Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах

 

Использование: для оценки перспективности нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность: перемещают скважинный прибор с детектором гамма-излучения вдоль скважины. Измеряют интенсивность естественного гамма-излучения геологических пластов, окружающих скважину и водородосодержание этих же пластов прибором нейтронного каротажа. По полученной интенсивности естественного гамма-излучения определяют радиевый гамма-эквивалент породы. По соотношению водородосодержания и радиевого гамма-эквивалента судят о перспективности исследуемых пластов. Технический результат: повышение эффективности поиска. 1 ил.

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 () и радиевый гамма-эквивалент (Q) геологических пластов, по отношению этих величин (/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 /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 /Q для месторождения Западной Сибири (Баженовская свита). Величина /Q определялась по средневзвешенным значениям и Q для каждой скважины, т.е.: где i - водородосодержание i-го пласта, %: Qi - радиевый гамма-эквивалент i-го пласта, ПГ-ЭКВ/Ra г, hi - 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.


Формула изобретения

Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах, включающий перемещение скважинного прибора с детектором гамма-излучения вдоль скважины, измерение интенсивности естественного гамма-излучения геологических пластов, окружающих скважину, отличающийся тем, что измеряют водородосодержание этих 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.

РИСУНКИ

Рисунок 1



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области геофизических исследований скважин

Изобретение относится к геофизическим исследованиям скважин, а именно к группе ядерно-физических методов исследования минерального сырья

Изобретение относится к недеструктивному анализу природных сред, а более конкретно к группе геофизических методов, предназначенных для количественной оценки качества руд в естественном залегании, например в скважинах, и может быть использовано при поисках и разведке железных руд в геологии и геофизике

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано при поисках, разведке и эксплуатации нефтяных месторождений

Впт б // 374567

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для диагностики прискважинной зоны пластов

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано в области геофизики. Техническим результатом является повышение качества и надежности интерпретации данных каротажа. Способ включает проведение геофизических исследований скважины (ГИС) с использованием импульсного нейтрон-гамма спектрометрического каротажа, определение компонентного состава пород, включая пористость и коэффициент текущего нефтенасыщения (Кн). Предварительно подготавливают коллекцию образцов керна из коллекторов, вскрытых опорными скважинами, по результатам исследования которой определяют текущую водонасыщенность (Кв), коэффициенты относительной фазовой проницаемости по нефти и по воде ( ), экспоненциальные значения относительной водо- и нефтепроницаемости (nв nн), коэффициент глинистости (Кгл), коэффициент пористости (Кп), петрофизические параметры (a, b) связи коэффициента остаточной водонасыщенности и отношения объемной глинистости к пористости, коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно), далее рассчитывают коэффициент остаточного водонасыщения Кво=a*(Кгл/Кп)+b, после чего вычисляют коэффициент обводненности притока (Коп) и по полученному коэффициенту обводненности проводят оценку ожидаемого состава притока. 3 ил.

Изобретение относится к области прикладной ядерной геофизики, группе геофизических методов, предназначенных для оценки технического состояния ствола газовых скважин, и может быть использовано в газодобывающей отрасли при решении вопросов эксплуатации и ремонта газовых скважин месторождений и подземных хранилищ газа (ПХГ). Техническим результатом является повышение надежности и технологичности выявления каверн в прискважинной зоне высокодебитных газоотдающих коллекторов в условиях газозаполненных скважин. Способ заключается в облучении горных пород потоком быстрых нейтронов, радиальном зондировании газоотдающего коллектора многозондовой модификацией нейтронного метода и/или комплексом разноглубинных нейтронных методов и регистрации данных в виде каротажных диаграмм, при этом сравнивают результаты измерений и по наличию инверсии наименее глубинных показаний зондов относительно наиболее глубинных показаний, характеризующих газоотдающий коллектор, выявляют технологическую каверну. 7 ил.

Настоящее изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения пористости пласта, окружающего скважину. Согласно заявленному предложению буровой раствор проникает в пласт на определенное расстояние, представляющее собой функцию времени. Выполняются первое и второе измерения пористости в первый момент времени и во второй момент времени. Первое измерение пористости относится к типу, выбранному для индикации измерения пористости в присутствии газа, отличающегося по сравнению со вторым измерением пористости. Первое и второе измерения пористости выбираются таким образом, чтобы обеспечивать практически одну и ту же глубину исследования в пласте и испытывать приблизительно пропорциональное воздействие за счет газа. Технический результат - повышение точности данных исследования. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 18 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами. Предложенный способ заключается в проведении исследований методами плотностного гамма-гамма-каротажа и нейтронного каротажа и вычислении коэффициента пористости по данным того и другого метода. Коллекторы, насыщенные газогидратами, выделяют по превышениям значений коэффициентов пористости, вычисленных по плотностному гамма-гамма-каротажу, над значениями, вычисленными по нейтронному каротажу. Технический результат - повышение точности разведочных данных. 2 ил.

Использование: для оценки перспективности территорий распространения нефтематеринских пород на нефть и газ. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества НОВ, исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, при этом 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, отбирают для дальнейших исследований пробы керна из интервалов с наибольшими значениями гамма-активности по каротажу, из отобранных проб выделяют нерастворимое органическое вещество (НОВ), определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями k соответствующего типа отложений и определяют перспективную зону генерации углеводородов, затем в отобранных пробах НОВ проводят оценку зрелости органического вещества на уровне градаций катагенеза методом микроскопии и ИК-спектроскопии и по данным зрелости органического вещества выявляют перспективные зоны генерации углеводородов. Технический результат: повышение достоверности и экспрессности определения зон генерации углеводородов в доманикоидных и сланценосных отложениях. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Использование: для определения компонентного состава пород хемогенных отложений. Сущность изобретения заключается в том, что выполняют геофизические исследования акустическим, гамма-плотностным, нейтронным и гамма-спектральным методами по стволу скважины в разрезе хемогенных отложений с шагом дискретизации по глубине 0.1 м и на каждой точке глубины путем алгоритмического решения системы уравнений при четырех измеренных геофизических параметрах и известных физических свойствах скелетной части пород определяют количественное содержание преобладающих 5-ти компонент породы, включающей галит, ангидрит, сильвинит, кальцит и глины. Технический результат: повышение точности и достоверности определения литологического состава и оценки количественного содержания компонент горных пород в разрезах хемогенных отложений. 2 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области геофизики, к интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ГИС) на стадиях разведки и разработки месторождений углеводородов и предназначено для обнаружения трещин. Техническим результатом является достоверное определение зоны трещиноватости и наличие открытых и закрытых трещин для выявления с учётом этих данных интервалов притока нефти, прорыва воды. Проводят исследование пласта различными геофизическими приборами с построением кривых нейтронного гамма каротажа (НГК), гамма каротажа (ГК), кривых кажущегося сопротивления (КС), потенциала самопроизвольной поляризации (ПС). Определяют наличие трещин по наличию синхронных экстремумов, где синхронные отклонения ГК и ПС в сторону минимальных значений, КС - в любую сторону экстремума - открытые трещины. Синхронные отклонения ГК и ПС в сторону максимальных значений, КС - в сторону минимальных значений - закрытые трещины. 1 ил.

Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах, органические вещества делятся на

Наверх