RU2166780C1 - Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах - Google Patents
Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2166780C1 RU2166780C1 RU2000102845A RU2000102845A RU2166780C1 RU 2166780 C1 RU2166780 C1 RU 2166780C1 RU 2000102845 A RU2000102845 A RU 2000102845A RU 2000102845 A RU2000102845 A RU 2000102845A RU 2166780 C1 RU2166780 C1 RU 2166780C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gamma
- oil
- radium
- hydrocarbons
- equivalent
- Prior art date
Links
Abstract
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.
Description
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 ωi - водородосодержание i-го пласта, %:
Qi - радиевый гамма-эквивалент i-го пласта, ПГ-ЭКВ/Ra г,
hi - толщина i-го пласта, м.
где ωi - 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.
1 - скважины Салымского района;
2 - скважины других районов.
На графике выделяются три области:
II - малопродуктивная, II - продуктивная, III - непродуктиная.
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.
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.
Claims (1)
- 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.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000102845A RU2166780C1 (ru) | 2000-02-04 | 2000-02-04 | Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000102845A RU2166780C1 (ru) | 2000-02-04 | 2000-02-04 | Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2166780C1 true RU2166780C1 (ru) | 2001-05-10 |
Family
ID=20230263
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000102845A RU2166780C1 (ru) | 2000-02-04 | 2000-02-04 | Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2166780C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2541721C1 (ru) * | 2013-09-19 | 2015-02-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт" ФГУП "ВНИГРИ" | Способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин |
-
2000
- 2000-02-04 RU RU2000102845A patent/RU2166780C1/ru active
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2541721C1 (ru) * | 2013-09-19 | 2015-02-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Всероссийский нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт" ФГУП "ВНИГРИ" | Способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
Tittman | Geophysical well logging: excerpted from methods of experimental physics | |
RU2315339C2 (ru) | Система петрофизической оценки в реальном времени | |
Cannon | Petrophysics: a practical guide | |
Darling | Well logging and formation evaluation | |
Gonzalez et al. | Determination of formation organic carbon content using a new neutron-induced gamma ray spectroscopy service that directly measures carbon | |
US5786595A (en) | Method for estimating lithological fractions using nuclear spectroscopy measurements | |
Awolayo et al. | A cohesive approach at estimating water saturation in a low-resistivity pay carbonate reservoir and its validation | |
Anderson | Coring and core analysis handbook | |
US11788401B2 (en) | Systems and methods for characterizing subsurface formation properties through geochemical logging | |
Barson et al. | Spectroscopy: the key to rapid, reliable petrophysical answers | |
Scholes et al. | Coalbed Methane Applications of Wireline Logs: Chapter 13 | |
US7635838B2 (en) | Methods and apparatus for exploring geological formations utilizing strontium measurements | |
Reeder et al. | A multimeasurement core-log integration for advanced formation evaluation of oil shale formations: a green river formation case study | |
RU2166780C1 (ru) | Способ поиска углеводородов в нефтематеринских породах | |
METWALLY et al. | A numerical approach to accurately estimate water resistivity (Rw) and saturation (Sw) in shaly sand formations | |
Horkowitz et al. | Complex Reservoir Evaluation in open and cased wells | |
US3820390A (en) | Method of recognizing the presence of hydrocarbons and associated fluids in reservoir rocks below the surface of the earth | |
Opuwari | Petrophysical evaluation of the Albian age gas bearing sandstone reservoirs of the OM field, Orange basin, South Africa | |
Underschultz et al. | Estimating formation water salinity from wireline pressure data: Case study in the Vulcan sub-basin | |
Iuras et al. | Logging Optimization and Data Analysis Enabling Bypass Pay Identification and Hydrocarbon Quantification with Advanced Pulsed Neutron Behind Casing | |
Acho | Assessing hydrocarbon potential in cretaceous sediments in the Western Bredasdorp Sub-basin in the Outeniqua Basin South Africa | |
Badruzzaman et al. | Cased-hole Nuclear Logs in Complex Environments | |
Timur | Advances in well logging | |
Gilchrist Jr et al. | Carbon/Oxygen Interpretation-A Theoretical Model | |
Hietala et al. | Integrated Rock-Log Calibration in the Elmworth Field-Alberta, Canada: Well Log Analysis Methods and Techniques: Part II |