Спосіб пошуку склепінь антиклінальних структур при бурінні

Спосіб пошуку склепінь антиклінальних структур при бурінні, який включає буріння свердловин на перспективні на нафту й газ пласти-колектори, який відрізняється тим, що в пошуковорозвідувальних свердловинах вимірюють пластовий тиск, а встановлення місцеположення склепінь структур здійснюють за даними визначених коефіцієнтів аномальності пластового тиску Винахід відноситься до галузі пошуків і розвідки нафтових і газових родовищ У ВІДПОВІДНОСТІ з основними положеннями прогнозування нафтогазоносності надр, вторинна міграція, тобто їх латеральний рух в пластах - колекторах коли формується нафтогазовий поклад здійснюється в напрямку від крил і перекліналей антиклінальних структур до їх склепінь В процесі цього руху відбувається диференціація флюїдів по густині і газ з нафтою займають склепіння антиклінальних структур Нижче, тобто на крилах і перекліналях структури газ і нафта підстилаються водою (Бакиров А А Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр - М Недра, 1973, - 344 с, Еременко НА Геология нефти и газа - М Недра, 1968, - 389 с ) будують структурні карти по поверхням цих відбиваючих горизонтів на яких виділяються ділянки можливих склепінь антиклінальних структур (Гурвич И И , Боганик Г Н Сейсмическая разведка М Недра, 1980, 551 с, Сейсморазведка Справочник геофизика/Под Ред И И Гурвича, В П Номоколова - М Недра, 1981 -464 с ) Але всі польові геофізичні методи розвідки, включаючи і сейсморозвідку, являються не прямими, а побічними методами досліджень, які, як правило, не дозволяють робити безпомилково виділення ділянок склепінь антиклінальних структур Завжди точне місцезнаходження склепінь антиклінальних структур визначається вже в КІНЦІ саме процесу буріння пошуково-розвідувальних свердловин, часто значної їх КІЛЬКОСТІ Винахід, що пропонується, дозволяє проводити коректування черговості вводу в буріння пошуково-розвідувальних свердловин з метою безпомилкового визначення направлення, де саме знаходяться склепіння антиклінальних структур того або іншого пласта - колектора Нами встановлено, що в пластах - колекторах, які зігнуті в антиклінальні складки обов'язково збільшуються величини коефіцієнтів аномальності пластових тисків в цих пластах від крил і перекліналей в напрямку їх склепінь Винахід, що пропонується, заключається в тому, що в процесі буріння пошуково - розвідувальних свердловин в пластах - колекторах, які розвідуються замірюються пластові тиски (Рпл) і визначаються коефіцієнти аномальності пластового тиску Пластовий тиск (МПа) заміряється звичайними свердловинними пластовипробовувачами Опис їх наводиться в підручнику (М А Жданов Тому на першому етапі пошуків і розвідки нафтових і газових покладів намагаються як можливо швидше пробурити свердловини саме в склепінних ділянках антиклінальних структур де є найсприятливіші умови для формування покладів вуглеводнів Перші пошукові свердловини бурять базуючись на результатах польових геофізичних методів розвідки Найчастіше це - сейсморозвідка За даними сейсморозвідки будуються перші структурні карти по поверхням відбиваючих горизонтів на яких виділяються ділянки з можливим місцем знаходження склепінь антиклінальних структур У зв'язку із сказаним найближчим прототипом винаходу, що пропонується, є сейсморозвідка у процесі якої бурять свердловини малої глибини В них проводять вибухи і за даними швидкості проходження сейсмічних хвиль повз відбиваючої поверхні стратиграфічних горизонтів ю ю ю 52455 Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа - М Недра, 1970, стр 488) Коефіцієнт аномальності пластового тиску Ка - це відношення заміряного пластового тиску до величини умовного гідростатичного тиску (РуГ) на цій глибині Таким чином Ка = Рпл/ Руг Умовний гідростатичний тиск визначається за формулою Ру г = h У 9, Де Ру г - умовний гідростатичний тиск, МПа, h - глибина, в м, що відповідає заміру пластового тиску в свердловині в горизонті, що розвідується, у - густина прісної води (1000кг/м ), g - прискорення вільного падіння, (9,81 м/с ) На фігурі 1 приведено приклад встановленої закономірності збільшення величини Ка, від крил і перекліналей в напрямку склепіння на високоамплітудній (крутій) Гвіздецькій структурі у Передкарпатському прогині Так у верхньому олігоценовому нафтовому покладі цього родовища має наступний розподіл Ка пластових тисків У св №45 по ІЗОГІПСІ мінус 2000м Ка = 1,65 (східне крило), по ІЗОГІПСІ мінус 1300 в св №204 Ка = 1,75 (південно-східна перикліналь), по ІЗОГІПСІ мінус 1200 (майже склепінна частина складки) в св №203 Ка = 1,85, в склепінні структури в св№№218, 212 коефіцієнти аномальності сягають максимальних значень 2,03 На західному крилі структури гіпсометрично нижче у св №200 на ІЗОГІПСІ мінус 1100м Ка зменшується до 1,89 Далі на ВІДМІТЦІ, що відповідає ІЗОГІПСІ мінус 1800м (пів нічна перикліналь) Ка зменшується до 1,70 св№105 Таким чином можна чітко прослідковується на прикладі Гвіздецького родовища закономірність збільшення Ка від крил і перекліналей в напрямку склепінь Наведемо приклад розподілу величини Ка на малоамплітудній (дуже пологій) Тульській структурі Східно-Кубанського прогину в нижньокрейдяних відкладах (фігура 2) Тут у вказаному стратиграфічному комплексі зафіксовані такі величини Ка У св №29, яка знаходиться в СХІДНІЙ частині площі у водоносних нижньокрейдяних відкладах на глибині 1510,5м Ка = 1,01 В західному напрямку від цієї ділянки гіпсометрично вище у св №46 в присклепінній частині структури, де знаходиться скупчення нафти, на глибині 1378,5м Ка збільшу ється до 1,07 В св №ЗТ, яка знаходиться в ПІВНІЧ НІЙ частині площі, у водоносних нижньокрейдових відкладах на глибині 1623м Ка = 1,01 В південному напрямку, тобто до склепіння структури, Ка закономірно збільшується, спочатку до 1,03 (св №1Т, глибина 1975м), далі до 1,04 (св №2Т, глибина 1514,5м) В склепінні структури (західна ділянка) величина Ка закономірно збільшується і досягає 1,09 (св №30, глибина 1300м) Тут локалізується газоконденсатний поклад На СХІДНІЙ ДІЛЯНЦІ склепіння структури, що ВІДДІЛЯЄТЬСЯ від західної ділянки сідловиною, Ка -1,08 Тут вже, має місце нафтовий поклад (в св №46 Ка = 1,07) В південному напрямку від склепіння структури у водоносних нижньокрейдяних відкладах Ка на ІЗОГІПСІ мінус 1160м зразу понижується до 1,05 (св №36, глибина 1465,5м) Не глядячи на те, що Тульська структура є дуже пологою всупереч Гвіздецькій в її межах в крейдяних відкладах також чітко проявляється закономірність збільшення Ка від крил в напрямку до локальних склепінь Вказана закономірність, крім наведених прикладів вивчалась і в інших продуктивних горизонтах на структурах Передкарпатського прогину, в продуктивних горизонтах на структурах Дніпровсько-Донецької западини, Скіфської плити ПІВНІЧНОГО Криму і інших регіонах Повсюди відмічалось закономірне збільшення величини Ка від крил і перекліналей в напрямку до склепінь антиклінальних структур Це вказує на те, що винахід, який пропонується може застосовуватися при бурінні пошуково-розвідувальних свердловин, забезпечуючи зменшення їх КІЛЬКОСТІ, часу і витрат для визначення склепінь антиклінальних структур де є сприятливі умови для формування покладів вуглеводнів Фіг 1 ДП «Український інститут промислової власності» (Укрпатент) вул Сім'ї Хохлових, 15, м Київ, 04119, Україна ( 0 4 4 ) 4 5 6 - 2 0 - 90 ТОВ "Міжнародний науковий комітет" вул Артема, 77, м Київ, 04050, Україна (044)216-32-71