Способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам поиска нефтяных и газовых месторождений при помощи сейсмической разведки и бурения разведывательных скважин. Способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона включает изучение при помощи сейсморазведки коллекторов с выявлением нефтенасыщенных толщин по верхней – «У» нижнего карбона и нижней – «Д» верхнего девона границам сейсмоотражающих горизонтов. Причем при сейсморазведке определяют расчетные стратиграфические разрезы методом общей глубинной точки - МОГТ 2Д с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км². Выявляют границы зон несогласного залегания сводных поднятий путем сопоставления структурного плана по обоим сейсмоотражающим горизонтам. Проводят корреляцию расчетного стратиграфического разреза и фактического по ранее пробуренным соседним скважинам. Бурение первоочередных разведочных скважин проводят внутри границ выявленных зон в сводах поднятий горизонта «У» с проектным забоем в горизонте «Д». Технический результат – повышение информативности получаемых данных, так как предлагаемый способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона позволяет охватить исследованиями сложно структурированные пласты и пропластки за счет комплексного подхода, включающего в исследования разведывательными скважинами пластов и пропластков с слабовыраженными сейсмоотражающими нижними горизонтами.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам поиска нефтяных и газовых месторождений при помогли сейсмической разведки и бурения разведывательных скважин.

Известен способ разведки нефтяных и газовых месторождений (патент SU №873185, МПК G01V 1/00, G01V 1/40, G01V 1/42, опубл 15.10.1981 в Бюл. №38), включающий бурение разведочных скважин, проведение в них вертикального сейсмического профилирования и акустического каротажа, обработку результатов и выделение продуктивного пласта, причем с целью повышения эффективности и сокращения числа скважин, в каждой разведывательной скважине регистрацию осуществляют выше продуктивного пласта в интервале разреза, свободном от интерференции между отражающими волнами от продуктивного пласта и кратным падающим волнам, а возбуждение производят в каждой точке последовательно в низкочастотном, среднечастотном и высокочастотном участках спектра так, чтобы перекрывался весь сейсморазведывательный диапазон частот, для каждой точки возбуждения осуществляют деконволюцию записей отраженных волн от всех взрывов, используя форму падающих волн, сопоставляют ролученные результаты, на основе чего строят индикатрису изменчивости физических паратметров продуктивного пласта и функцию азимута и размещают последующие скважины в направлении максимума индикатрисы.

Недостатками данного способа являются необходимость бурения сначала разведывательной скважины, что снижает вероятность попадания в нефтеносный интервал и требует дополнительных затрат на бурение новых разведывательных скважин, низкая мощность применяемых в скважине зарядов приводит к необходимости большого количества повторений из разных участков месторождения для получения полного охвата исследованиями месторождения.

Известен также способ поисков месторождений и залежей нефти и газа (патент RU №2263935, МПК G01V 7/00, G01V 9/00, опубл 10.11.2005 в Бюл. №31), заключающийся в установлении нефтегазоперспективности территории по наличию в земной коре глубинных резервуаров, для чего проводят сейсморазведку МОГТ в глубинной модификации и выделение объемных динамических аномалий, причем осуществляют прогнозирование и локализацию нефтеподводящих каналов, производят выявление степени активности нефтеподводящего канала, для чего на территории выхода нефтеподводящего канала изучают нестабильность гравитационного поля путем проведения разновременных гравиметрических наблюдений на закрепленных на местности пунктах и определении на каждом из них изменений гравитационного поля во времени, и по наличию участков повышенной нестабильности гравитационного поля во времени судят о современной активности канала, осуществляют бурение поисковой скважины непосредственно на активный нефтеподводящий канал.

Недостатком данного способа является определение нефтеносного канала только по при помощи разновременных гравиметрических наблюдений, что значительно снижает вероятность попадания в группу нефтеносных пластов месторождения и исключаются из исследования поисковыми скважинами сложно структурированные пласты и пропластки.

Наиболее близким по технической сущности способ прямого поиска высокопродуктивных нефтяных пластов в сложнопостроенных залежах нефти (патент RU №2628584, МПК G01V 9/00, G01V 1/00, опубл 21.08.2017 в Бюл. №24), характеризующийся тем, что по сейсморазведке по методу "3D" осуществляют непрерывное определение сопоставлений толщин между кровлей и подошвой визейского яруса к изменяющимся глубинам подошвы визейского яруса, для склоновых условий определяют параметры по изменению толщин песчаников, по которым в отложениях визейского яруса выделяют песчаные тела независимо от глубины и сложности их залегания; по результатам соотношения предельных коэффициентов, определяемых по сопоставлению толщин между кровлей и подошвой визейского яруса к изменяющимся глубинам подошвы визейского яруса и между поверхностью кристаллического фундамента и кровлей визейского яруса, для склоновых условий определяют параметры изменения толщин песчаников, по которым среди песчаных тел визейского яруса определяют высокопродуктивные нефтяные пласты; по разности между произведением предельного коэффициента, определяемого по сопоставлению толщин между кровлей и подошвой визейского яруса к изменяющимся глубинам подошвы визейского яруса и толщиной между поверхностью кристаллического фундамента и кровлей визейского яруса, и толщиной между кровлей и подошвой визейского яруса определяют для сводовых условий значения параметра изменения толщин песчаников в визейском ярусе, а по наибольшим значениям параметра изменения толщин песчаников в пределах развития высокопродуктивных нефтяных пластов определяют местоположение для бурения первоочередной разведочной скважины.

Недостатками данного способа являются невозможность использования для терригенных коллекторов, необходимость четкого определения кровли и подошвы с определением высокопродуктивных толщин каждого пласта, что значительно сужает область определения нефтеносных пластов, не охватывая сложно структурированные пласты и пропластки.

Технической задачей предполагаемого изобретение является создание способа поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона с охватом сложно структурированных пластов и пропластков за счет комплексного подхода, включающего в исследования разведывательными скважинами пластов и пропластков с слабовыраженными сейсмоотражающими нижними горизонтами.

Техническая задача решается способом поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона, включающий изучение при помощи сейсморазведки коллекторов с выявлением нефтенасыщенных толщин по верхней и нижней границе сейсмоотражающих горизонтов, по верхнему из которых определяют сводовые поднятия, в своде которых производят бурение первоочередных разведывательных скважин.

Новым является то, что при сейсморазведке определяют расчетные стратиграфические разрезы методом общей глубинной точки - МОГТ 2Д с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п. км/км², исследования проводят по горизонтам верхнему - «У» нижнего карбона и нижнему - «Д» верхнего девона с выявлением границ зон несогласного залегания сводных поднятий путем сопоставления структурного плана по сейсмоотражающим горизонтам, проводят корреляцию расчетного стратиграфического разреза и фактического по ранее пробуренным соседним скважинам, бурение проводят первоочередных разведочных скважин внутри этих зон с проектным забоем в горизонте «Д».

Способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона включает изучение при помощи сейсморазведки коллекторов с выявлением нефтенасыщенных толщин по верхней - «У» нижнего карбона (см. http://www.tatnipi.ru/upload/sms/2014/geol/008.pdf) и нижней - «Д» верхнего девона границе сейсмоотражающих горизонтов. Причем при сейсморазведке определяют расчетные стратиграфические разрезы методом общей глубинной точки - МОГТ 2Д с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п. км/км². Выявляют границы зон несогласного залегания сводных поднятий путем сопоставления структурного плана по обоих сейсмоотражающим горизонтам. Проводят корреляцию расчетного стратиграфического разреза и фактического по ранее пробуренным соседним скважинам. Бурение первоочередных разведочных скважин проводят внутри границ выявленных зон в сводах поднятий горизонта «У» с проектным забоем в горизонте «Д».

Пример конкретного выполнения.

Пример технического решения способа:

1. Участок применения Бугульминско-Тумутукская разведочная зона. Площадь участка располагается в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне в непосредственной близости к Бавлинскому месторождению с подтвержденной нефтеносностью.

2. Определили расчетные стратиграфические разрезы методом общей глубинной точки - МОГТ 2Д с плотностью сейсмических профилей не менее 3 п. км/км². Исследования проводили по горизонтам верхнему - «У» нижнего карбона и нижнему - «Д» верхнего девона

Плотность и детализация сейсмических профилей позволили картировать с поредением границ небольшие по амплитуде и площади структурные поднятия для заложения поисковых скважин, пример Кленовое и Северо-Кленовое поднятия.

3. Построены структурные карты по отражающим сейсмическим по горизонтам верхнему - «У» нижнего карбона и нижнему - «Д» верхнего девона.

4. Поисковые скважины №2259 и №2260 пробурены с проектными забоями в пашийском горизонте верхнего девона. По результату ГИС выявлено несогласное залегание структурного плана по кровле (горизонт «У») репера «Аяксы» и кровле турнейского яруса за счет увеличения мощности осадочного чехла в разрезе по скважине №2259 на 14 м и скважине №2260 на 26 м. Провели корреляцию расчетного стратиграфического разреза и фактического разреза.

5. Подтверждена нефтеносность в бобриковском и кизеловском горизонтах прямыми методами (вынос нефтенасыщенного керна, образцы сверлящих керноотборников - СКО) и косвенными (интерпретация кривых геофизических исследований скважин - ГИС).

6. По заключению ГИС нефтенасыщение в карбонатном девоне неоднозначное или пласты водонасыщены.

7. Произвели вскрытие сводов поднятий горизонта «У» - Кленового и Северо-Кленового поднятий двумя первоочередными разведочными скважинами с проектным забоем в горизонте «Д».

В результате перфорации и освоения пластов в карбонатном девоне получены промышленные притоки нефти по обоим скважинам, т.е. соблюдены все критерии данного способа и получен положительный результат.

Предлагаемый способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона позволяет охватить исследованиями сложно структурированные пласты и пропластки за счет комплексного подхода, включающего в исследования разведывательными скважинами пластов и пропластков с слабовыраженными сейсмоотражающими нижними горизонтами.

Способ поиска нефтесодержащих пластов в коллекторах карбонатного девона, включающий изучение при помощи сейсморазведки коллекторов с выявлением нефтенасыщенных толщин по верхней и нижней границам сейсмоотражающих горизонтов, по верхнему из которых определяют сводовые поднятия, в своде которых производят бурение первоочередных разведывательных скважин, отличающийся тем, что при сейсморазведке определяют расчетные стратиграфические разрезы методом общей глубинной точки - МОГТ 2Д с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км², исследования проводят по горизонтам: верхнему – «У» нижнего карбона и нижнему – «Д» верхнего девона, с выявлением границ зон несогласного залегания сводных поднятий путем сопоставления структурного плана по сейсмоотражающим горизонтам, проводят корреляцию расчетного стратиграфического разреза и фактического по ранее пробуренным соседним скважинам, бурение проводят первоочередных разведочных скважин внутри этих зон с проектным забоем в горизонте «Д».