содержание естественных радиоактивных элементов (ЕРЭ) практически остается неизменным (с учетом естественного распада), т.е. этот показатель отражает изначальное количество органического вещества, накопленного в осадочных породах. Таким образом, если в изначальный период (в стадии захоронения органического вещества) соотношение между содержанием органического вещества и содержанием ЕРЭ было одинаковым для всех районов, то со временем это соотношение менялось в зависимости от степени преобразованности органического вещества. Кроме того, в процессе преобразования органического вещества в нем уменьшается удельное содержание водорода. Следовательно, если рассматривать отношение содержания водорода к содержанию ЕРЭ, то дифференциация для районов с разной степенью преобразованности будет еще больше. Таким образом, измерив водородосодержание (ω) и радиевый гамма-эквивалент (Q) геологических пластов, по отношению этих величин (ω/Q) можно судить о степени преобразованности органического вещества, а следовательно, о наличии нефти и газа при условии изолированности залежи, исключающей миграцию углеводородов из данного района. Для решения этой задачи в качестве эталонного берется отношение указанных величин для заведомо нефтеносного района и данные, полученные для других районов, сравниваются с этим эталонным. Если значения параметра ω/Q для исследуемого района лежат в том же интервале, что и для нефтеносного района, то, следовательно, степень преобразованности органического вещества для этих двух районов одинакова. Это дает основание утверждать, что в исследуемом районе происходила генерация углеводородов и он является перспективным на нефть и газ.

Водородосодержание пластов определяется прибором многозондового нейтронного каротажа (МНК). Интенсивность естественного гамма-излучения геологических пластов измеряется прибором гамма-каротажа, по полученным результатам определяется радиевый гамма-эквивалент породы.

Исследования нефтематеринских пород показали, что из числа естественных радиоактивных элементов с органическим веществом наиболее связан уран. Поэтому точность предлагаемого способа будет выше, если вместо общей радиоактивности (или радиевого гамма-эквивалента) взять удельное содержание урана в геологических пластах. С этой целью для регистрации естественного гамма-излучения следует применять спектрометрический скважинный прибор.

В качестве примера на чертеже представлена зависимость продуктивности скважин от показателя ω/Q для месторождения Западной Сибири (Баженовская свита). Величина ω/Q определялась по средневзвешенным значениям ω и Q для каждой скважины, т.е.:


где ω_i - водородосодержание i-го пласта, %:
Q_i - радиевый гамма-эквивалент i-го пласта, ПГ-ЭКВ/Ra г,
h_i - толщина i-го пласта, м.

Условные обозначения:
1 - скважины Салымского района;
2 - скважины других районов.

На графике выделяются три области:
II - малопродуктивная, II - продуктивная, III - непродуктиная.

II - область делится на две зоны: II'' - высокопродуктивная, II' - менее продуктивная.

Применение предлагаемого способа повышает эффективность поисков углеводородов в нефтематеринских породах, поскольку отношение водородосодержания геологических пластов к содержанию в них ЕРЭ отражает степень преобразованности органического вещества. По степени преобразованности органического вещества можно судить о возможном наличии нефти и газа в исследуемом районе. При этом не требуются лабораторные исследования образцов пород, извлеченных из скважин. Это исключает необходимость отбора керна в процессе бурения скважин и повышает достоверность результатов, поскольку керн, как правило, отбирается не из всех пробуренных пластов и его вынос в большинстве случаев составляет 60-70%. При измерении же в скважинных условиях определяются показания от всех пластов, пробуренных скважиной.

Источники информации
1. Н.Б. Вассоевич, О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин. Нефтематеринский потенциал осадочных образований. "Итоги науки и техники", серия "Месторождения горючих полезных ископаемых". М., 1982, 136 с.

2. Патент США N 4071755, кл. G 01 V 5/00, опубл. 1978.