Способ поиска локальных залежей углеводородов в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты

Изобретение относится к способам поиска месторождений углеводородов и может быть использовано для обнаружения углеводородов в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты. Сущность: проводят комплекс геофизических исследований: гравиметрических, аэромагнитных и сейсморазведочных. Выявляют области распространения отрицательных гравиметрических и магнитных аномалий, связанных с наличием кислых экструзивных куполов и/или интрузивов. Бурят проверочные скважины в выявленных областях и проводят их геофизические исследования. По данным геофизических исследований скважин определяют участки отложений баженовской свиты, на которых значения естественной радиоактивности составляют не менее 20 мкР/ч. Отбирают керн с данных участков и проводят его минералогический анализ. Осуществляют комплексирование данных геофизических исследований и минералогического анализа керна. При этом по результатам минералогического анализа керна определяют наличие водорослевого доломита in situ и/или жильного доломита, и/или доломита железистого. При наличии доломита делают вывод о продуктивности на нефть участков отложений баженовской свиты и определяют границы залежи с наличием свободной нефти. Технический результат: повышение точности результатов поиска. 7 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 ил.

 

Изобретение относится к способам поиска месторождений нефти и может быть использовано для обнаружения углеводородного сырья в породах осадочного чехла платформ с погребенным континентальным рифтом (нетрадиционных коллекторах баженовской свиты).

Интерес к баженовской свите связан с тем, что, с одной стороны, она является нефтеносной толщей, генерирующей основной углеводородный поток во всем Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне, а с другой - она может быть коллектором, накопившим большой объем углеводородов (УВ). По оценке ряда специалистов в разнообразных породах баженовской свиты содержится около 15% ресурсов нефти Западной Сибири. При этом залежи в баженовской свите относятся к нетрадиционным коллекторам со сложным строением порового пространства. До настоящего времени не существует однозначной методики выделения коллекторов и оценки их фильтрационно-емкостных свойств в подобных объектах, так как традиционные подходы к выделению и оценке их насыщенности углеводородами по комплексу литологических, геофизических и других исследований керна и скважин малоэффективны или неприменимы.

Из уровня техники известен способ выделения продуктивных коллекторов и определения их пористости в отложениях баженовской свиты (см. пат. РФ №2330311, МПК G01V 5/14), который заключается в том, что осуществляют отбор образцов керна из опорных скважин, исследуют образцы на содержание глинистой фракции и твердого органического вещества, проводят в каждой исследуемой скважине нейтронный и боковой методы каротажа, при этом 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, кроме того, в каждой исследуемой скважине проводят дополнительно спектрометрический гамма-каротаж для определения концентраций калия, урана, тория, после чего строится зависимость водородосодержания, определенного по нейтронному каротажу, от содержания урана по спектрометрическому гамма-каротажу, выявляется зависимость между содержанием урана и водородосодержанием в твердом органическом веществе, а также зависимость между суммарным излучением калия и тория и водородосодержанием по нейтронному каротажу за вычетом водородосодержания в твердом органическом веществе, затем на основании полученных зависимостей определяют пористость для отложений баженовской свиты, а также оценивают продуктивность коллекторов в отложениях баженовской свиты.

Однако данный способ не позволяет выделять участки свободной (уже сгенерированной) нефти в пласте.

Известен способ поиска залежей углеводородов в битуминозных глинистых отложениях (см. пат. РФ №2428723, МПК G01V 11/00), согласно которому в седиментационных бассейнах с погребенным континентальным рифтом производят аэромагнитную и гравиметрическую съемки. Выделяют совпадающие отрицательные аномалии магнитного и гравитационного полей. Связывают аномалии геофизических полей с контурами кислых экструзивных куполов, и поисковое бурение на нефть проводят в их центральной зоне до полного вскрытия интервала осадочных пород, в котором по данным радиоактивного каротажа появляются высокие значения естественной радиоактивности от 20 и выше микрорентген в час. Отождествляют такие аномалии с продуктивными на нефть битуминозными глинистыми отложениями.

Однако данный способ в своём применении ограничен, т.к. ориентирован только на глинистые битуминозные отложения, расположенные в узкой зоне, которые совпадают в проекции с центральной частью кислых экструзивных куполов. При этом способ предназначен для прогноза на обширной территории, что не исключает ошибки при прогнозе продуктивности толщи.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ поиска залежей углеводородов в нетрадиционных коллекторах баженовской свиты (см. патент РФ №2596181, МПК G01V 11/00), согласно которому на выбранной площади проводят грави-, магнито- и сейсморазведочные исследования, а также бурение, геофизические исследования скважин и геолого-геохимические исследования керна. По результатам гравиразведочных и магниторазведочных исследований выделяют области распространения отрицательных гравиметрических и магнитных аномалий, связанных с кислыми экструзивными куполами. По данным сейсморазведочных работ интерпретируют основные отражающие горизонты, региональные и зональные покрышки осадочного чехла и его основание. Выявляют на основе анализа сейсмических временных разрезов области выклинивания региональной покрышки радомской свиты, моделируют ее распространение на площади. По результатам геофизических исследований скважин и керновых данных проводят литолого-фациальные и палеогеографические исследования отложений, слагающих осадочный бассейн, устанавливают области распространения гранулярного коллектора, которые являются областями разгрузки для флюидов. По результатам геолого-геохимических исследований керна выявляют температурные аномалии и зоны вторично преобразованных пород, устанавливают зависимости между продуктивностью скважин и областями распространения температурных аномалий. На основе обобщенных данных строят прогнозный интегральный контур распространения залежей нетрадиционных коллекторов.

Однако данный способ относится к региональным способам поиска залежей углеводородов и не отличается высокой точностью, поскольку не учитывает локальных особенностей прогрева и, как следствие, пятнистого (мозаичного) характера продуктивности баженовских отложений.

Известно, что нефтеносность высокоуглеродистых отложений напрямую зависит от интенсивности их прогрева, которую они получили, находясь в экранированном состоянии. Участки баженовской свиты, которые залегают над риолитовыми куполами, гранитоидными интрузиями и территориями, непосредственно к ним примыкающим, являются в целом хорошо прогретыми и нефтенасыщенными. Однако при ближайшем рассмотрении (локальном прогнозе) в пределах перспективных площадей обнаруживается большая неравномерность прогрева пород и непостоянство их продуктивности, что контролируется удаленностью от разрывных нарушений и определяет дебит скважин, вскрывших баженовские отложения, а также эпигенетический минерагенез в их высокоуглеродистых разностях.

Технической проблемой настоящего изобретения является разработка способа выявления локальных перспективных площадей при разведке и разработке залежей свободной нефти в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты, характеризующегося повышенной точностью и достоверностью.

Технический результат заключается в повышении точности и достоверности прогноза наличия залежей углеводородов за счет выделения контура продуктивности, что повышает вероятность вскрытия продуктивной толщи.

Техническая проблема решается тем, что в способе поиска залежей углеводородов в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты, включающем проведение комплекса геофизических исследований: гравиметрических, аэромагнитных и сейсморазведочных, выявление областей распространения отрицательных гравиметрических и магнитных аномалий, связанных с наличием кислых экструзивных куполов и/или интрузивов, бурение проверочных скважин в выявленных областях, проведение геофизических исследований скважин, по данным которых определяют участки отложений баженовской свиты, на которых значения естественной радиоактивности составляют не менее 20 мкР/ч, отбор керна с данных участков с последующим проведением его минералогического анализа, комплексирование данных геофизических исследований и минералогического анализа керна, согласно решению, по результатам минералогического анализа определяют наличие водорослевого доломита in situ и/или жильного доломита и/или доломита железистого, при наличии доломита делают вывод о продуктивности на нефть участков отложений баженовской свиты и определяют границы залежи с наличием свободной нефти.

В качестве минералогического анализа отобранного керна осуществляют его рентгеноструктурный анализ, а вывод о наличии доломита водорослевого in situ или жильного делают по наличию главных линий на рентгенограмме, имеющих следующие значения межплоскостных расстояний: 2,883 (10); 2,19 (5); 2,015(4); 1,785 (6); 1,167 (4); 1,110А^о (5).

При наличии в керне водорослевого доломита in situ делают вывод о низко-среднедебитных скважинах в закрытой системе, а при наличии в керне жильного доломита делают вывод о высокодебитных скважинах в открытой системе.

Дополнительно проводят гидродинамическое исследование скважин, по данным которого на участках со значением естественной радиоактивности не менее 20 мкР/ч определяют области с аномально высоким пластовым давлением и осуществляют отбор керна с данных областей.

На основании сейсморазведочных исследований определяют области выклинивания нижнеюрской покрышки радомской свиты и осуществляют бурение проверочных скважин в данных областях.

На основании геофизических исследований скважин проводят кавернометрию и профилеметрию, по данным которых определяют участки, характеризующиеся проникновением фильтрата бурового раствора.

Контур распространения залежи свободной нефти определяют по границе появления водорослевого доломита in situ в высокоуглеродистых отложениях.

Изобретение поясняется чертежами и фотографиями, где на Фиг.1 представлена схема концептуального строения залежей свободной нефти в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты, полученная по результатам минералогического картирования площади, где введены следующие обозначения: Б - баженовский горизонт, J2+3 – средняя и верхняя юра, J1 - нижняя юра, Pz - палеозой, P+T – пермь и триас, на Фиг.2 представлено фото образца керна с непродуктивной («сухой») скважины №1, поднятого с глубины 2379,6 м, где видны зерна кальцита (белый крап) в известковой высокоуглеродистой породе при отсутствии доломита, на Фиг.3 - фото образца керна с низко-, среднедебитной скважины №2, поднятого с глубины 2904,8 м, где видны мельчайшие кристаллики ангидрита, доломита и кварца в высокоуглеродистой породе, на Фиг. 4 - фото образца керна с низко-, среднедебитной скважины №3, поднятого с глубины 2338,6 м, где видны единичные кристаллы доломита наряду с доминирующими выделениями кварц-халцедона, а также пирит и ангидрит в глинисто-кремнистой высокоуглеродистой породе баженовской свиты, на Фиг.5 - фото образца керна с низко-, среднедебитной скважины №4, поднятого с глубины 2361,8 м, где видны редкие ромбовидные кристаллы доломита в высокоуглеродистой породе баженовской свиты, на Фиг. 6 - фото образца керна с низко-, среднедебитной скважины №5, поднятого с глубины 2340,6 м, где видна микроводорослевая высокоуглеродистая порода баженовской свиты с ромбовидными кристаллами вторичного доломита, на Фиг.7 – фото образца керна с высокодебитной скважины №8, поднятого с глубины 2656,1 м, где виден жилистый доломит (фрагмент гидротермального доломит-гипсового гнезда) в высокоуглеродистой породе баженовской свиты, на Фиг.8, 9, 10 представлены примеры разрезов непродуктивной, низко-, среднедебитной и высокодебитной скважин, соответственно, где видны отложения тюменской, абалакской, баженовской и фроловской свит с наложенными процессами.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом.

В седиментационных бассейнах с погребенным континентальным рифтом (Западная Сибирь) производят комплекс геофизических исследований, включающих гравиметрические, аэромагнитные и сейсморазведочные исследования. По результатам аэромагнитной и гравиметрической съемки территории выделяют совпадающие отрицательные аномалии магнитного и гравитационного полей. Связывают аномалии геофизических полей с контурами кислых экструзивных куполов и/или интрузивов, которые являются частью фундамента (переходного комплекса) под высокоуглеродистыми отложениями баженовской свиты и соответствуют области кондиционного прогрева, определяют области эпигенетических изменений пород, приуроченных к разломам и областям разломов. Поскольку, именно в наложенных рифтогенных структурах и на сопредельных площадях зарождались и циркулировали горячие растворы, значительная часть которых проникала в осадочный чехол по разломам, кислые экструзивные купола (изолированные впадины) и гранитоидные интрузии (соседние площади), контролируемые разломами и хорошо выделяемые в геофизических полях, можно рассматривать как места активного высачивания гидротерм, и значительного прогрева залегающих выше высокоуглеродистых осадочных толщ.

В одном из вариантов осуществления способа на основе анализа сейсмических временных разрезов дополнительно выявляют области выклинивания региональной покрышки для нижнеюрского комплекса (радомской свиты), обусловленные снижением скорости распространения упругих волн.

В пределах определенной площади залежи, которая состоит из площади отрицательной гравиметрической и магнитометрической аномалии и/или площади выклинивания радомской свиты, осуществляют бурение проверочных скважин и их геофизическое исследование, включающее проведение радиоактивного каротажа, например, гамма каротажа. По данным каротажа определяют участки высокоуглеродистых отложений баженовской свиты, на которых значения естественной радиоактивности составляют не менее 20 мкР/ч. Так как высокоуглеродистые отложения седиментационных бассейнов характеризуются высокой естественной радиоактивностью, обусловленной присутствием, главным образом, урана, содержание которого находится в прямой зависимости от концентрации органического вещества в глинах, проведение радиоактивного каротажа в процессе бурения скважин позволяет выделять высокоуглеродистые породы баженовской свиты с высокой точностью.

В процессе геофизических исследований скважин (ГИС) помимо радиоактивного каротажа, могут проводить кавернометрию и профилеметрию для выявления признаков проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, а также определять участки со свободным типом флюида. Поскольку в процессе бурения скважины изменяются свойства пласта и возникают зоны проникновения фильтрата промывочной жидкости (бурового раствора) в пласт, в результате чего на стенке скважины против проницаемого пласта образуется глинистая корка, то знание характеристик этой зоны по данным ГИС также способствует выделению продуктивных коллекторов.

Кроме того, в одном из вариантов осуществления изобретения, дополнительно проводят гидродинамическое исследование скважин (ГДИС), по данным которого на участках со значением естественной радиоактивности не менее 20 мкР/ч выделяют области с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), превышающим гидростатическое давление в 1,1-1,8 раз, предпочтительно в 1,3 раза. При этом пластовое давление определяют, например, с использованием расчетных методов с использованием методов детерминированных моментов давления, методов поправочного коэффициента.

В пределах определенных участков с радиоактивностью не менее 20 мкР/ч или областей с АВПД, отбирают керн высокоуглеродистых отложений баженовской свиты и проводят его минералогические исследования, например, с использованием рентгеноструктурного анализа. При этом определяют наличие в керне доломита in situ и жильного, например, по главным линиям на рентгенограмме высокоуглеродистых пород, имеющим следующие значения межплоскостных расстояний: 2,883(10); 2,19(5); 2,015(4); 1,785(6); 1,167(4); 1,110 Å (5). Возможно также определение наличия доломита иными прецизионными методами (электронной микроскопией, термическим анализом и др.). Анкерит определяют по своим характеристикам дифрактограмм.

Доломит может присутствовать в керне в форме рассеянного вторичного доломита – водорослевого доломита in situ (возникшего за счет внутренних ресурсов) или в форме жильного доломита или в виде железистого доломита (анкерита). Как правило, жильный доломит в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты образуется в зонах разломов за счет поступления минералформирующих веществ извне и ассоциирует с новообразованными сульфатами, выпавшими из горячих растворов: гипсом, тенардитом, баритом и др. Наличие жильного доломита в керне может быть определено опытным специалистом визуально (петрографическим методом).

По результатам проведения минералогического анализа керна, при наличии в нем доломита, делают вывод о продуктивности на нефть выделенных областей высокоуглеродистых отложений баженовской свиты.

При этом при наличии в керне водорослевого доломита in situ, делают вывод о низко-среднедебитных скважинах в закрытой системе, а при наличии жильного доломита – делают вывод о высокодебитных скважинах в открытой системе (см. Табл. 1).

Границу появления рассеянного вторичного доломита in situ в высокоуглеродистых отложениях считают контуром продуктивности баженовской свиты (контуром распространения залежи свободной нефти), т.к. вторичный доломит меняет микроструктуру породы за счет хрупкости, обеспечивая объем и проводимость УВ.

В общем случае контур распространения залежи свободной нефти может быть определен по результатам комплексного анализа данных сейсморазведочных работ, данных минералогического анализа керна, данных ГИС (комплексирование геофизических данных) и распространен по площади внутри интегрального контура отрицательной аномалии геофизических полей. При этом в непосредственной близости к поисковым скважинам выделение зон продуктивности может быть осуществлено по результатам ГИС и исследованиям керна, а в межскважинном пространстве - на основе комплексных данных результатов исследований.

Эффективность предлагаемого способа была проверена при исследовании скважин Пальяновского лицензионного участка Красноленинского месторождения Западной Сибири. Было проведено исследование 8 вертикальных скважин, одна из которых являлась без притока (скважина №1), шесть – низко- и среднедебитными (скважины №2-7) и одна – высокодебитной (скважина №8). При этом вскрытие пласта проводилось в одинаковых условиях без интенсификации. Исследовались породы осадочного чехла баженовской свиты. Работы проводились как на участках с разрывными нарушениями, так и на участках, удаленных от разломов.

Бурение скважин осуществляли в областях, соответствующих кислым экструзивным куполам и интрузивам на основании грави- и магниторазведочных исследований и в области выклинивания радомской свиты (нижнеюрской покрышки). В процессе бурения скважин проводили радиоактивный гамма- каротаж, по данным которого определяли участки отложений баженовской свиты со значением естественной радиоактивности не менее 20 мкР/ч, проводили кавернометрию и профилеметрию скважин для выявления признаков проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, и с помощью гидродинамического исследования скважин выделяли области аномально высокого пластового давления, из которых осуществляли отбор керна.

Минералогическое исследование керна (природных образцов и тонких, менее 0,001 мм, фракций), отобранного с областей, выделенных в соответствии с заявляемым способом, осуществляли путем рентгенографического фазового анализа.

При этом для проведения рентгенографических фазовых исследований использовали:

1. Оборудование: дифрактометр D2 Phaser (Bruker, Германия) для измерений порошковых препаратов в геометрии Брега-Брентано с использованием монохроматизированого CuKα-излучения, в режиме шагового сканирования.

2. Режимы измерений и регистрации: напряжение рентгеновской трубки — 30 kV, ток 10 mA. Шаг сканирования — 0,01º. Скорость — 1 град./мин. Диапазон углов сканирования в геометрии Брега-Брентано — 3–40º.

3. Расшифровка дифрактограмм: дифрактограммы по компьютерной базе данных сопоставлялись с эталонными дифрактограммами. В качестве базы данных использовалась международная картотека порошковых рентгенографических стандартов PDF-2 ICDD.

Расшифровка дифрактограмм показала наличие или отсутствие вторичного доломита в образцах исследуемых скважин.

Кроме того, дополнительно были проведены петрографические наблюдения шлифов, полученных из проб кернов.

Наблюдения в шлифах показали, что незначительное количество (3–5%) вторичного (аутигенного) доломита равномерно рассеяно в основной массе высокоуглеродистой породы в виде пелитово-алевритовых ромбовидных частиц размером от 0,008 до 0,120 мм. Доломит ассоциирует с вторичным ангидритом (5–10%). Остальные проанализированные пробы высокоуглеродистых образований в скважинах с низким дебитом показали лишь незначительную наложенную кальцитизацию. Это свидетельствует о том, что нефтематеринские породы баженовских отложений довольствовались слабым прогревом. Причем очаги интенсивной доломитизации в абалакских отложениях не повлияли на продуктивность баженовских толщ. Тепла было недостаточно для генерации больших объемов углеводородов, что и привело к низкому дебиту нефти в скважине – порядка 1,56 т/сут. Это еще раз подтверждает справедливость предположения о том, что доломитизация именно высокоуглеродистых пород баженовской свиты, являясь индикатором теплового прогрева, в первую очередь контролирует нефтегенерацию. Кроме того, обнаружилась заметная роль процесса доломитизации не только непосредственно высокоуглеродистых, но и находящихся в них карбонатных пород в продуктивности баженовского горизонта. Так, в одной из скважин битуминозная порода претерпела, по данным просмотра шлифа, слабую доломитизацию матрикса. Доломит присутствует в количестве 2–3%. Вместе с тем, находящийся в высокоуглеродистых отложениях брекчиевидный кальцит, который можно отнести к породам типа КС («корреляционный слой»), испытал интенсивную гидротермально-метасоматическую доломитизацию. Присутствие аутигенного доломита составляет 35–40%, а реликтового кальцита – 15–20%. При этом нефтеприток из рассматриваемой скважины оценивается дебитом 7,1 т/сут. В скважинах, где породы представлены микроводорослевыми высокоуглеродистыми породами, матрикс испытал более значительную гидротермальную переработку. Петрографические наблюдения показывают, что в матриксе присутствует уже 10–15% новообразованного доломита. В таком случае дебит скважины составляет 9,4 т/сут. В скважинах с наличием гранулярного коллектора, например, представленного фосфоритом, выявлен доломит, который образует скопления в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты. Доломит приурочен к концентрам ооидов (псевдооолитов), которые слагает апатит. Промежутки ооидов также залечены зернистым агрегатом доломита и ангидрита. Доломит, по данным просмотра шлифа, присутствует в количестве 20–25%. В таком случае дебит скважины достигает 21,6 т/сут. Особое место занимает высокодебитная скважина, приуроченная к разлому. Отличительной особенностью высокоуглеродистой породы является то, что выявленная в ней доломитизация протекала в обстановке повышенной тектонической напряженности. Это способствовало более глубокому преобразованию нефтегенерирующих пород активно циркулирующими нагретыми магний содержащими растворами. Сказанное отразилось в возникновении многочисленных прожилков и гнезд доломита (жилистого доломита) в тонколепестковой трещиноватой высокоуглеродистой породе.

Результаты проведенных исследований показали, что меняющийся дебит скважин коррелируется с наличием новообразованного (вторичного) доломита (см. Табл.1). В бесприточных («сухих») скважинах данный минерал не обнаружен (дебит Q = 0,0 т/сут) (Фиг.2). В низко-, среднедебитных скважинах (дебит Q=1,60 – 21,60 т/сут) вторичный доломит, наряду с другими минералами, более или менее равномерно распределен в основной высокоуглеродистой массе, создавая в шлифах своеобразную «картину звездного неба» (Фиг.3-6). В случае высоких нефтепритоков (дебит Q ≥ 80 т/сут) количество новообразованного доломита резко возрастает, меняются его природа, минеральные ассоциации и характер локализации. Он сосредотачивается в самых проницаемых (трещиноватых) участках высокоуглеродистых пород и слагает многочисленные прожилки, гнезда, разнообразные пустоты выщелачивания и т.д. (Фиг.7) При этом доломит ассоциирует, в частности, с новообразованными тенардитом и гипсом. Отмеченное изменение особенностей распределения доломита в нефтегазоматеринских породах, является следствием появления гидродинамической напряженности в пластовой системе и возникновения условий выщелачивания.

Проведенные исследования позволили сделать вывод, что на Пальяновской площади области относительных поднятий, разбитые разломами, можно отнести к зонам нефтегазонакопления (открытая система). Области, удаленные от разрывных нарушений, целесообразно рассматривать как зоны преимущественной генерации УВ (закрытая система). При этом границу появления рассеянного вторичного доломита in situ в высокоуглеродистых отложениях следует считать контуром продуктивности баженовской свиты. Таким образом, бесприточные скважины находятся на максимальном удалении от разломов, а наиболее продуктивные - пробурены непосредственно в зоне тектонических нарушений и в непосредственной близости к областям выклинивания радомской свиты (Фиг.1). Остальные низко- и среднедебитные скважины занимают относительно разломов промежуточные положения.

Таблица 1. Зоны образования и накопления УВ в высокоуглеродистых породах баженовской свиты на основе сопутствующего минералогического анализа

Зоны, удаленные от разломов (скважина №1)	Зоны, приближенные к разломам (скважины №2-7)	Зоны разломов (скважина №8)
Закрытая система	Открыто-закрытая (переходная) система	Открытая система
Зоны генерации УВ	Зоны генерации и аккумуляции УВ	Зоны аккумуляции УВ
Нет залежей УВ Нефть рассеяна in situ	Залежи УВ с низко-средне-дебитными скважинами	Залежи УВ с высокодебитными скважинами
Отсутствует вторичный доломит	Присутствует рассеянный вторичный доломит (анкерит), возникший преимущественно in situ Источник Mg преимущественно внутренний	Присутствует концентрированный доломит (анкерит), выпавший из растворов (крупные агрегаты, гнезда, жилы) Источник Mg внешний
Присутствует рассеянный вторичный кальцит, возникший in situ, и кальцит жильный Источник Ca внутренний	Присутствует рассеянный вторичный кальцит, возникший in situ, и кальцит жильный Источник Ca преимущественно внутренний Вторичный доломит преобладает над вторичным кальцитом	Отсутствует вторичный кальцит
	Присутствуют гипс, тенардит, барит и другие сульфаты, выпавшие из растворов (агрегаты, гнезда, жилы) Источник Na, Ca, Ba внешний
Температура образования доломита с повышенным содержанием кальция 60-200°С	Температура образования вторичного доломита из внутреннего ресурса200°С	Температура образования вторичного жильного доломита 200-300°С
Q = 0,0 т/сут	Q = 1,6-21,6 т/сут	Q ≥ 80,0 т/сут

В рамках проведенных исследований был выделен контур распространения вторичного доломита in situ, который определяли по данным исследований кернового материала, комплекса ГИС, и распространяли по площади внутри интегрального контура отрицательной аномалии геофизических полей, определяли области эпигенетических изменений пород, приуроченных к разломам и областям разломов (гравиметрической и аэромагнитной съемки) и комплексировали с данными интерпретации по сейсморазведочным работам, выделяя области выклинивания нижнеюрской покрышки и области эпигенетических изменений за счет понижения скорости распространения упругих волн.

Возможность использования вторичного доломита в качестве индикатора залежей УВ подтверждена авторами теоретически в публикациях (см. Д.Е. Заграновская, А.Д. Коробов, К.В. Стрижнев., д.т.н., В.В. Жуков - Определение генезиса нетрадиционных коллекторов с целью картирования перспективных площадей свободной нефти в отложениях баженовского горизонта на примере Пальяновской площади Красноленинского месторождения//Недропользование XXI век.– 2017 г. – №1. С.24-35 и Коробов А.Д., Коробова Л.А., Морозов В.П., Заграновская Д.Е., Захарова О.А., Аутигенный доломит высокобитуминозных баженовских отложений – показатель завершающей стадии генерации углеводородов // Нефтяное хозяйство, 2017, №4, с. 41-43), где показано, что продуктивность бажено-абалакского комплекса Пальяновского участка Красноленинского месторождения контролируется интенсивностью наложенного гидротермального преобразования, наиболее чутким индикатором которого является вторичный доломит. Развитие аутигенного доломита in situ в высокоуглеродистых толщах баженовской свиты свидетельствует о том, что породы достигли стадии кондиционного прогрева, обусловливающего генерацию жидких углеводородов (нефть, нефть+газоконденсат). Формирование УВ и вторичного доломита в высокоуглеродистых породах баженовской свиты являются парагенетическими процессами, вследствие чего факт наличия или отсутствия новообразованного доломита свидетельствует о том, переживала или нет высокоуглеродистая материнская толща этап генерации УВ. При этом рубеж проявления рассеянного вторичного доломита in situ в высокоуглеродистых отложениях следует считать контуром продуктивности (границей зоны генерации УВ) баженовской свиты.

Опробование заявляемого способа на выявленных ранее структурах показало, что он позволяет сократить поисковые затраты за счет осуществления целенаправленности поискового бурения.

Наличие дополнительного минералогического индикатора в виде вторичного доломита позволяет выделить контур продуктивности баженовских отложений, увеличив при этом точность и достоверность прогноза залежей углеводородов. Кроме того, использование предлагаемого способа позволяет осуществить подсчет запасов нефти, а также сократить затраты на работы по добыче нефти за счет уменьшения объемов бурения.

1. Способ поиска залежей углеводородов в высокоуглеродистых отложениях баженовской свиты, включающий проведение комплекса геофизических исследований: гравиметрических, аэромагнитных и сейсморазведочных, выявление областей распространения отрицательных гравиметрических и магнитных аномалий, связанных с наличием кислых экструзивных куполов и/или интрузивов, бурение проверочных скважин в выявленных областях, проведение геофизических исследований скважин, по данным которых определяют участки отложений баженовской свиты, на которых значения естественной радиоактивности составляют не менее 20 мкР/ч, отбор керна с данных участков с последующим проведением его минералогического анализа, комплексирование данных геофизических исследований и минералогического анализа керна, отличающийся тем, что по результатам минералогического анализа определяют наличие водорослевого доломита in situ и/или жильного доломита, и/или доломита железистого, при наличии доломита делают вывод о продуктивности на нефть участков отложений баженовской свиты и определяют границы залежи с наличием свободной нефти.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве минералогического анализа отобранного керна осуществляют его рентгеноструктурный анализ, а вывод о наличии доломита водорослевого in situ или жильного делают по наличию главных линий на рентгенограмме, имеющих следующие значения межплоскостных расстояний: 2,883 (10); 2,19 (5); 2,015 (4); 1,785 (6); 1,167 (4); 1,110А^о (5).

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии в керне водорослевого доломита in situ делают вывод о низко-среднедебитных скважинах в закрытой системе.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии в керне жильного доломита делают вывод о высокодебитных скважинах в открытой системе.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно проводят гидродинамическое исследование скважин, по данным которых на участках со значениями естественной радиоактивности не менее 20 мкР/ч определяют области с аномально высоким пластовым давлением и осуществляют отбор керна с данных областей.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что на основании сейсморазведочных исследований определяют области выклинивания нижнеюрской покрышки радомской свиты и осуществляют бурение проверочных скважин в данных областях.

7. Способ по п.1, отличающийся тем, что на основании геофизических исследований скважин проводят кавернометрию и профилеметрию, по данным которых определяют участки, характеризующиеся проникновением фильтрата бурового раствора.

8. Способ по п.1, отличающийся тем, что контур распространения залежи свободной нефти определяют по границе появления водорослевого доломита in situ в высокоуглеродистых отложениях.