способ поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых

Формула изобретения

Способ поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых, заключающийся в моделировании пластовых условий, одновременно учитывающих действие на образец давления, температуры и давления насыщающего его флюида, определение геотермических характеристик и параметров залежи, пространственной изменчивости геологопромышленных параметров по объекту, отличающийся тем, что для повышения эффективности поиска и разведки залежей полезных ископаемых получают экспериментальные данные теплопроводности газо-, нефте- и водонасыщенных образцов кернового материала геологических образований региона в условиях, моделирующих пластовые, затем, используя данные теплопроводности, определяют этот параметр для различных по составу литологических комплексов в условиях глубинного залегания пластов и выявляют его изменение на различных глубинах путем нанесения их на геологическую карту региона, при этом распределение значений теплопроводности на карте покажет наличие, положение и направление водо-, нефте- и газоносных комплексов, в графические траектории на карте покажут наличие аномальных участков теплопроводности и их глубину, максимальные значения которой определяют центральную область залежи водо-, нефте- и газоносных структур.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что для выявления достоверности полезного объема залежи флюидных полезных ископаемых определяют пористость горных пород по формуле



где _o и _H - теплопроводности при нормальных условиях и на глубине H;

m₀ и m_H - пористость в нормальных условиях и на глубине H.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к геофизике и предназначено для поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых, может быть использовано для повышения эффективности разработки нефтегазовых и геотермальных месторождений.

Известен способ поиска залежей нефти и газа (авт.св. СССР N 1004943, 1983), путем выявления глубококорневых трубообразных каналов в субвертикальных зонах тектонического дробления, бурение осуществляют в зонах влияния указанных каналов. Этот способ не пригоден для поиска и разведки залежей в зонах, не подверженных тектоническому дроблению.

Известен способ геологической разведки, использующий сигналы электронного спинового резонанса, полученные от углеводородных пластов (патент США N 4607014, 1984), путем подвержения образцов из буровых скважин соответствующему воздействию для возбуждения электронов, находящихся в образцах, при этом исходят из графиков траекторий возможных миграций, определяют источники маркированных образцов, показавших наличие сигналов усиленного эср, направление и глубины подземных нефтеносных пластов. Недостатком этого способа является то, что он не позволяет вести поиски и разведку водо-газоносных залежей и достоверно выявить полезный объем.

Наиболее близким к предлагаемому является способ поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых, использующий геотермические параметры, которые характеризуют возможность его осуществления (Соколов В.Л. и др. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. -М.: Недра, 1974, с. 57, 166, 181, 208, 210), путем изучения теплового потока, генерирующий над геологическими структурами залежей вблизи поверхности земли, отражающих различные особенности строения земной коры. Интенсивность теплового потока вблизи поверхности земли зависит от энергетической насыщенности земной коры в данном районе, от теплопроводности горных пород и от геологической структуры. Далее определяют параметры залежи для подсчета запасов и пространственной изменчивости геолого-промышленных параметров по объектам (по горизонтам и т.д.). Недостатком этого способа является низкая эффективность и достоверность, заключающаяся в том, что использующие параметры приведены без признаков средства и методов их изучения. Он не рассматривает возможность поиска геотермальных месторождений и не позволяет достоверно выявить полезный объем на глубинах, не достигнутых бурением.

Цель изобретения - повышение эффективности поиска и разведки залежей флюидных полезных ископаемых и достоверности выявления полезного объема этих залежей.

Указанная цель достигается тем, что: 1. Применяя известный ранее способ определения коэффициента теплопроводности веществ (авт.св. СССР N 760774, 1980) по новому назначению - используя экспериментальные данные теплопроводности газо-, нефте-водонасыщенных образцов кернового материала геологических образований региона, полученные этим способом в условиях, моделирующих пластовые, определяют теплопроводность для различных по составу литологических комплексов в условиях глубинного залегания пластов и выявляют его изменения на различных глубинах путем нанесения их на геологическую карту региона (карты теплопроводности). При этом распределение значений теплопроводности на карте покажет наличие, положение и направление водо-, нефте- и газоносных комплексов. Графические траектории на карте отразят наличие аномальных участков теплопроводности и их глубину, максимальные значения которой определяют центральную область, залежи водо-, нефте- и газоносных структур.

2. Применяя также известный ранее способ определения пористости горных пород (авт. св. СССР N 1718045) по новому назначению используя данные пористости горных пород кернового материала геологических образований региона, полученные этим способом в пластовых условиях на глубине H при выявлении достоверности полезного объема залежей флюидных полезных ископаемых.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем: в начале применяя известный ранее способ определения коэффициента теплопроводности веществ (авт. св. СССР N 760774, 1980) получают экспериментальные данные теплопроводности газо-, нефте- и водонасыщенных образцов горных пород следующим образом. В измерительной ячейке устанавливают стационарное тепловое поле для каждой температуры термостатирование при выключенном основном и охранных нагревателях измеряют градиент температур на образце и определяют его направление. Градиент температур на образце может быть направлен как от нагревателя к холодильнику, так и наоборот. Также измеряют разность температур основного и охранного нагревателей, определяя направление теплового потока. Затем определяют направление теплового потока при включенных нагревателях поддерживая фиксированное значение разности температур между основным и охранным нагревателями. Если направление измеренных величин перепадов температур на образце первом и втором случаях совпадают, то из второй величины вычитается первая, а в противном случае обе величины складываются. Полученные результаты измеренных параметров используются для расчета коэффициента теплопроводности по рабочей формуле способа:



где

Q - количество тепла;

S - эффективная площадь образца;

T₀ - перепад температур на образце при выключенных в основном и охранных нагревателей;

T₁ - перепад температур на образце при включенных в основном и охранных нагревателей.

Затем, используя полученные экспериментальные данные, определяют теплопроводность для различных по составу литологических комплексов в условиях глубинного залегания пластов, соответствующие конкретной глубине в скважине и выявляют ее изменение на различных глубинах путем нанесения их на геологическую карту региона. Такими условиями приняты усредненные значения распределения температур и давлений с глубиной в скважинах. В характере изменений теплопроводности водо-, нефте- и газонасыщенных горных пород наблюдается тенденция ее уменьшения с ростом глубины, такое уменьшение является результатом преобладающего влияния температуры. Однако степень этого уменьшения зависит как от насыщенного флюида, так и от литологического состава.

Далее определяют абсолютную пористость горных пород (например песчаников) применяя способ определения пористости горных пород (авт.св. СССР N 1718045, 1991) следующим образом. Пористость горных пород в нормальных условиях определяют с помощью лабораторного метода Мельчера. На лабораторной установке с установившимся тепловым режимом измеряют теплопроводность горных пород в нормальных условиях, и условиях, моделирующих пластовые температуры и давления на глубине H. Затем по измеренным параметрам определяют пористость на глубине H, не достигнутых бурением по формуле:



где

m_о - абсолютная пористость в нормальных условиях, %;

m_н - искомая пористость в пластовых условиях на глубине H,%;

_o - абсолютная теплопроводность в нормальных условиях Вт/м K;

_н - теплопроводность горных пород в условиях температуры и давления на глубине H, Вт/м K.

В литературе известны методы для измерения пористости других разновидностей геологических образований (карбонатных пород и т.д.) в нормальных условиях.

Вещественный состав слоев, лежащих на глубине H, определяют на основе изучения литолого-фациальных карт, составленных для изучаемого региона.