RU2569918C1 - Способ выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений - Google Patents
Способ выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2569918C1 RU2569918C1 RU2014122723/28A RU2014122723A RU2569918C1 RU 2569918 C1 RU2569918 C1 RU 2569918C1 RU 2014122723/28 A RU2014122723/28 A RU 2014122723/28A RU 2014122723 A RU2014122723 A RU 2014122723A RU 2569918 C1 RU2569918 C1 RU 2569918C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- uranium
- deep
- oil
- waters
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title abstract description 20
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title abstract description 20
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title abstract description 18
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 44
- JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N uranium(0) Chemical compound [U] JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 37
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 5
- ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 232Th Chemical compound [232Th] ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 0.000 abstract description 3
- 229910052776 Thorium Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 229910052705 radium Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- HCWPIIXVSYCSAN-UHFFFAOYSA-N radium atom Chemical compound [Ra] HCWPIIXVSYCSAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 abstract description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000053 physical method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000000746 purification Methods 0.000 abstract 1
- 238000004611 spectroscopical analysis Methods 0.000 abstract 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 48
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 42
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 8
- 230000000155 isotopic effect Effects 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 3
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000012074 organic phase Substances 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- JFALSRSLKYAFGM-AHCXROLUSA-N uranium-234 Chemical compound [234U] JFALSRSLKYAFGM-AHCXROLUSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000005262 alpha decay Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000004590 computer program Methods 0.000 description 1
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 1
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000012447 hatching Effects 0.000 description 1
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 235000014413 iron hydroxide Nutrition 0.000 description 1
- NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L iron(ii) hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Fe+2] NCNCGGDMXMBVIA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- STZCRXQWRGQSJD-GEEYTBSJSA-M methyl orange Chemical compound [Na+].C1=CC(N(C)C)=CC=C1\N=N\C1=CC=C(S([O-])(=O)=O)C=C1 STZCRXQWRGQSJD-GEEYTBSJSA-M 0.000 description 1
- 229940012189 methyl orange Drugs 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000700 radioactive tracer Substances 0.000 description 1
- 239000012047 saturated solution Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N tributyl phosphate Chemical compound CCCCOP(=O)(OCCCC)OCCCC STCOOQWBFONSKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- JFALSRSLKYAFGM-VENIDDJXSA-N uranium-232 Chemical compound [232U] JFALSRSLKYAFGM-VENIDDJXSA-N 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A90/00—Technologies having an indirect contribution to adaptation to climate change
- Y02A90/30—Assessment of water resources
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для оценки перспектив разработки нефтегазовых месторождений. Сущность: отбирают пробы попутных вод из промысловых скважин после сепарации водонефтяной смеси. Выделяют из водной пробы природный уран в необходимом для физических измерений количестве. Проводят радиохимическую очистку природного урана от альфа-активных изотопов радия и тория. Проводят электролитическое осаждение урана на диск из нержавеющей стали. Выполняют альфа-спектрометрическое измерение количества индикатора - отношения альфа-активностей γ=234U/238U. Строят линии равных значений этого индикатора по площади и разрезу водоносного горизонта. Определяют пространственные процессы образования попутных вод в результате взаимодействия вод различных источников. Судят о наличии притока глубинных вод совместно с глубинными углеводородными флюидами в пределы продуктивного горизонта и выделяют очаги их поступления. Технический результат: повышение эффективности выявления очагов современного поступления углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений. 2 табл., 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой геологии и может быть использовано для изучения и оценки перспектив разработки нефтегазовых месторождений. В современной нефтегазовой геологии не существует прямых индикаторных методов выявления непосредственно очагов поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы продуктивных нефтегазовых пластов. В связи с этим отсутствуют и аналоги предлагаемого изобретения. Такое положение вызвано тем, что современные геологические науки до последнего времени даже не допускали возможность существования глубинных углеводородов, хотя о возможности неорганического образования нефтегазовых флюидов в земных недрах говорил еще Менделеев Д.И. Однако, известные в настоящее время фактические данные о возобновлении добычи нефти из практически закрытых промысловых скважин на ряде известных месторождений углеводородов свидетельствуют о поступлении в пределы отработавших пластов глубинных углеводородных флюидов. В связи с этим становится уже актуальной проверка «старых» нефтегазовых месторождений на возобновляемость добычи и ресурсов, а также повышение эффективности новых месторождений путем выявления очагов поступления углеводородных флюидов глубинного генезиса.
Однако в настоящее время известен способ изучения резервуаров продуктивного пласта на базе многоволновой сейсморазведки 3С с использованием отраженных обменных волн [2]. Но этот способ позволяет получать только информацию о строении среды в межскважинном пространстве, формируемую по результатам динамического анализа сейсмического волнового поля, проводимого на базе скважинной информации, а также информацию о внутренних характеристиках резервуара. Недостатки способа: невозможность выявления очагов непосредственного поступления углеводородных флюидов в пределы продуктивных горизонтов по косвенному показателю - сейсмическим волнам, асимметрия пути луча PS-волны, существование других волн-помех, большие величины статических поправок, которые в ряде случаев невозможно определить с приемлемой точностью, неустойчивость процесса обработки и интерпретации полученных данных.
Наиболее близким техническим решением (прототипом) является разработанный на основе открытия Чердынцева В.В. и Чалова П.И. о естественном разделении природных изотопов урана-234 и урана-238 [6] способ индикаторного моделирования взаимосвязи водоносных горизонтов (Патент РФ 2458365, G01V 9/02, опубл. 10.08.2012), позволяющий выявлять очаги поступления глубинных вод в пределы водоносных горизонтов [5]. Недостатки прототипа: невозможность использования способа в существующем варианте для выделения очагов поступления глубинных вод непосредственно в условиях нефтегазовых месторождений и необходимость разработки уточненной методики концентрирования урана из попутных вод нефтегазовых месторождений, характеризующихся ультранизким содержанием урана (0,007-0,008 мкг/л) при их высокой минерализации, для получения «урановых» препаратов с достаточной для физических измерений активностью. Однако этот недостаток является, в принципе, преодолимым путем проведения предварительных исследований по разработке методики концентрирования урана из попутных вод после сепарации водно-нефтяной смеси, но получаемый при этом результат вполне оправдывает применение способа в связи с невозможностью нахождения на современном этапе развития науки альтернативного способа непосредственного выявления очагов поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы продуктивных пластов нефтегазовых месторождений.
Целью изобретения является получение эффективного и относительно малозатратного способа для определения дальнейших перспектив разработки известных нефтегазовых месторождений.
В предлагаемом способе для доказательства поступления глубинных вод и углеводородных газов используется природный индикатор их глубинности - аномальное повышение изотопного сдвига урана в пробах попутных вод и нефтей. Существование таких предпосылок иллюстрируется приведенными в табл.1 по данным [1] результатами определения величины изотопного сдвига урана (γ=234U/238U) в пробах попутных вод и нефтей, полученных в условиях некоторых нефтяных месторождений. Это становится понятным из следующих положений.
Таблица 1. Изотопные сдвиги урана в нефтях и попутных водах в пределах некоторых нефтяных месторождений
| №№п/п | Месторождение | γв=234U/238U | γн=234U/238U |
| 1 | Избербаш | 1.28±0.13 | 1.23±0.15 |
| 2 | Окарем | 1.32±0.10 | 1.14±0.14 |
| 3 | Барса-Гельмес | 1.30±0.09 | 1.23±0.16 |
| 4 | Хаян-Корт | 1.10±0.06 | 1.01±0.05 |
Примечание:
γн и γв - величина изотопного сдвига урана в нефтях и попутных водах.
Согласно современной концепции органического происхождения нефтяных месторождений, они приурочены к захороненным в процессе осадконакопления пористым обводненным породам и находятся в антиклинальных структурах. Следовательно, они практически должны быть фактически герметичными, т.е. в пределы продуктивного горизонта не должны поступать дополнительные порции ни воды, ни нефти. Если бы это было действительно так, то уже через 2 млн. лет после осадконакопления и захоронения продуктивных пластов изотопное отношение урана 234U/238U должно было придти к равновесию (γ=1) в связи с более быстрым распадом поступающего в воды и нефти относительно маложивущего дочернего изотопа 234U с периодом полураспада ≈ 250 тыс. лет, по сравнению с долгоживущим «материнским» изотопом 238U (период полураспада около 4.5 млрд. лет). Однако, анализ имеющихся в научной литературе [1] данных показывает, что это не так, т.е. величина отношения изотопов урана в пластовых водах и нефтях до 30-32% больше равновесных значений (см. табл.1). На многочисленных примерах Тихоновым А.И. [3] доказано, что такое явление может объясняться только привносом с глубинными водами в пределы верхних этажей осадочной толщи дополнительных порций изотопа 234U, не связанных с содержащимся во вмещающих породах распадом изотопа 238U. Следовательно, увеличение величины γ в попутных водах нефтяных месторождений может быть объяснено только поступлением глубинных паров воды и их конденсацией в пределах продуктивного горизонта. Вместе с тем, из табличных данных следует, что и в пробах нефти величина отношения изотопов урана больше равновесных значений и достигает 1.23-1.24. Причем средняя величина отношения изотопов урана в нефтях (γн) и попутных собственно пластовых водах (γв) не превышает единицы.
Авторами в работе [4] также было показано, что и в попутных водах Астраханского газоконденсатного месторождения наблюдается избыток изотопа 234U по отношению к изотопу 238U, достигающий 1.69. Следовательно, это позволяет утверждать, что и в газоконденсатах величина изотопного сдвига урана γ должна быть близкой к этому значению вследствие присутствия дополнительного количества изотопа в глубинных газоконденсатах 234U, образующегося в земных недрах помимо реакции распада 238U.
Таким образом, выше обоснована возможность разработки нового способа выявления очагов поступления глубинных вод и углеводородных флюидов в пределы продуктивных горизонтов нефтегазовых месторождений. Актуальность разработки нового способа для решения этой задачи на основе использования изотопного сдвига урана в качестве природного индикатора очевидна в связи с отсутствием в настоящее время альтернативных способов ее решения. Поэтому разработка предлагаемого способа имеет пионерский характер, что объясняется отрицанием в прошлые годы параллельной теории неорганического генезиса нефтегазовых месторождений.
Техническим результатом заявленного изобретения является повышение надежности способа выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов путем индикаторного моделирования динамики глубинных вод в пределах продуктивного горизонта, позволяющего эффективно и с малыми затратами определять дальнейшие перспективы разработки известных нефтегазовых месторождений.
Технический результат достигается тем, что способ выявления очагов современного поступления углеводородных флюидов в пределах эксплуатируемых нефтегазовых месторождений заключается в том, что отбирают пробы попутных вод из промысловых скважин после сепарации водно-нефтяной смеси, концентрируют радиохимическим способом уран из водных проб, производят его очистку от альфа-активных изотопов радия и тория; проводят электролитическое осаждение урана на диск из нержавеющей стали, альфа-спектрометрическое определение величины наиболее стабильного природного индикатора - отношения альфа-активностей изотопов 234U/238U [6], строят карты линии равных значений этого индикатора по площади и разрезу продуктивного горизонта, выявляют аномальные участки с максимальными значениями величины γ=234U/238U в попутных водах, превышающие в 1,5 раза и более пластовые значения (γпл ≈ 1), т.е. γmax>γпл в результате смешения с глубинными водами, характеризующимися γгл ≈ 250, определяют границы участка распространения глубинных вод из выражения
γг=γmax - (γmax+γmin) /3,
где γmax - величина γ=234U/238U в районе очага поступления глубинных вод и γmin - в центральной части участков распространения собственно пластовых вод и путем прослеживания линии равных значений γг по продуктивному горизонту определяют конфигурацию границы распространения глубинных вод, а по расположению точки с величиной γmax судят о местоположении очагов поступления глубинных вод (конденсирующихся водных паров) и углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений.
Сущность изобретения поясняется следующими материалами.
На фиг.1 изображены закономерности изменения величины γ=234U/238U в попутных водах.
На фиг. 2 приведено изображение закономерностей изменения величины γ=234U/238U в попутных водах продуктивного горизонта Астраханского газоконденсатного месторождения по разрезу I - I или индикаторной модели взаимодействия пластовых и глубинных вод в вертикальном разрезе месторождения.
На фиг.3 показан корреляционный график сопоставления величины индикатора γ в попутных водах и нефтях некоторых нефтяных месторождений.
Способ реализуется следующим образом. Из промысловых скважин, выбранных по оптимальной сети для равномерного изучения всей территории месторождения, отбирают пробы попутных вод после сепарации водонефтяной смеси путем фильтрования в чистые емкости, отметив перфорированные интервалы в промысловых скважинах, расположение их на топографической карте местности. В полевых условиях в стеклянные бутыли добавляют метилоранж для контроля кислотности среды, а также соляную кислоту до получения рН 1-2 (до розовой окраски раствора) для перевода урана в ионную форму. После этого для одновременного определения концентрации урана и изотопного отношения в бутыли добавляется известное количество трассера - урана-232. Затем при перемешивании в воду постепенно наливают насыщенный раствор буферного раствора - уротропина до перехода окраски из розового в желтый цвет, т.е. до рН 4.5-5.5. Далее в обрабатываемую пробу добавляют активированный уголь для сорбирования урана из водной пробы. После отстаивания раствора и осаждения угля на дне посуды проводят декантирование осветленной части раствора и фильтрование угольного осадка на воронке Бюхнера с помощью вакуумного насоса, осадок сушится и отправляется в стационарную радиохимическую лабораторию.
В стационарной радиохимической лаборатории проводят очистку пробы природного урана от альфа-активных изотопов радия и тория. При этом уран извлекается из угля карбонатным раствором и собирается в колбе Бунзена. Затем способом соосаждения на гидроокиси железа очищают уран от других альфа-излучающих нуклидов. Уран экстрагируется трибутилфосфатом и переходит в органическую фазу. Из органической фазы уран реэкстрагируется дистиллированной водой, высушивается и растворяется соляной кислотой. Затем проводится электролитическое осаждение урана на диск из нержавеющей стали и после промывки дисцилированной водой и сушки готовый урановый препарат передается в альфа-спектрометрическую лабораторию, где измеряют изотопное отношение и концентрацию урана с помощью ионизационного альфа-спектрометра. С использованием специальной компьютерной программы регистрируются импульсы, образующиеся в результате альфа-распада изотопов урана, сохраняются полученные спектры и рассчитываются величина отношения активностей изотопов урана 234U/238U=γ, стандартное и относительное среднеквадратичное отклонение, концентрация урана и величина его химического выхода в процентах.
Затем, на основе полученных данных измерений строится карта распределения величины стабильного природного индикатора - отношения альфа-активностей изотопов 234U/238U=γ путем построения линий равных значений γ в горизонтальной и вертикальной плоскостях. При этом по аномалиям на картах в горизонтальной плоскости и куполовидной конфигурации изолиний γ в вертикальной плоскости определяют наличие в пределах продуктивного горизонта месторождения очагов поступления глубинных вод. Прослеживая линии равных значений:
γгр=γmax - (γmax+γmin) /3,
где γmax, γгр и γmin - величина γ=234U/238U соответственно в центральной части очага (γmax) и на границах участка (γгр) поступления глубинных вод и минимальная для седиментационных вод (γmin) в пределах продуктивного горизонта, определяют конфигурацию границ участка распространения глубинных вод (конденсата глубинных паров воды) и получают индикаторную модель взаимодействия собственно-пластовых и глубинных вод, которая позволяет выявить и оконтурить очаги современного поступления паров глубинных вод, поступающих вместе с глубинными углеводородными флюидами.
На фиг.1 показаны закономерности изменения величины γ=234U/238U в попутных водах, представляющие собой индикаторную модель взаимодействия вод различных источников в пределах продуктивного горизонта Астраханского газоконденсатного месторождения, где 1 - промысловые скважины; 2 - линии равных значений природного индикатора (γ=234U/238U); 3-5 - участки преимущественного распространения пластовых подошвенных и конденсационных с γ<1.1 (3), глубинных с γ>1.5 (4) и смешанных с γ=1.1-1.5 (5) вод; 6 и 7 - разломы по геологическим (6) и уран-изотопным (7) данным; 8 - очаги поступления глубинных вод; 9 - номер очага внедрения глубинных вод; 10 - линия разреза.
На этом чертеже знаком «фонтанчик» показаны выделенные по уран-изотопным данным очаги поступления глубинных вод и темным фоном - участки их поступления в центральной (I) и восточной (II - IV) частях территории месторождения. Наклонной штриховкой на этом чертеже оконтурены участки преимущественного распространения седиментационных (захороненных) вод месторождения. На подавляющей площади месторождения распространены смешанные попутные воды, образованные в результате взаимодействия седиментационных (захороненных) пластовых вод с глубинными.
Для получения чертежа, изображенного на фиг.1, определяется величина природного индикатора - γ=234U/238U, строится карта линий равных значений γ, с использованием критериев для глубинных (γ>250), пластовых вод (γ ≤ 1) и их пространственных изменений в пределах продуктивного пласта определяют степень присутствия их в попутных водах и выявляют очаги поступления глубинных вод в продуктивный горизонт по максимальным аномалиям величины отношения альфа γ=234U/238U.
На фиг. 2 приведено изображение закономерностей изменения величины γ=234U/238U в попутных водах продуктивного горизонта Астраханского газоконденсатного месторождения по разрезу I - I или индикаторной модели взаимодействия пластовых и глубинных вод в вертикальном разрезе месторождения, где 1 - линия равных значений природного индикатора (γ=234U/238U); 2 - скважина и интервал установки фильтров, цифры - величина γ; 3 - 5 - участки преимущественного распространения пластовых подошвенных вод седиментационного происхождения с γ<1.10 (3), глубинных вод с γ>1.50 (4) и смешанных вод с γ=1.10-1.50 (5); 6 - тектоническое нарушение; 7 - очаг и номер поступления глубинных вод. Над разрезом показан график изменения величины индикатора в попутных водах по линии разреза, который показывает наличие дифференциации величины индикатора (γ=234U/238U), достаточной для выделения аномальных значений γ в районах очагов поступления глубинных вод.
На этом чертеже куполовидная конфигурация линии равных значений γ показывает пространственные процессы поступления глубинных вод по разломам в центральной (I) и юго-восточной (IV) частях месторождения, а местоположения очагов их поступления обозначены вертикальными стрелками. Фиг.2 также иллюстрирует, что в центральной и северо-западной частях месторождения преимущественное распространение имеют собственно-пластовые или захороненные воды.
На фиг.3 показан корреляционный график сопоставления величины индикатора γ в попутных водах и нефтях некоторых нефтяных месторождений, приведенных выше в табл.1 при обосновании возможности разработки нового способа выявления очагов поступления глубинных вод и углеводородных флюидов в пределы продуктивных горизонтов нефтегазовых месторождений. Высокий коэффициент корреляции (0.84) величины γ для попутных вод и нефтей свидетельствует о едином генезисе глубинных вод и углеводородных флюидов.
Причем, после доработки и уточнения методики выделения урана из обычных природных вод, приведенной в работе [3], для ее использования при изучении попутных вод нефтегазовых месторождений, характеризующихся ультранизким содержанием урана и неизбежным присутствием примесей нефти, может появиться возможность количественной оценки степени поступления глубинных вод и углеводородных флюидов в пределы продуктивного пласта. Для этого используется известная формула изотопного баланса:
Qгл /Qпл=C1(γпл - γгл) /C2(γсм - γ2),
где Qпл и Qгл - объемы (расходы) пластовых и глубинных вод; γсм - отношение активностей 234U/238U в смешанных водах; C1, С2 - концентрации урана в пластовых и глубинных водах. По этой формуле определяются доли глубинных и пластовых вод в попутных водах каждой промысловой скважины.
В качестве примера использования указанной формулы в табл.2 приведены расчеты долей глубинных и собственно пластовых вод в попутных водах некоторых промысловых скважин Астраханского газоконденсатного месторождения. Как следует из таблицы, доля глубинных вод в попутных водах продуктивного горизонта изменяется в пределах от 6 до 48% в районах разных эксплуатационных скважин. Учитывая высокий коэффициент корреляции величины индикатора γ в глубинных водах и нефтей (см. фиг.3), можно утверждать, что и доли глубинных углеводородов в составе газоконденсатов в разных скважинах должна изменяться также в тех же пределах, т.е. от 6 до 48%.
Таблица 2. Доли различных типов вод в попутных водах продуктивного горизонта газоконденсатного месторождения
| №п/п | Условный номер скважины |
Доли различных источников формирования попутных вод, % | |
| пластовые воды | глубинные воды | ||
| 1 | 101 | 83 | 17 |
| 2 | 102 | 71 | 29 |
| 3 | 103 | 94 | 6 |
| 4 | 104 | 57 | 43 |
| 5 | 105 | 52 | 48 |
| 6 | 106 | 76 | 24 |
Источники информации
1. Алексеев Ф.А., Зверев В.Л., Спиридонов А.И., Чешко А.Л. Изотопный состав урана вод и нефтей некоторых нефтегазовых провинций //Геохимия. 1977. №3. С.475-478.
2. Низьев А., Керусов И. Современный подход к изучению резервуаров на базе многоволновой сейсморазведки с точечными датчиками /www.km.ru/referats/1D0B2B80C73E41149471132136586CDB.
3. Тихонов А.И. Неравновесный уран в условиях активного водообмена и его использование в геологии и гидрогеологии. - Чебоксары.: Изд-во Наумова Л.А., 2009, - 456 с.
4. Тихонов А.И., Миронова Н.Е., Осипова С. В., Яковлев Е.Ю. О Индикаторное моделирование процессов обводнения газоконденсатного месторождения и определение генезиса попутных вод с помощью уран-изотопного метода. Электронный журнал "Глубинная нефть". Том 1. №6. 2013. c. 856-863. http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-6-2013/7_Tihonov-Mironova-Osipova-Yakovlev_1-6-2013.pdf.
5. Тихонов В.П., Тихонов А.И., Васильев А.В. и др. Способ индикаторного моделирования взаимосвязи водоносных горизонтов //Патент на изобретение Российской Федерации №2458365, МПК G01V9/02. Зарегистр.10.08.2012 г. в Гос. реестре изобретений РФ. Бюлл. №22.
6. Чердынцев В.В., Чалов П.И. Естественное разделение урана 234U и 238U //Открытия в СССР (Сборник кратких описаний открытий, внесенных в Государственный реестр СССР). М.: ЦННИПИ, 1977. С.28-31.
Claims (1)
- Способ выявления очагов современного поступления углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений, включающий отбор проб попутных вод из промысловых скважин после сепарации водонефтяной смеси, выделение из водной пробы природного урана в необходимом для физических изменений количестве, его радиохимическую очистку от альфа-активных изотопов радия и тория, электролитическое осаждение урана на диск из нержавеющей стали, альфа-спектрометрическое определение величины наиболее стабильного природного индикатора - отношения альфа-активностей изотопов урана-234 и урана-238, построение линии равных значений этого индикатора по площади и разрезу водоносного горизонта, прослеживание его распределения в продуктивном горизонте путем моделирования динамики попутных вод, выявление аномальных участков с максимальными значениями величины γmax=234U/238U в попутных водах, не менее чем втрое превышающими пластовые значения (γпл≈1), т.е. γmax>3γпл, определение границ участков распространения глубинных вод, представляющих собой конденсаты глубинных водяных паров, из выражения
γгр=γmax-(γmax+γmin)/3,
где γmax - максимальная величина γ=234U/238U в районе очага поступления глубинных вод, γmin - минимальная величина γ в центральной части участков распространения собственно пластовых вод,
определение путем прослеживания линий равных значений γгр по водоносному горизонту конфигурации границ участков распространения глубинных вод, суждение по расположению точек с величиной γmax о местоположении очагов поступления глубинных паров воды (и углеводородных флюидов) в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014122723/28A RU2569918C1 (ru) | 2014-06-04 | 2014-06-04 | Способ выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014122723/28A RU2569918C1 (ru) | 2014-06-04 | 2014-06-04 | Способ выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2569918C1 true RU2569918C1 (ru) | 2015-12-10 |
Family
ID=54846331
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014122723/28A RU2569918C1 (ru) | 2014-06-04 | 2014-06-04 | Способ выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2569918C1 (ru) |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU920607A1 (ru) * | 1980-07-03 | 1982-04-15 | Институт Физики И Математики Ан Киргизской Сср | Способ определени водопроводимости горных пород |
| RU2458365C1 (ru) * | 2011-05-18 | 2012-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт геологических и геоэкологических проблем" | Способ индикаторного моделирования взаимосвязи водоносных горизонтов |
-
2014
- 2014-06-04 RU RU2014122723/28A patent/RU2569918C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU920607A1 (ru) * | 1980-07-03 | 1982-04-15 | Институт Физики И Математики Ан Киргизской Сср | Способ определени водопроводимости горных пород |
| RU2458365C1 (ru) * | 2011-05-18 | 2012-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт геологических и геоэкологических проблем" | Способ индикаторного моделирования взаимосвязи водоносных горизонтов |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| А.И.Тихонов и др. Индикаторное моделирование процессов обводнения газоконденсатного месторождения и определение генезиса попутных вод с помощью уран-изотопного метода / Глубинная нефть, 2013, т.1, N6, стр.856-863. А.И.Тихонов и др. Модель циркуляции подземных вод в зоне влияния равнинного водохранилища на основе уран-изотопных данных / Водные ресурсы, 1998, т.25, N4, стр.405-412. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Bagheri et al. | Hydrochemical and isotopic (δ18O, δ2H, 87Sr/86Sr, δ37Cl and δ81Br) evidence for the origin of saline formation water in a gas reservoir | |
| Peiffer et al. | Fluid geochemistry and soil gas fluxes (CO2–CH4–H2S) at a promissory Hot Dry Rock Geothermal System: The Acoculco caldera, Mexico | |
| D'Alessandro et al. | Methana, the westernmost active volcanic system of the south Aegean arc (Greece): Insight from fluids geochemistry | |
| Galvão et al. | Recharge sources and hydrochemical evolution of an urban karst aquifer, Sete Lagoas, MG, Brazil | |
| Cerar et al. | Carbonate chemistry and isotope characteristics of groundwater of Ljubljansko Polje and Ljubljansko Barje aquifers in Slovenia | |
| Chen et al. | The sources and formation processes of brines from the Lunnan Ordovician paleokarst reservoir, Tarim Basin, northwest China | |
| Zouari et al. | Using geochemical indicators to investigate groundwater mixing and residence time in the aquifer system of Djeffara of Medenine (southeastern Tunisia) | |
| Mwangi | Application of geochemical methods in geothermal exploration in Kenya | |
| Ceballos-Romero et al. | Revisiting five decades of 234 Th data: a comprehensive global oceanic compilation | |
| Minissale et al. | Geothermal prospecting by geochemical methods in the Quaternary volcanic province of Dhamar (central Yemen) | |
| RU2458365C1 (ru) | Способ индикаторного моделирования взаимосвязи водоносных горизонтов | |
| Gouasmia et al. | Hydrogeological characterization of a carbonate aquifer using geophysical and geochemical approach: case of the Krachoua Formation in Tataouine area, Southern Tunisia | |
| Cowie et al. | Determination of the stable isotope composition and total dissolved solids of Athabasca oil sands reservoir porewater: Part 2. Characterization of McMurray Formation waters in the Suncor–Firebag field | |
| RU2569918C1 (ru) | Способ выявления очагов современного поступления глубинных углеводородных флюидов в пределы эксплуатируемых нефтегазовых месторождений | |
| Li et al. | Mg isotopic geochemistry and origin of Early Ordovician dolomite and implications for the formation of high-quality reservoir in the Tabei area, Tarim Basin, NW China | |
| Li et al. | Secondary porosity generation in sandstones constrained by the fault movement, fluid flow, and mudstone–sandstone interactions, offshore Bohai Bay Basin, China | |
| Goldstein | Subregional and detailed exploration for geothermal-hydrothermal resources | |
| RU2543666C1 (ru) | Способ определения обеспеченности водозаборных сооружений естественными ресурсами пластовых и глубинных вод | |
| Kiselev et al. | Uranium even isotopes in kimberlites, enclosing and overburden rocks of the Zolotitskoye ore field (Arkhangelsk diamondiferous province) | |
| Hussien | Management of groundwater resources in Dhabaa Site-West Iraq | |
| Di Renzo et al. | Multidisciplinary hydrogeochemical and isotopic assessment of the Pordenone Plain (Northeastern Italy) for water resources sustainability | |
| Papp et al. | Soil radon and thoron activity concentrations and CO2 flux measurements in the Neogene volcanic region of the Eastern Carpathians (Romania) | |
| RU2541348C1 (ru) | Способ построения геологической модели месторождений нефти и газа | |
| Ol’Ga et al. | Distribution of 228Ra and 226Ra in the Surface Layer of the Black Sea Waters | |
| Gibert et al. | Ams-14C chronology of a lacustrine sequence from Lake Langano (main Ethiopian rift): Correction and validation steps in relation with volcanism, Lake water and carbon balances |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160605 |