SU805236A1

SU805236A1 - Способ оценки нефтегазоносностиТЕРРиТОРий

Info

Publication number: SU805236A1
Application number: SU772475271A
Authority: SU
Inventors: Александр Федорович Семенцов
Original assignee: Туркменский Научно-Исследователь-Ский Геологоразведочный Институт
Priority date: 1977-04-08
Filing date: 1977-04-08
Publication date: 1981-02-15

Description

(54) СГОСОБ ОЦЕНКИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ТЕРРИТОРИЙ

Изобретение относитс к нефтегазопоисковой геологии, в частности к исследованию нефтегазоносности территории путем изучени геологического строени и состава пластов. В основе известных объемно-генетических методов количественной оцен ки продуктивности территорий раздель но по нефти и по газу лежат теоретические положени о геологических услови х и масштабах генерации углеводородов при преобразовании рассе н ного в осадках органического вещества 1.I Недостатком данных методов вл етс невозможность достаточно надежного определени геологических и гео химических показателей на малоизучен ных территори х, 4TQ ограничивае точность и возможности их применени Известен способ, заключающийс в отборе из скважин керновых проб пород , замере пластовых температур и давлений и анализе керновых проб на содержание органического вещества , битумов и сорбированных газов 2 Недостатками этого способа вл ютс большой объем полевых работ и лабораторных исследований (химически химико-битумнолргических, люминесцен ных, №1нералогических, петрографических , палеонтологических и других), высока труемкость подсчетов, а также невысока точность оценок на начальной стадии изучени бассейнов. Цель изобретени - прогнозирование соотношений жидких и Г1эзообразных углеводородов в недрах исследуемой территории. Дл этого по предлагаемому способу отбирают в пределах нефтегазоносных комплексов пробы сильно уплотн ющихс пород, определ ют общую пористость , давлени прорыва образцов и зависимости от глубины значений содержани сорбированных газов, битумов и пористости, усредненных по различным скважинам дл одинаковых глубин, вы вл ют глубинные зоны наибольших градиентов пористости и определ ют соотношение жидких и газ.ообразных углеводородов (Кэ) дл каждой зоны по формуле пг г где в весовых процентах на породу вз ты:

J3n( коэффициент битуминоэностк в зоне наибольших градиентов пористости J

Тгп коэффициент газоносности в зоне наибольших градиентов пористости;

р, - коэффициент битуминозности непоср едственно под зоной наибольших градиентов пористости;

Ур - коэффициент газоносности непосредственно под зоной наибольших градиентов пористости .

На приведена зависимость средних содержаний органического вещества С орг /% на породу от глубины залегани Н пород дл исследуемой территории; на фиг.2 --содержание хлороформенного битума Ацд., %/кг породы дл тех же условий на фиг.Зсодержани сорбированных газов(V, см /кг породы);на фиг.4 - содержание газового коэффициента ( У ,% ); на фиг.5 - содержание битумоидного коэффициё та ( р ,;);на фиг.б - содержание плотности (G, г/см) пород; на фиг.7 - содержание пористости т, % на породу5 на фиг.8 - содержание градиентов пористости ()пopoдJ на фиг.9 - содержание пластовых температур t, °С; на фиг.10 - содержание пластовых давлений Р, атм.

На изучаемой территории (нефтегазоносна провинци , бассейн, область ) в пределах установленных или предполагаемых по аналогии нефтегазоносных комплексов производ т отбор проб глинистых, глинисто-алевролитовых глинисто-известковистых пород. Дл этого могут быть использованы керны из опорных, параметрических , поисково-разведочных или структурно-картировочных скважин. Достаточна - частота отбора кернов и проб 5-20% от проходки скважин.

Пробы анализируют в лабораторных услови х стандартными методами на содержание органического вещества {С орг ) f хлороформенных битумов ( АХЛ) сорбированных газов ( V и их соетава , а также величины плотности (G) абсолютной пористости ( т) и давлени прорыва газов. По результатам лабораторных анализов стро т усредненные графики указанных величин в зависимости от глубины залегани (фиг.1-3, 6-7 ) , а по данным промыслово-геофизических исследований и испытаний скважин стро т зависимости изменени давлений .() и температур (i,) с глубиной(фиг. 9 и 10 ).Прси.звод т пересчет содержани сорбированных газов , использу зависимость фиг.З, в пластовые услови с учетом потерь от дегазации керна на уровне прорыва по формуле

д,:р,,.с,,

где Q - масса газа в пластовых услови х j

изм.- объем газа, опреде ленный лабораторной дегазацией керна при t , атм; - Fyp.- объемный коэффициент газа

на уровне прорыва: РПЛ. - объемный коэффициент газа

в пластовых услови х; 9- удельный вес газа при t , атм.

По этим данным в каждой точке рассчитывают коэффициент газоносности по формуле

где Г - коэффициент газоносности.

в % на породуJQr - содержание газа, в % на породу J

СОРГ содержание органического вещества, в % на породу. По рассчитанным данным стро т усредненную зависимость изменени коэффициента газоносности У от глубины залегани образцов (фиг.4) . Аналогичным образом стро т зависимость коэффициента битуминозности (фиг.5) ,. рассчитываемого по формуле

. 100,

где /Ь - коэффициент битуминозности; АХЛ- содержание хлороформенного

битума А, в % на породу; содержание органического вещества, в % на породу. По зависимости от глубины плотности пород (фиг.6) , их пористости (фиг.7) и градиентов пористости (фиг.8 выдел ют глубинные зоны с наибольшими градиентами уплотнени (эти зоны отмечены на графиках лини ми 1-1, -0 , Щ-Ш , V -IV). Линии с граФиков фиг.6-8 перенос т на зависимости дл газового Т фиг.4) и би- . тумоидного р (фиг.5) коэффициентдв. Вычисл ют приращени коэффициентов ДТ и и Jb по разности их наибольших значений в интервалах повышенных градиентов (Тлг и РПГ ) и непосредст венно под упом нутыми зонами (Ур И р,.)

лТ iTnr-гГр; fiyb pnr-jbr

Определ ют коэффициенты эмиграции жидких (K«) и газообразных (Кр) углеводородов

йГ л/ъ

/--ТГ .

Непосредственно дл определени прогнозируемых соотношений жидких и газообразных углеводородов вычисл ют эмиграционные показатели фазовых соотношений дл каждой зоны во

всех нефтегазоносных комплексах (в дол х единицы или в процентах)

Кг

УПГ Тг. finrJ r ТГ Jbr

Принимают усредненное по зонам значение Кэ за прогнозируемое соотношение жидких и газообразных углеводородов .

Максимальное расчетное содержание жидких углеводородов приходитс на келловей-оксфордские и нижне-среднеюрские отложени (до 980 г/см) из которых получены про влени и промьниленные притоки нефти в Центрально Туркмении и уже открыты газо-конденсатные месторождени с нефт ными оторочками в Восточной Туркмении. Неокомский комплекс (расчетное содержание до 50 г/м)характеризуетс открытием месторо;хдений с конденсатным фактором 0-43 г/м. Содержание жидкой фазы в конк-ретных залежах определ етс также временем их формировани (принадлежностью к той или иной фазе или двум сразу, но в различных объемах ) .

Предлагаемый способ оценки обеспечивает возможность прогнозировани

перспективности раздельно на нефть и газ малоизученных территорий, сокращение количества отбираемых кернов в скважинах и объема лабораторных исследований, упрощает технологию прогноза, сокращает трудности обработки материалов.

Claims

1.Максимов С.П. и др.. Состо ние разработки методики оценки ресурсов нефти, газа и конденсата - Геологи нефти и газа 1977, 12, с.1-б.

2.Канторович Л.Э. Теоретические основы объемно-генетического метода оценки потенциальных ресурсов нефти и газа - Материалы по геохимии нефтегазоносных бассейнов Сибири.Труды СНИИГИМС, Новосибирск, 1970, с.11-21 (прототип).