RU2762078C1 - Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах - Google Patents
Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2762078C1 RU2762078C1 RU2021112412A RU2021112412A RU2762078C1 RU 2762078 C1 RU2762078 C1 RU 2762078C1 RU 2021112412 A RU2021112412 A RU 2021112412A RU 2021112412 A RU2021112412 A RU 2021112412A RU 2762078 C1 RU2762078 C1 RU 2762078C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- source formation
- zones
- oil source
- formation
- values
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 158
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 63
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000000197 pyrolysis Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000005979 thermal decomposition reaction Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000012795 verification Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 17
- 238000013508 migration Methods 0.000 abstract description 8
- 230000005012 migration Effects 0.000 abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 230000004807 localization Effects 0.000 abstract description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 109
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 238000013507 mapping Methods 0.000 description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000004422 calculation algorithm Methods 0.000 description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 5
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 4
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000013178 mathematical model Methods 0.000 description 3
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 3
- JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N uranium(0) Chemical compound [U] JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 2
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 235000015076 Shorea robusta Nutrition 0.000 description 1
- 244000166071 Shorea robusta Species 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000005856 abnormality Effects 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004581 coalescence Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000000386 microscopy Methods 0.000 description 1
- 238000000399 optical microscopy Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000002459 sustained effect Effects 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
- E21B47/07—Temperature
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V11/00—Prospecting or detecting by methods combining techniques covered by two or more of main groups G01V1/00 - G01V9/00
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских толщ баженовской свиты. Заявлен способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах, который включает проведение исследований скважин, комплексный анализ и интерпретацию результатов исследования керна, верификацию параметров, построение карт и их совместный анализ. Согласно предлагаемому способу получают значения коэффициента Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах, значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности внутри интервалов нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, находят его эффективные значения для каждого интервала скважины и строят карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. Рассчитывают индекс хрупкости в интервале нефтематеринского пласта, выделяют интервалы хрупких зон с индексом хрупкости ≥0,5, суммируют их, находят общие толщины хрупких зон для каждой скважины, строят карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта. В качестве исследований керна проводят его лабораторный пиролиз, на основании которого устанавливают тип керогена, определяют его кинетический спектр, термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли от момента его формирования до современного состояния. На основании данных 3Д сейсморазведки и геофизических исследований строят карту современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. На основании данных промыслово-геофизических исследований строят карты плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров и карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта, карту концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна. Верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования кинетики термического разложения керогена по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта, затем проводят численное моделирование лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна по конкретным скважинам. Проводят численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте и строят карту потенциального порового давления в нефтематеринском пласте. На основании карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты потенциального порового давления в нефтематеринском пласте строят карту расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте, проводят ее совместную обработку с картой толщин хрупких зон нефтематеринского пласта путем ранжирования интервалов значений расчетных коэффициентов аномальности порового давления не менее чем на 3 диапазона и толщин хрупких зон не менее чем на 3 диапазона. Пересчитывают карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений, при этом наиболее перспективными считают зоны, в которых одновременно выполняются условия достижения максимумов значений аномальности порового давления и толщин хрупких зон в нефтематеринском пласте, с дальнейшим снижением дискретного индекса перспективности по мере убывания значений диапазонов аномального порового давления и толщин хрупких зон, пересекающихся на картах расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, и на основании этого условия строят дискретную карту перспективных зон, ранжированных по приоритету перспективности, где максимальный дискретный индекс перспективности соответствует наиболее перспективным зонам. Технический результат - повышение точности локализации перспективных зон с точки зрения разработки в нефтематеринских толщах с учетом степени зрелости нефтематеринской породы и процессов первичной миграции подвижных углеводородов. 13 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей нетрадиционных коллекторов нефтематеринских толщ баженовской свиты.
Известен способ определения зон генерации углеводородов доманикоидных и сланценосных отложений в разрезах глубоких скважин, включающий отбор образцов керна из скважин, выделение из образцов проб нерастворимого органического вещества (НОВ), исследование образцов методом гамма-каротажа и оптической микроскопии, 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 содержание 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 НОВ, определяют в нем содержание урана, рассчитывают коэффициент корреляции ki между радиоактивностью НОВ и значением гамма-активности каротажа, сравнивают его со значениями к 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 (патент РФ №2541721, G01V 5/14, опубл. 20.02.2015, БИ №5).
Недостатками способа являются сложность и трудоемкость выполнения способа, связанные с необходимостью постоянного отбора и исследования керна вследствие отсутствия математической модели восстановления необходимых параметров, а также недостаточная эффективность способа, связанная с отсутствием учета напряженно-деформированного состояния пласта.
Наиболее близким по технической сущности является способ локализации запасов в нефтематеринских толщах, включающий проведение геолого-геофизических и промысловых исследований скважин, комплексный анализ их результатов, выделение литотипов по данным ГИС, оценку разделения литотипов в полях скоростей продольных, поперечных волн и плотности, проведение синхронной инверсии частичных угловых сумм сейсморазведочных работ 3Д, в результате чего получают трехмерные кубы скоростей продольной, поперечной волн и плотности, пересчитывают их в дискретный куб литологии на основе литотипов, выделенных по скважинным данным, и проводят калибровку и верификацию по данным ГИС, на основе результатов обработки и интерпретации сейсморазведочных работ 3Д строят карты когерентности волнового поля по кровле баженовской свиты и подошве ближайшего вышележащего проницаемого пласта, определяют критическое значение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю, проводят совместный анализ карт когерентности и выделяют потенциально продуктивные зоны баженовской свиты, проводят анализ зависимости мощности литотипов от запускных дебитов скважин, затем на основе разработанных петрофизических алгоритмов и выявленных связей по данным ГИС и исследований керна рассчитывают коэффициенты пористости и нефтенасыщенности, по результатам чего строят карты эффективных нефтенасыщенных мощностей, пористости, нефтенасыщенности и распределения плотности запасов нефти (патент РФ №2572525, G01V1/48, опубл. 20.01.2016, БИ№2).
Недостатком способа является субъективное определение индекса когерентности, ниже которого продуктивность скважин близка к нулю. Это связано с тем, что подобный анализ может быть проведен только в зонах с достаточно плотной сеткой скважин, вскрывающий целевой интервал, а в зонах с отсутствием скважин такой критерий не может быть сформирован. Кроме того, как показывает практика, такой критерий не является универсальным и может достаточно существенно варьироваться от месторождения к месторождению. Также недостатком заключается в его применимость только на площадях с проведенной 3Д сейсморазведкой, что затрудняет попытки расширения подхода за пределы контура сейсморазведочных работ на региональном уровне. Невысокая точность определения связана, в частности, с определением зон трещиноватости по данным 3Д сейсморазведки, т.е. результат определения этих зон существенно зависит от качества исходного материала 3Д сейсморазведки. Кроме того, в подходе отсутствует учет степени реализации генерационного потенциала керогена и напряженно-деформированного состояния пласта, что в свою очередь может приводить к переоценке перспективности тех или иных зон пласта нефтематеринского пласта.
Техническим результатом является повышение точности определения локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах с учетом степени зрелости нефтематеринской породы и процессов первичной миграции подвижных углеводородов.
Указанный технический результат достигается тем, что способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах включает геофизические и промыслово-геофизические исследования скважин, 3Д сейсмические исследования, комплексный анализ и интерпретацию их результатов, исследования керна, верификацию полученных параметров, построение карт и их совместный анализ, согласно изобретению, по результатам комплексного анализа и интерпретации геофизических и промыслово-геофизических исследований получают значения коэффициента Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах, значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности внутри интервалов нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, находят его эффективные значения для каждого интервала скважины и строят карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, рассчитывают индекс хрупкости в интервале нефтематеринского пласта, выделяют интервалы хрупких зон с индексом хрупкости ≥0,5, суммируют их, находят общие толщины хрупких зон для каждой скважины, строят карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, в качестве исследований керна проводят его лабораторный пиролиз, на основании которого устанавливают тип керогена, определяют его кинетический спектр, термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли от момента его формирования до современного состояния, на основании данных 3Д сейсморазведки и геофизических исследований строят карту современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, на основании данных промыслово-геофизических исследований строят карты плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров и карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта, карту концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна, верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования кинетики термического разложения керогена по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта, затем проводят численное моделирование лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна по конкретным скважинам, проводят численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте и строят карту потенциального порового давления в нефтематеринском пласте, на основании карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты потенциального порового давления в нефтематеринском пласте строят карту расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте, проводят ее совместную обработку с картой толщин хрупких зон нефтематеринского пласта путем ранжирования интервалов значений расчетных коэффициентов аномальности порового давления не менее чем на 3 диапазона, и толщин хрупких зон не менее чем на 3 диапазона, пересчитывают карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений, при этом наиболее перспективными считают зоны, в которых одновременно выполняются условия достижения максимумов значений аномальности порового давления и толщин хрупких зон в нефтематеринском пласте, с дальнейшим снижением дискретного индекса перспективности по мере убывания значений диапазонов аномального порового давления и толщин хрупких зон, пересекающихся на картах расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, и на основании этого условия строят дискретную карту перспективных зон, ранжированных по приоритету перспективности, где максимальный дискретный индекс перспективности соответствует наиболее перспективным зонам.
Способ поясняется чертежами, где на фигуре 1 представлены карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта (а), вышележащего (б) и нижележащего (в) флюидоупоров, на фиг.2 - карта толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, на фиг.3 - кинетический спектр керогена типа II, на фиг.4 - термическая история нефтематеринского пласта Ю0 по данным региональных ГРР и бассейнового моделирования, на фиг.5 - карта современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта Ю0, на фиг.6 - карты общих толщин нефтематеринского пласта (а), вышележащего (б) и нижележащего (в) флюидоупоров, на фиг.7 - карты плотности породы нефтематеринского пласта (а), вышележащего (б) и нижележащего (в) флюидоупоров, на фиг.8 - карта современных температур нефтематеринского пласта Ю0, на фиг.9 - карта концентрации керогена в нефтематеринском пласте Ю0 в палеоусловиях, на фиг.10 - результаты верификации выбранного кинетического спектра и термической истории нефтематеринского пласта Ю0 в ходе эволюции, на фиг.11 - карта потенциального порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты с учетом процессов первичной миграции углеводородов, на фиг.12 - карта расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте, на фиг.13 - дискретная карта перспективных зон нефтематеринского пласта Ю0.
Способ осуществляется следующим образом.
На выбранной площади проводят геофизические (ГИС) и промыслово-геофизические (ПГИ) исследования разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших интервал нефтематеринских отложений, в том числе кросс-дипольный широкополосный акустический (АКШ) и плотностной каротаж, охватывающий данный интервал. Проводят комплексный анализ и интерпретацию их результатов с получением упругих свойств нефтематеринского пласта - коэффициент Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах. Значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности в системе напластований, включающей интервалы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, с получением эффективных значений для каждого интервала скважины (опорные данные), после чего строят карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. В интервале нефтематеринского пласта в скважинах производят расчет индекса хрупкости по разрезу по формуле:
BI=((ν-νmax)/(νmin-νmax)+(E-Emin)/(Emax-Emin))/2,
где ν - коэффициент Пуассона,
νmin - минимальное значение коэффициента Пуассона, принимается равным 0,
νmax - максимальное значение коэффициента Пуассона, принимается равным 0,5,
Ε - модуль Юнга,
Emin - минимальное значение модуля Юнга, принимается равным 0,
Emax - максимальное значение модуля Юнга, принимается равным 50 ГПа.
На основании скважинных данных по распределению индекса хрупкости в интервале нефтематеринского пласта выделяют интервалы, соответствующие условию BI≥0,5 (хрупкие зоны). Далее суммируют все толщины хрупких зон в разрезе нефтематеринского пласта с получением общих толщин хрупких зон для каждой скважины (опорные данные). На основании полученных таким способом опорных данных строят карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта на рассматриваемой площади.
Подготавливают входные данные для моделирования процесса термического разложения керогена. Подготовка включает определение типа керогена по результатам лабораторного пиролиза керна, распространенного на рассматриваемой территории, определение его кинетического спектра на основе справочных данных для соответствующего типа керогена, определение термической истории рассматриваемого нефтематеринского пласта и истории погружения его кровли от момента его формирования до современного состояния, построение карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карт общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров на основании данных 3Д сейсморазведки и ГИС, на основании данных ПГИ построение карт плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров и карты современных пластовых температур нефтематеринского пласта на рассматриваемой площади, и построение карты концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна. Расчет концентрации керогена в палеоусловиях производят по формуле:
S20=S2/(1-TR), где
S2 - содержание керогена в современных условиях,
TR - степень реализации генерационного потенциала керогена, которая определяется по формуле:
TR=((HI0-HI)/HI0)×1200/(1200-ΗΙ), где
HI - водородный индекс в современных условиях,
HI0 - значение водородного индекса в палеоусловиях, фиксированное для выбранного типа керогена.
Термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли определяют на основе данных региональных работ по восстановлению палеоусловий осадконакопления и данных бассейнового моделирования. Делают ряд допущений о том, что на рассматриваемой площади распространен только один тип керогена, характеризующийся едиными кинетическим спектром и нефтегенерационным потенциалом. Также делают допущение о том, что термическая история нефтематеринского пласта и история погружения его кровли на данной площади также едины с локальной линейной перенормировкой кривых, описывающих изменение температуры и глубины залегания нефтематеринского пласта со временем, на их соответствующие современные значения. Верифицируют соответствие выбранного кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования процесса термического разложения керогена, распространенного в рассматриваемых нефтематеринских толщах от момента их формирования до современного состояния по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта с учетом ее локальной перенормировки на основе традиционного подхода к моделированию кинетики преобразования керогена в жидкие и газообразные углеводороды (Chen Ζ., Liu X., Jiang Ch., Gou Q., Jiang Ch., Mort A. Inversion of source rock hydrocarbon generation kinetics from Rock-Eval data // Fuel, 194, 91-101, 2017). Далее осуществляют численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории рассматриваемого нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна на основе значений текущего водородного индекса, по конкретным скважинам. В случае соответствия результатов моделирования и лабораторного пиролиза керогена принятые его кинетический спектр и термическая история нефтематеринского пласта считаются корректными. Рассматривают систему напластований, состоящую из нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров с заданными мощностями. При этом считают, что система напластований погружается одновременно, уплотнение породы считается малым по отношению к мощности пластов.
Затем осуществляют численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте с использованием физико-математической модели, основанной на системе уравнений кинетики термического разложения твердого керогена в жидкие и газообразные углеводороды, материального баланса, включающего массообмен между твердой (кероген) и жидкой (и газообразной) фазами с соответствующим изменением порового давления за счет разницы в сжимаемости и плотности фаз в ходе нагрева и погружения нефтематеринского пласта (Jin Ζ.-Η., Johnson S.E., Fan Z.Q. Subcritical propagation and coalescence of oil-filled cracks: Getting the oil out of low-permeability source rocks // GEOPHYSICAL RESEARCH LETTERS, 37, L01305, 2010), уравнений для расчета напряженно-деформированного состояния нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, уравнений фильтрации, подчиняющейся закону Дарси, для учета перераспределения давления внутри нефтематеринского пласта, уравнения для расчета предельного порового давления, соответствующего давлению, при котором минимальные горизонтальные напряжения в нефтематеринских отложениях достигают значений, равных минимальным горизонтальным напряжениям в вышележащим или нижележащем флюидоупорах для учета процессов первичной миграции жидких и газообразных углеводородов через вышележащий или нижележащий флюидоупоры путем расчета. Минимальное горизонтальное напряжение (∑h) для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров рассчитывают по формуле:
∑h=∑V×ν/(1-ν)+α×Ρ×(1-2ν)/(1-ν).
где ∑h - минимальное горизонтальное напряжение,
∑V - вертикальное напряжение (горное давление или вес вышележащих пород),
ν - коэффициент Пуассона (определяется в каждой точке на основе соответствующих карт),
α - коэффициент пороэластичности принимается равным 1 в вышележащем и нижележащем флюидоупорах, и меньшим 1 для нефтематеринского пласта,
Ρ - поровое давление, в вышележащем и нижележащем флюидоупорах рассчитывается как гидростатическое давление в зависимости от глубины залегания кровли нефтематеринского пласта.
Соответствующее вертикальные напряжения (горное давление) рассчитываются по формуле:
∑V=ρrock×g×H,
где ρrock - среднее (эффективное) значение плотности вышележащих пород (от поверхности до кровли вышележащего флюидоупора), которое определяется стандартным способом по данным плотностного каротажа, охватывающего весь разрез от дневной поверхности до целевого нефтематеринского пласта,
g - ускорение свободного падения,
Η - глубина залегания кровли нефтематеринского пласта, вышележащего или нижележащего флюидоупоров, определяются в каждой точке на основе карты глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карт общих толщин вышележащего или нижележащего флюидоупоров. Результатом численного моделирования изменения порового давления в нефтематеринском пласте является карта потенциального порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты с учетом сопутствующих процессов миграции углеводородов.
Далее на основании карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты потенциального порового давления в нефтематеринском пласте строят карту расчетных коэффициентов аномальности порового давления нефтематеринского пласта. При этом коэффициент аномальности определяют как отношение рассчитанного порового давления к гидростатическому давлению с учетом современной глубины залегания кровли нефтематеринского пласта в соответствующей точке.
Затем проводят совместную обработку карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления (по отношению к соответствующему гидростатическому давлению) в нефтематеринском пласте и карты толщин хрупких зон нефтематеринского пласта. При этом производят ранжирование интервалов значений расчетных коэффициентов аномальности порового давления не менее чем на 3 диапазона, и толщин хрупких зон не менее чем на 3 диапазона, с последующим пересчетом этих карт в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров на картах значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений. Наиболее перспективными считаются зоны с одновременным выполнением условий достижения максимумов значений аномальности порового давления и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта с дальнейшим снижением дискретного индекса перспективности по мере убывания значений диапазонов аномального порового давления и толщин хрупких зон, пересекающихся на картах. На основании этого условия строят дискретную карту перспективных зон нефтематеринского пласта, ранжированных по приоритету перспективности, где максимальный дискретный индекс перспективности соответствует наиболее перспективным зонам.
Пример конкретного осуществления способа.
В качестве объекта исследований рассматривались отложения баженовской свиты, приуроченные к Салымскому своду (нефтематеринский пласт Ю0). Рассматривают систему напластований, состоящую из нефтематеринского пласта, вышележащего (подачимовские глины) и нижележащего флюидоупоров (глины, лежащие ниже подошвы Ю0) с заданными мощностями. Сделано допущение о том, что система напластований погружается одновременно, уплотнение породы считается малым по отношению к мощности пластов.
По результатам комплексного анализа и интерпретации расширенного комплекса ГИС (включающего АКШ и плотностной каротаж) и ПГИ, проведенных в разведочных и эксплуатационных скважинах, и охватывающих целевой интервал нефтематеринского пласта Ю0, получили кривые, описывающие распределение значений коэффициента Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах, образующих систему напластований, по глубине в соответствующих скважинах. Характерный диапазон значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта Ю0 составил 0,15-0,3, для вышележащего флюидоупора - 0,22-0,34, для нижележащего флюидоупора - 0,25-0,34. Далее провели осреднение этих значений по мощности внутри интервалов нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров с получением эффективных значений для каждого интервала во всех скважинах с кондиционными данными каротажей (опорные данные). На основе этих опорных данных, определенных в скважинах, т.е. в точках с координатами пересечения траекторий скважин с кровлей нефтематеринского пласта Ю0, средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения построили карты значений коэффициента Пуассона нефтематеринского пласта Ю0, вышележащего и нижележащего флюидоупоров на рассматриваемой площади (фиг.1(a), (б), (в)). При построении карт значений коэффициента Пуассона в качестве метода интерполяции использовался кокригинг с типичным радиусом вариограммы от 1000 м до 5000 м в зависимости от количества скважин, попадающих в рассматриваемый участок и плотности их распределения по площади.
В интервале нефтематеринского пласта в скважинах рассчитали индекс хрупкости по разрезу. Значения индекса хрупкости лежат в интервале значений от 0 до 1. Зоны по разрезу со значением индекса хрупкости BI≥0,5 приняты хрупкими. Далее суммировали толщины хрупких зон в разрезе с получением общей суммарной толщины хрупкой зоны в скважине (опорные данные). Характерные значения толщин хрупких зон в скважинах составили от 1 до 18 м. На основе этих опорных данных, определенных в скважинах, т.е. в точках с координатами пересечения траекторий скважин с кровлей нефтематеринского пласта Ю0, средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения построили карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта Ю0 на рассматриваемой площади (фиг.2). Алгоритм построения был полностью аналогичен алгоритму построения карт коэффициента Пуассона.
В ходе подготовки входных данных для моделирования процесса термического разложения керогена с образованием жидких и газообразных углеводородов в процессе эволюции нефтематеринского пласта на основе результатов лабораторного пиролиза керна, отобранного в скважинах в интервале нефтематеринского пласта Ю0 на рассматриваемой площади, установили, что кероген, присутствующий в породе нефтематеринского пласта Ю0, соответствует типу керогена II. При этом начальное значение водородного индекса керогена HI0** в палеоусловиях было определено на уровне 670 мг/г углеводородов, что соответствует данному типу керогена. Из библиотеки программного обеспечения «Petromod» компании Schlumberger выбрали кинетический спектр (фиг.3) для данного типа керогена (Pepper A.S. & Corvi P.J. Simple kinetic models of petroleum formation. Part I: oil and gas generation from kerogen // Marine and Petroleum Geology, 12(3), pp.291-319, 1995).
На основе результатов предшествующих региональных работ для рассматриваемого региона по восстановлению палеоусловий осадконакопления определили термическую историю и историю погружения кровли рассматриваемого нефтематеринского пласта Ю0 от момента его формирования до современного состояния по ряду скважин (фиг.4).
На основании данных ГИС с учетом результатов интерпретации 3Д сейсмических исследований средствами программного обеспечения «Petrel» компании Schlumberger построили карту современных глубин залегания нефтематеринского пласта Ю0 (структурная поверхность стратиграфической кровли) и карт общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров. Основными реперами при корреляции разрезов скважин служили регионально выдержанные глинистые отложения - опорный отражающий горизонт баженовской свиты. Корреляция и детальное расчленение горизонта Ю0 проводились на материалах каротажных диаграмм методов ГК, ПС, НК, БК, ИК. Характерные глубины залегания нефтематеринского пласта Ю0 составили 2700-3100 м (фиг.5). Характерные толщины нефтематеринского пласта Ю0 варьируются в диапазоне 28-36 м (фиг.6а). Характерные толщины верхнего флюидоупора варьируются в диапазоне 20-80 м (фиг.6б). Характерные толщины нижнего флюидоупора варьируются в диапазоне 20-24 м (фиг.6в).
На основе данных 3Д сейсморазведки и ГИС (включающих плотностной каротаж) получили сведения о распределении значений плотности породы в нефтематеринском пласте Ю0, в вышележащем и нижележащем флюидоупорах по глубине в соответствующих скважинах. Далее провели осреднение этих значений по мощности внутри интервалов с получением эффективных значений для всех интервалов в скважинах с кондиционными данными каротажей (опорные данные). На основе этих опорных данных средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения построили карты плотности породы нефтематеринского пласта Ю0, вышележащего и нижележащего флюидоупоров на рассматриваемой площади (фиг.7). Характерные значения плотности породы нефтематеринского пласта Ю0 варьируются в диапазоне 2,28-2,39 г/см3 (фиг.7а). Характерные значения плотности породы верхнего флюидоупора варьируются в диапазоне 2,53-2,59 г/см3 (фиг.7б). Характерные значения плотности породы нижнего флюидоупора варьируются в диапазоне 2,58-2,69 г/см3 (фиг.7в). Алгоритм построения карт был полностью аналогичен алгоритму построения карт коэффициента Пуассона.
По результатам ранее проведенных ПГИ разведочных и эксплуатационных скважин получили замеры текущих пластовых температур в интервале нефтематеринского пласта Ю0. Характерные значения попали в диапазон 90-140 градусов Цельсия. На основе скважинных замеров средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с использованием метода кокригинг построили карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.8).
На основе результатов лабораторного пиролиза керна нефтематеринского пласта Ю0 были получены значения современного содержания керогена в скважинах, характерный диапазон значений составил 10-100 мг/г.На основе формулы для расчета концентрации керогена в палеоусловиях были получены опорные данные по концентрации керогена, осредненные по мощности внутри интервала нефтематеринского пласта Ю0 с получением эффективного значения в точке скважины, характерный диапазон значений составил 50-210 мг/г. На основе этих опорных значений средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с использованием метода кокригинг была построена карта концентрации керогена в нефтематеринском пласте Ю0 в палеоусловиях (фиг.9).
Сделали ряд допущений о том, что на рассматриваемой площади распространен только один тип керогена, характеризующийся едиными кинетическим спектром и нефтегенерационным потенциалом, и о том, что термическая история нефтематеринского пласта и история погружения его кровли на данной площади также едины с локальной линейной перенормировкой кривых, описывающих изменение температуры и глубины залегания нефтематеринского пласта со временем, на их соответствующие современные значения. С учетом сделанных допущений была проведена верификация соответствия выбранного кинетического спектра керогена (фиг.3) термической истории нефтематеринского пласта. Для этого на основе традиционного подхода к моделированию кинетики преобразования керогена в жидкие и газообразные углеводороды сначала было проведено численное моделирование процесса термического разложения керогена, распространенного в рассматриваемых нефтематеринских толщах, от момента их формирования до современного состояния по определенной ранее термической истории (фиг.4) в скважинах с результатами лабораторного пиролиза керна нефтематеринского пласта Ю0. При этом кривая термической истории линейно масштабировалась на современное значение пластовой температуры в каждой рассматриваемой скважине. Далее было проведено численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта Ю0. При этом использовались фактические скорости нагрева при лабораторном пиролизе керна порядка 20 градусов Цельсия в минуту. По результатам численного моделирования процесса термического разложения керогена и численного моделирования процесса лабораторного пиролиза керогена на основе расчетных значений водородного индекса была рассчитана степень реализации генерационного потенциала керогена, которая сопоставлялась с соответствующим значением, рассчитанным по данным лабораторного пиролиза керна на основе значений текущего водородного индекса в соответствующих скважинах (фиг.10). Численное моделирование процесса термического разложения керогена и численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена проводилось на основе численной схемы, реализующей уравнения кинетики термического разложения керогена. Сама численная схема была реализована на языке программирования Python. По результатам верификации кинетический спектр керогена и термическая история нефтематеринского пласта Ю0 были приняты корректными.
Провели численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте Ю0 с использованием физико-математической модели, основанной на системе уравнений кинетики термического разложения твердого керогена в жидкие и газообразные углеводороды, материального баланса, включающего массообмен между твердой (кероген) и жидкой (и газообразной) фазами с соответствующим изменением порового давления за счет разницы в сжимаемости и плотности фаз в ходе нагрева и погружения кровли нефтематеринского пласта Ю0, уравнений фильтрации в нефтематеринском пласте, подчиняющейся закону Дарси, соотношений для расчета напряженно-деформированного состояния нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, соотношений для расчета предельного порового давления, соответствующего давлению, при котором минимальные горизонтальные напряжения в нефтематеринских отложениях достигают значений, равных минимальным горизонтальным напряжениям в вышележащем или нижележащем флюидоупорах на каждом временном шаге. Входными данными для численного моделирования изменения порового давления служили построенные и определенные на стадии подготовки входных данных карты коэффициента Пуассона (фиг.1), карта современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.5), карты общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров (фиг.6), карты плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров (фиг.7), карта современных пластовых температур баженовской свиты (фиг.8), карта концентрации керогена в нефтематеринском пласте Ю0 в палеоусловиях (фиг.9), верифицированные термическая история нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.4) и кинетический спектр керогена (фиг.3). Численное моделирование изменения порового давления проводилось на основе численной схемы, реализующей вышеописанную систему уравнений. Сама численная схема была реализована на языке программирования Python. В результате была получена карта потенциального порового давления в нефтематеринских отложениях баженовской свиты с учетом процессов первичной миграции углеводородов (фиг.11). Диапазон расчетных значений потенциального порового давления с учетом процессов первичной миграции жидких и газообразных углеводородов составил 370-470 атм.
Далее была построена карта расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте. При этом коэффициент аномальности определялся как отношение рассчитанного порового давления к гидростатическому давлению с учетом современной глубины залегания кровли нефтематеринского пласта в соответствующей точке. Характерные значения коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте варьируются в диапазоне 1,2-1,75 (фиг.12).
Далее была проведена совместная обработка карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и карты толщин хрупких зон нефтематеринского пласта путем их пересчета в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров на картах значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений. Интервалы определялись с учетом данных о фактических испытаниях. В ходе пересчета карт зонам на карте расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте со значениями менее 1,35 было присвоено значение дискретного индекса, равное 1; зонам со значениями от 1,35 до 1,6 присваивается значение дискретного индекса, равное 2; зонам со значениями, превышающими 1,6, присваивается значение дискретного индекса, равное 3. Зонам на карте толщин хрупких зон нефтематеринского пласта со значениями менее 4,8 м присваивается значение дискретного индекса, равное 1, зонам со значениями от 4,8 м до 11,5 м присваивается значение дискретного индекса, равное 2; зонам со значениями, превышающими 11,5 м, присваивается значение дискретного индекса, равное 3. Затем была построена дискретная карта перспективных зон нефтематеринского пласта Ю0 (фиг.13) на основе пересечения соответствующих дискретных карт аномальности порового давления и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта. При этом зонам на общей карте, в которых происходит пересечение зон аномальности порового давления с дискретным индексом 3 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 3, присвоен дискретный индекс 5. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 2 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 3 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 3, и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 2 присвоен индекс 4. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 2 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 2 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 3 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 1 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 1 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 3 присвоен индекс 3. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 1 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 2 или зон аномальности порового давления с дискретным индексом 2 и зон толщин хрупких зон с индексом 1 присвоен дискретным индекс 4. Общим зонам с пересечением зон аномальности порового давления с дискретным индексом 1 и зон толщин хрупких зон с дискретным индексом 1 присвоен индекс 5. Построение карты перспективных зон нефтематеринского пласта Ю0 с учетом процессов первичной миграции произведено средствами стандартного программного обеспечения для картопостроения с возможностью использования арифметических и логических действий (операторов) при расчете карт.
Предлагаемое изобретение позволяет проводить быструю локализацию потенциально перспективных зон нефтематеринских пластов на уровне месторождений, что обеспечивает повышение эффективности бурения эксплуатационных скважин.
Claims (1)
- Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах, включающий геофизические и промыслово-геофизические исследования скважин, 3Д сейсмические исследования, комплексный анализ и интерпретацию их результатов, исследования керна, верификацию полученных параметров, построение карт и их совместный анализ, отличающийся тем, что по результатам комплексного анализа и интерпретации геофизических и промыслово-геофизических исследований получают значения коэффициента Пуассона и модуля Юнга в нефтематеринском пласте, вышележащем и нижележащем флюидоупорах, значения коэффициента Пуассона осредняют по мощности внутри интервалов нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, находят его эффективные значения для каждого интервала скважины и строят карты значений коэффициента Пуассона для нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, рассчитывают индекс хрупкости в интервале нефтематеринского пласта, выделяют интервалы хрупких зон с индексом хрупкости ≥0,5, суммируют их, находят общие толщины хрупких зон для каждой скважины, строят карту толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, в качестве исследований керна проводят его лабораторный пиролиз, на основании которого устанавливают тип керогена, определяют его кинетический спектр, термическую историю нефтематеринского пласта и историю погружения его кровли от момента его формирования до современного состояния, на основании данных 3Д сейсморазведки и геофизических исследований строят карту современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты общих толщин нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров, на основании данных промыслово-геофизических исследований строят карты плотности породы нефтематеринского пласта, вышележащего и нижележащего флюидоупоров и карту современных пластовых температур нефтематеринского пласта, карту концентрации керогена в нефтематеринском пласте в палеоусловиях на основе данных лабораторного пиролиза керна, верифицируют соответствие кинетического спектра керогена термической истории нефтематеринского пласта на основе численного моделирования кинетики процесса термического разложения керогена по определенной ранее термической истории нефтематеринского пласта, затем проводят численное моделирование процесса лабораторного пиролиза керогена, прошедшего стадию моделирования термической истории нефтематеринского пласта, при этом сопоставляют расчетные значения степени реализации генерационного потенциала керогена и аналогичные значения, рассчитанные по данным лабораторного пиролиза керна по конкретным скважинам, проводят численное моделирование изменения порового давления в нефтематеринском пласте и строят карту потенциального порового давления в нефтематеринском пласте, на основании карты современных глубин залегания кровли нефтематеринского пласта и карты потенциального порового давления в нефтематеринском пласте строят карту расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте, проводят ее совместную обработку с картой толщин хрупких зон нефтематеринского пласта путем ранжирования интервалов значений расчетных коэффициентов аномальности порового давления не менее чем на 3 диапазона и толщин хрупких зон не менее чем на 3 диапазона, пересчитывают карты расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта в соответствующие карты дискретных индексов за счет замены фактических значений параметров значениями дискретного индекса для соответствующих интервалов в порядке возрастания их значений, при этом наиболее перспективными считают зоны, в которых одновременно выполняются условия достижения максимумов значений аномалий порового давления и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта с дальнейшим снижением дискретного индекса перспективности по мере убывания значений диапазонов аномального порового давления и толщин хрупких зон, пересекающихся на картах расчетных коэффициентов аномальности порового давления в нефтематеринском пласте и толщин хрупких зон нефтематеринского пласта, и на основании этого условия строят дискретную карту перспективных зон нефтематеринского пласта, ранжированных по приоритету перспективности, где максимальный дискретный индекс перспективности соответствует наиболее перспективным зонам.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021112412A RU2762078C1 (ru) | 2021-04-29 | 2021-04-29 | Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021112412A RU2762078C1 (ru) | 2021-04-29 | 2021-04-29 | Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2762078C1 true RU2762078C1 (ru) | 2021-12-15 |
Family
ID=79175257
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021112412A RU2762078C1 (ru) | 2021-04-29 | 2021-04-29 | Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2762078C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114509812A (zh) * | 2022-01-29 | 2022-05-17 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种碎屑岩储层甜点区预测方法、装置、介质及电子设备 |
| CN115653580A (zh) * | 2022-11-07 | 2023-01-31 | 成都理工大学 | 一种复杂岩性储层内部结构刻画方法 |
| RU2797763C1 (ru) * | 2022-10-13 | 2023-06-08 | Олег Аркадьевич Смирнов | Способ учета аномально высокого пластового давления при построении геологических моделей залежей углеводородов |
| CN117077446A (zh) * | 2023-10-16 | 2023-11-17 | 能寻科技(天津)有限公司 | 一种非常规储层综合脆性指数评价方法及应用系统 |
Citations (7)
| 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 |
| RU2572525C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2016-01-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ локализации запасов в нефтематеринских толщах |
| WO2016174489A1 (en) * | 2015-04-27 | 2016-11-03 | Total Sa | Determination of horizontal constraints in subsoil |
| EA029010B1 (ru) * | 2012-08-28 | 2018-01-31 | Сауди Арейбиен Ойл Компани | Способ реконструирования общего содержания органического углерода из композиционного моделирующего анализа |
| US20190086568A1 (en) * | 2017-09-21 | 2019-03-21 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for deriving reservoir stresses from 4d seismic data |
| US10415367B2 (en) * | 2012-12-27 | 2019-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for estimation of intra-kerogen porosity of downhole formation samples from pyrolysis tests and basin modeling data |
| RU2704002C1 (ru) * | 2019-07-03 | 2019-10-23 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения тепловых свойств пород сланцевых толщ |
-
2021
- 2021-04-29 RU RU2021112412A patent/RU2762078C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA029010B1 (ru) * | 2012-08-28 | 2018-01-31 | Сауди Арейбиен Ойл Компани | Способ реконструирования общего содержания органического углерода из композиционного моделирующего анализа |
| US10415367B2 (en) * | 2012-12-27 | 2019-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and methods for estimation of intra-kerogen porosity of downhole formation samples from pyrolysis tests and basin modeling data |
| 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 |
| RU2572525C1 (ru) * | 2014-08-22 | 2016-01-20 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Способ локализации запасов в нефтематеринских толщах |
| WO2016174489A1 (en) * | 2015-04-27 | 2016-11-03 | Total Sa | Determination of horizontal constraints in subsoil |
| US20190086568A1 (en) * | 2017-09-21 | 2019-03-21 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for deriving reservoir stresses from 4d seismic data |
| RU2704002C1 (ru) * | 2019-07-03 | 2019-10-23 | Автономная некоммерческая образовательная организация высшего образования "Сколковский институт науки и технологий" | Способ определения тепловых свойств пород сланцевых толщ |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Попов Ю.А., Чехонин Е.М. и др., "Исследования баженовской свиты с применением непрерывного профилирования тепловых свойств", Нефтяное хозяйство, 2017, номер 3, с. 22-27. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114509812A (zh) * | 2022-01-29 | 2022-05-17 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种碎屑岩储层甜点区预测方法、装置、介质及电子设备 |
| CN114509812B (zh) * | 2022-01-29 | 2024-05-10 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | 一种碎屑岩储层甜点区预测方法、装置、介质及电子设备 |
| RU2797763C1 (ru) * | 2022-10-13 | 2023-06-08 | Олег Аркадьевич Смирнов | Способ учета аномально высокого пластового давления при построении геологических моделей залежей углеводородов |
| CN115653580A (zh) * | 2022-11-07 | 2023-01-31 | 成都理工大学 | 一种复杂岩性储层内部结构刻画方法 |
| CN117077446A (zh) * | 2023-10-16 | 2023-11-17 | 能寻科技(天津)有限公司 | 一种非常规储层综合脆性指数评价方法及应用系统 |
| CN117077446B (zh) * | 2023-10-16 | 2023-12-22 | 能寻科技(天津)有限公司 | 一种非常规储层综合脆性指数评价方法及应用系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Tobin et al. | Reservoir quality modeling of tight-gas sands in Wamsutter field: Integration of diagenesis, petroleum systems, and production data | |
| US8359184B2 (en) | Method, program and computer system for scaling hydrocarbon reservoir model data | |
| Verma et al. | Estimation of total organic carbon and brittleness volume | |
| CN106842301B (zh) | 一种凝灰质砂岩有利储层的定量识别与预测方法 | |
| Underdown et al. | Petroleum generation and migration in the Ghadames Basin, north Africa: A two-dimensional basin-modeling study | |
| RU2762078C1 (ru) | Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах | |
| Saneifar et al. | Rock classification in the Haynesville Shale based on petrophysical and elastic properties estimated from well logs | |
| Kianoush et al. | Application of pressure-volume (PV) fractal models in modeling formation pressure and drilling fluid determination in an oilfield of SW Iran | |
| Reda et al. | Comprehensive 3D reservoir modelling and basin analysis: an insight into petroleum geology to re‐evaluate the hydrocarbon possibilities in the Siwa Basin, North‐Western Desert, Egypt | |
| Jasim et al. | Specifying quality of a tight oil reservoir through 3-d reservoir modeling | |
| RU2761935C1 (ru) | Способ локализации перспективных зон в нефтематеринских толщах | |
| Al-Khazraji et al. | Reducing the risk and residual errors by uncertainty analysis of depth conversion in Nasiriya Oil Field, Iraq | |
| Okwoli et al. | RESERVOIR CHARACTERIZATION AND VOLUMETRIC ANALYSIS OF" LONA" FIELD, NIGER DELTA, USING 3-D SEISMIC AND WELL LOG DATA. | |
| Saikia et al. | An integrated approach to discretized 3D modeling of geomechanical properties for unconventional mature field appraisal in the western Canadian sedimentary basin | |
| Kimple et al. | Stratigraphy and Porosity Modeling of South-Central Illinois (USA) chester (upper mississippian) series sandstones using petrel | |
| Oluwajana | Petrophysical analysis of reservoirs in well-Y, coastal swamp Depobelt, Niger Delta Basin, Nigeria | |
| Kadhim et al. | The use of artificial neural network to predict correlation of cementation factor to petrophysical properties in Yamamma formation | |
| Neelova et al. | INTERNAL AND EXTERNAL INSPECTION OF 3D GEOLOGICAL MODEL CONSTRUCTION QUALITY. | |
| Grammer et al. | Practical synergies for increasing domestic oil production and geological sequestration of anthropogenic CO2: An example from the Michigan Basin | |
| Al-Mashhdani et al. | Petrophysical properties and reservoir assessment of Mishrif Formation in Eridu oil field, Southern Iraq | |
| Masoud et al. | Reservoir characterization and geostatistical model of the Cretaceous and Cambrian-Ordovician reservoir intervals, Meghil field, Sirte basin, Libya | |
| RU2814152C1 (ru) | Способ локализации запасов трещинных кремнистых коллекторов | |
| Clemons et al. | Seismic attributes: Exploiting seismic data to understand heterogeneous reservoir performance in the Eagle Ford Shale, south Texas, USA | |
| Abdelnabi et al. | Integrated geologic, geophysical, and petrophysical data to construct full field geologic model of Cambrian-Ordovician and Upper Cretaceous reservoir formations, Central Western Sirte Basin, Libya | |
| Cady et al. | Identifying fracture interconnections between boreholes using natural temperature profiling: II. Application to a fractured dolomite |