На правах рукописи ИЛЬИН АЛЕКСЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ГАЗОГИДРАТЫ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ КАК НОВЫЙ
advertisement
На правах рукописи ИЛЬИН АЛЕКСЕЙ ВЛАДИМИРОВИЧ ГАЗОГИДРАТЫ СЕВЕРА ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ КАК НОВЫЙ ОБЪЕКТ ИЗУЧЕНИЯ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ Специальность 25.00.10 - Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание учёной степени кандидата геолого-минералогических наук Екатеринбург 2012 Работа выполнена на кафедре геофизики ФГБОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» Научный руководитель – доктор геолого-минералогических наук, профессор Сковородников Игорь Григорьевич Официальные оппоненты: Демежко Дмитрий Юрьевич, доктор геологоминералогических наук, старший научный сотрудник, Институт геофизики Уральского отделения РАН, ведущий научный сотрудник лаборатории геодинамики Борисова Любовь Константиновна, кандидат геолого-минералогических наук, открытое акционерное общество «ВНИИГИС», заведующая лабораторией методики геофизических исследований скважин Ведущая организация – Общество с ограниченной ответственностью «ТюменНИИгипрогаз» Защита диссертации состоится 27 декабря 2012 года в 9 час. 30 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.280.01 при ФГБОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» по адресу: 620144, г. Екатеринбург, ГСП, ул. Куйбышева, 30 (III уч. корпус, ауд. 3326). С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке ФГБОУ ВПО «Уральский государственный горный университет». Автореферат разослан 26 ноября 2012 г. Учёный секретарь диссертационного совета, 2 д.г.-м.н., проф. ВВЕДЕНИЕ А. Б. Макаров Актуальность темы. Председатель Правительства Российской Федерации Владимир Владимирович Путин, выступая 11 октября 2010 года в Новом Уренгое на совещании, посвящённом обсуждению генеральной схемы развития газовой отрасли России, отметил, что в обозримом будущем реальной альтернативы природному газу ни в энергетике, ни в промышленности, ни в коммунальном секторе нет. При этом отмечено, что добычу газа в РФ планируется увеличить к 2030 году до 1 триллиона кубометров в год. Вместе с тем известно, разрабатываемые газовые месторождения севера Западной Сибири характеризуются значительной истощенностью. В условиях истощения запасов разрабатываемых месторождений возникает потребность ввода в эксплуатацию новых объектов. Очевидно, что рациональное использование ресурсов не может осуществляться без детального изучения ёмкостных свойств и характеристик насыщения всего разреза вскрытых пород. Обычно коллекторами в Западной Сибири (ЗС) принято считать песчаники и алевролиты. Однако и другие породы, которые обладают определёнными геологическими и структурными характеристиками, могут содержать углевод в промышленных количествах. В качестве перспектив прироста запасов газа можно рассматривать нетрадиционные для севера Тюменской области коллекторы – трещиноватые глины и аргиллиты. В первую очередь это надсеноманские (сенонские) отложения верхнего мела, поровое пространство которых, по мнению автора, содержит природные скопления газовых гидратов (ГГ). Методика же интерпретации комплекса ГИС для этой части разреза практически отсутствует. Причина заключается в том, что на фоне доказанной газоносности сеноманских залежей газа эти породы были отнесены к неколлекторам, и их изучению не уделялось должного внимания. За последнее время накоплен определенный объём геологогеофизической и промысловой информации об особенностях строения надсеноманских отложений. В отдельных скважинах проведены скважинные испытания нижнеберёзовской подсвиты. Все проведённые работы подтвердили перспективность вскрытых отложений, а полученные данные позволили разработать методические приёмы интерпретации комплекса ГИС. Предлагаемая методика должна стать основой выбора объектов испытания в открытом или обсаженном стволе скважины, а в случае подтверждения продуктивности выделенных объектов, может быть использована для подсчёта и корректировки геологических запасов газа, находящегося в гидратном состоянии. Цель работы: - определить, как проявляются газогидратные каротажных диаграммах стандартного комплекса ГИС; 3 коллекторы на - выработать методику выделения коллекторов, содержащих газовые гидраты, в конкретных геологических условиях; - определить положение газогидратных коллекторов в разрезах пробуренных скважин и установить их распространённость по площади месторождений; - разработать методику определения фильтрационно-ёмкостных свойств этих коллекторов. Задачи исследований: - изучение возможностей применения стандартного комплекса геофизических методов каротажа для выделения в геологическом разрезе скважин коллекторов, пустотное пространство которых содержит природные скопления газовых гидратов; - теоретическое обоснование методических приёмов выделения коллекторов на основе стандартного комплекса ГИС в нетипичных для Западной Сибири коллекторах – трещиноватых глинах и аргиллитах надсеноманского комплекса, содержащих природные скопления ГГ; - анализ данных о распространении природных скоплений газовых гидратов по предложенной автором методике в надсеноманских отложениях Западно-Сибирского нефтегазового региона; - разработка методических приёмов интерпретации стандартного комплекса ГИС с целью определения коэффициента газонасыщенности в сложнопостроенных коллекторах надсеноманского комплекса; Основные научные положения, защищаемые автором: 1.Петрофизические признаки коллекторов, содержащие природные скопления газового гидрата в надсеноманских отложениях Медвежьего месторождения. 2.Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами, основанный на интерпретации результатов стандартного комплекса методов ГИС. 3.Способ количественной оценки газонасыщенности коллекторов, содержащих газовые гидраты. Научная новизна: - На примере нижеберёзовской свиты коньякского возраста Медвежьего месторождения показана возможность перехода воды и низкомолекулярных газов, содержащихся в поровом пространстве пород, в кристаллические соединения – газовые гидраты. - Сформулированы петрофизические признаки нового типа коллектора в надсеноманских отложениях, являющихся нетипичными для ЗападноСибирского нефтегазоносного региона. - Впервые предложена и применена на практике методика выделения границ гидратонасыщенных коллекторов в надсеноманских отложениях севера Тюменской области, основанная на данных стандартного комплекса ГИС. 4 - Впервые предложен метод количественной оценки коэффициента газонасыщенности сложнопостроенных коллекторов, основанный на раздельной интерпретации данных нейтронного и плотностного гамма-гамма каротажа. Практическая значимость Исследования автора, проводившиеся в рамках диссертационной работы, тесно связаны с реализацией производственных задач при планировании и проведении геологоразведочных работ на месторождениях севера Тюменской области. Потенциальные объекты разработки надсеноманского возраста имеют не очень большие глубины залегания, а число скважин, вскрывших предполагаемые газовые и газогидратные залежи, велико. Следовательно, глины сенона можно рассматривать в качестве возвратного объекта разработки после выработки запасов газа в сеноманских отложениях. Экономическая целесообразность как разведки, так и эксплуатации этих залежей дополнительно подчеркивается практическим отсутствием затрат на создание необходимых коммуникаций. Существующая газотранспортная инфраструктура месторождений, находящихся на заключительных стадиях эксплуатации, может быть использована еще длительное время при условии загрузки новыми объёмами сырья, которые, в том числе, могут быть получены из скоплений газовых гидратов. По оценкам экспертов, разработка подмерзлотных газогидратных залежей начнётся уже в 2020-2025 гг. Разработанные в ходе диссертационной работы методические рекомендации обеспечивают комплексную интерпретацию нейтронного и плотностного гамма-гамма-каротажа, что полностью позволяет решать геологические задачи по выделению и оценке газонасыщенности трещинных коллекторов нижнеберёзовской свиты верхнего мела, сложенных глинами, содержащими природные скопления газового гидрата. Экономический эффект достигнут за счёт отказа от дорогостоящих дополнительных методов скважинных исследований, таких как широкополосный акустический каротаж и ядерно-магнитный каротаж, и решения поставленных задач по материалам стандартного комплекса ГИС. Внедрение результатов работы: - разработанные методические рекомендации по выделению газогидратов и оценке фильтрационно-ёмкостных свойств гидратонасыщенных коллекторов применены автором для интерпретации материалов ГИС в поисково-разведочных скважинах на месторождениях и лицензионных площадях ООО «Газпром добыча Надым»; - по результатам исследования подана заявка на патент на изобретение «Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами». 5 Апробация работы: - основные положения работы доложены на двухмеждународных и двух региональных конференциях, прошедших в городах: Ханты-Мансийск (2008-2009 гг.), Екатеринбург (2009 г.), Новочеркасск (2010 г.). Публикации. По результатам исследований опубликовано 8 работ, в том числе 2 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, определяемых ВАК, сделано 4 доклада на конференциях, текущие результаты и направления дальнейших исследований докладывались и обсуждались на научном семинаре факультета геологии и геофизики Уральского государственного горного университета. Личный вклад автора. Диссертационная работа подготовлена на основе результатов исследований, выполненных автором и под его руководством в 2005-2011 гг. в ОАО «Красноярское управление геофизических работ», в 2011-2012 гг. в ООО «Газпром добыча Надым». Автор обеспечил: - научно обоснованную формулировку задачи об использовании данных стандартного комплекса ГИС для выделения и оценки ФЕС сложнопостроенных гидратонасыщенных коллекторов [1, 7]; - формулировку критериев выделения сложных ГГ коллекторов и принципов интерпретации комплекса скважинных геофизических методов для оценки их газонасыщенности [3, 5]; - апробацию и внедрение на лицензионных участках ООО «Газпром добыча Надым» новой методики интерпретации комплекса ГИС в надсеноманских отложениях[2]; - анализ и обобщение результатов выполненных исследований, подготовку соответствующих рекомендаций сервисным предприятиям и сообщений в научной печати, на научных конференциях и совещаниях [6]; Благодарности: В проведении скважинных исследований и внедрении методики интерпретации комплекса ГИС в надсеноманских отложениях автор пользовался поддержкой менеджмента ООО «Газпром добыча Надым» и ОАО «Красноярское управление геофизических работ». Неоценимую помощь в анализе полученных данных оказал научный руководитель д.г.-м.н., профессор Сковородников И. Г. Автор выражает глубокую благодарность этим учёным и производственникам, а также многим другим специалистам, с которыми он сотрудничал в ходе работы. Структура и объём диссертации. Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, списка литературы из 69 наименований, из них 4 на иностранном языке. Работа изложена на 107 страницах машинописного текста, включая 18 рисунков, 4 таблицы. Диссертация включает следующие основные разделы: 6 Во введении сформулированы актуальность и цель работы, научная новизна и положения, выносимые на защиту, приведены сведения о практической ценности работы, сделан обзор научных публикаций, освещающих развитие методов ГИС для выделения газогидратных коллекторов. В первой главе описываются геолого-геофизические особенности, характеристика пород-коллекторов региона работ. Выводы к главе содержат постановку задач изучения нетрадиционных для Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна пород-коллекторов – глин и аргиллитов нижней части берёзовской свиты, содержащих природные скопления газовых гидратов (ГГ). Во второй главе изложены результаты анализа геофизического материала, на основе которого сделан вывод о газогидратном насыщении надсеноманских отложений (отложений сенона). В главе раскрыты проблемы выделения газогидратных коллекторов и геофизические методы оценки их фильтрационно-ёмкостных свойств. Приводятся теоретические предпосылки для комплексного применения методов нейтронного и плотностного гаммагамма-каротажа с целью выделения в разрезе скважин интервалов насыщенных ГГ. Третья глава содержит описание комплексного применения методов ГИС, методик интерпретации геофизических данных, а также приводится разработанная методика интерпретации и результаты её применения. В четвертой главе описывается сравнительный анализ результатов проведённых автором исследований, сопоставление полученных теоретических данных с результатами прямых испытаний вновь выделенных коллекторов, делаются выводы о газогидратном заполнении порового пространства пород, входящих в состав нижнеберёзовской свиты верхнего мела. В заключении излагаются основные выводы по диссертационной работе, описывается область её практического применения, определяются пути развития разработанного метода. ОСНОВНЫЕ ЗАЩИЩАЕМЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ 1. Петрофизические признаки коллекторов, содержащих природные скопления газового гидрата, в надсеноманских отложениях Медвежьего месторождения До недавнего времени изучению надсеноманских отложений исследователями не уделялось должного внимания. Отложения березовской свиты никогда ранее не рассматривались в качестве потенциального нефтегазоносного объекта. Этому могли способствовать довольно большие доказанные запасы в нижележащих горизонтах. Также недостаток внимания отложениям сенонского возраста связан с тем, что в практике поисковоразведочных работ на нефть и газ изучению в основном подвергаются 7 песчано-алевритистые породы. Остальным отложениям, в том числе и непосредственно флюидоупорам, уделяется значительно меньше внимания. В тех случаях, когда под ними обнаруживают залежи УВ, их рассматривают только в качестве «покрышек». Процесс освоения месторождений севера Западной Сибири с самого начала осложнялся проблемой выбросов газа из неглубоких интервалов, приуроченных как к криолитозоне, так и расположенных в непосредственной близости от неё. Длительное время газопроявления объяснялись перетоками газа из более глубоких продуктивных горизонтов. В дальнейшем исследования различных авторов показали, что это самостоятельные скопления углеводородного сырья. Наличие УВ в отложениях нижнеберёзовской подсвиты фиксируется по многочисленным газопроявлениям в процессе бурения и подтверждается по результатам испытания на ряде месторождений ЯНАО и ХМАО (Агалаков С. Е., 1992; Бакуев О. В., 2003; Сулейманов Р. С., 2007). Таким образом, сформировались представления о новом типе газовых залежей, которые представляют собой не только осложняющий фактор, но и определенную ресурсную базу. Однако в специальной литературе не удалось встретить четких рекомендаций и петрофизических критериев определения границ достаточно сложных по своему строению коллекторов надсеноманского комплекса. При геофизическом сопровождении строительства поисковых скважин в Надым-Пур-Тазовском районе (НПТР) автором отмечено, что отложения нижнеберезовской подсвиты характеризуются взаимно связанным изменением показаний нейтронных методов каротажа (НК) и значений удельного электрического сопротивления (УЭС). Причём зарегистрированная аномалия НК тем больше, чем выше значение удельного электрического сопротивления. Наименьшие показания УЭС, равные 2 Омм, зафиксированы в прогнутых участках разреза (см. рис. 1, в), наибольшие – до 30 Омм – на сводах структур (см. рис. 1, а). В свою очередь, глины кузнецовской и верхнеберезовской свит не имеют таких характеристик, напротив, отличаются постоянным уровнем регистрируемых параметров. На основе дифференциации геофизических полей сделано предположение о том, что отложения нижнеберезовской свиты являются коллекторами, а изменение их сопротивлений и приращения показаний НК зависят от характера насыщающих их флюидов. По этому же признаку глины кузнецовской и верхнеберезовской свит отнесены к литологическим экранам. 8 Рис. 1. Зарегистрированные геофизические параметры в скважинах, расположенных в различных участках локальной структуры (Ильин, 2008): а – в своде; б – в крыле; в – за контуром газонасыщенности. 1 – плотные породы; 2 – глины и аргиллиты; 3 – алевролиты; 4 – опоковидные кремнистые аргиллиты; 5 – песчаники; 6 – газ; 7 – связанная вода На каротажных диаграммах газонасыщенные коллекторы нижнеберёзовской свиты по сравнению с вмещающими породами характеризуются следующими особенностями. 1. Слабо выраженная амплитуда ПС; по показаниям каверномера диаметр скважины соответствует номинальному; отсутствует радиальный градиент удельного электрического сопротивления при регистрации разноглубинными зондами. Эти признаки дают основание предполагать, что эта часть разреза слабо проницаема. 2. Данные НК отличаются чётко выраженными повышенными показаниями; уменьшается объёмная плотность пород; удельное электрическое сопротивление увеличивается; возрастает скорость распространения акустической волны, а амплитуда сигнала имеет большое затухание акустических колебаний; увеличивается содержание фонового газа (CH4) по результатам газового каротажа. Перечисленные признаки указывают на то, что в порах коллектора отмечено присутствие газа (метана). 9 Эти наблюдения позволили предположить наличие в породе газогидратных скоплений. Газогидраты представляют собой кристаллическое образование, в котором низкомолекулярный газ содержится в полостях кристаллической решётки, составленной молекулами замёрзшей воды. Плотность газогидратов составляет 0,92 г/см3, то есть практически равна плотности льда. Водородный индекс ГГ равен 1,05. В нормальных термобарических условиях при диссоциации единицы объёма газогидрата из него выделяется 164 единицы объёма газа (Аксельрод С. М., 2009). Вместе с тем известно, что зоной образования гидрата является порода, в которой давление и температура соответствуют термодинамическим условиям равновесного состояния гидрата газа. Зона гидратообразования может быть определена математическим путем в ходе решения уравнения изменения термического градиента в разрезе пород и уравнения равновесного стабильного существования гидрата в данной пористой среде. Специалистами геологической службы США (Коллетт Т. С., 2001) построена диаграмма равновесного состояния метановых гидратов (рис. 2). Соединения метана с водой находятся в твёрдой фазе при низких температурах и высоких давлениях (затемнённая область). При добавлении углекислого газа и других углеводородов условия равновесия сдвигается вправо (пунктирная линия). Рис.2. Диаграмма равновесия для метановых гидратов (Коллетт, 2001) НПТР изучен относительно детально до глубин залегания кровельных пластов тюменской свиты по данным бурения и сейсморазведки. Особенно 10 хорошо изучена верхняя часть разреза до глубин залегания сеноманской газовой залежи. По результатам геофизических работ при испытании объектов получены данные о распределении градиентов пластовых давлений и температур по геологическому разрезу. Согласно данным термометрии по пробуренным ранее скважинам, в интервале 0-450м температурный градиент близок к нулю, что связано с наличием многолетней мерзлоты. Ниже по разрезу температурный градиент повышается до 3,0 С/100 м. Данные замера пластового давления показали, что отложения сенонского комплекса отличаются наличием аномально высокого пластового давления (АВПД) с коэффициентом аномальности 1,26-1,30 (табл. 1). Таким образом, при глубине забоя 900 метров, соответствующей кровле залегания нижнеберёзовской свиты, пластовые температура и давление составляют соответственно 17-18 С и 120-124 Атм. Эти термобарические условия, согласно приведённой выше диаграмме, соответствуют области равновесного состояния метановых гидратов (на диаграмме эта область выделена красной зоной). Таблица 1 Градиенты пластовых давлений и температуры Медвежьего месторождения (по данным ООО «ТюменНИИгипрогаз») Градиенты Интервал глубин, м 0 - 80 80 - 450 450 - 850 850 - 1050 1050 - 1300 Пластового давления, Атм/м Геотермический, С /100м 0,1 0,1 0,105 0,126-0,130 0,102-0,105 ММП ММП 2,6 2,8 3,0 Пластовое давление, Атм Пластовая температура, С 0–8 8 – 45 45 – 89 107 – 134 107 - 136 -3 -3 – 2 2 – 14 16 – 20 20 – 28 Примечание: ММП - зона многолетнемёрзлых пород. Приведённые выше рассуждения, основанные на теоретических предпосылках и анализе геолого-геофизического материала, доказывают возможность образования и стабильного существования газогидратов в отложениях нижнеберёзовской подсвиты коньякского яруса верхнего мела Медвежьего нефтегазоконденсатного месторождения. Подводя итог, стоит отметить, что основными петрофизическими признаками коллекторов сенона, содержащими природные скопления ГГ, являются: повышенные удельные электрические сопротивления и скорости распространения упругих колебаний; чётко выраженные повышенные показания нейтронных методов каротажа; увеличение содержания фонового газа по результатам газового каротажа; отсутствие признаков проникновения фильтрата бурового раствора в пласт (табл. 2). 11 Таблица 2 Петрофизическая характеристика разреза нижнеберёзовской подсвиты Медвежьего НГКМ Методы каротажа и измеряемые параметры Удельное (кажущееся) сопротивление, Омм КС по микрозондам (МЗ) Интенсивность излучения по НК, у.е. Суммарное водородосодержание по НК, % Изменение диаметра скважины по кавернограмме Естественный потенциал ПС, мВ Интервальное время распространения акустических волн по АК, мкс/м Газовый каротаж по метану, % Объёмная плотность пород по ГГКп, г/см3 Петрофизическая характеристика по данным каротажа газогидратные пласты вмещающие породы 10-30 Диаграммы КС резко дифференцированы. Максимумы сопротивлений чередуются с минимумами. Приращение МПЗ над МГЗ незначительное. Интенсивность высокая. С увеличением содержания ГГ растёт 15 - 25 Фактический диаметр скважины не отличается от номинального 1,5 – 2,0 Величины КС низкие, расхождений на кривых КС не наблюдается Низкое ввиду большого содержания связанной и кристаллизационной воды 35 – 45 Возможно увеличение диаметра скважины за счёт размыва глин 0-15 0 270-350 400-450 5 -15 0 1,7 – 1,9 1,85 – 2,1 2. Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами, основанный на интерпретации результатов стандартного комплекса методов ГИС Решению задачи изучения фильтрационно-ёмкостных свойств породколлекторов посвящено большое количество трудов известных учёных (Вендельштейн Б. Ю., Дахнов В. Н., Резванов Р. А., Итенберг С. С., Латышова М. Г. и др.). В работах указанных авторов описаны теоретические основы и методы качественной и количественной интерпретации геофизического материала для наиболее часто встречающихся типов коллекторов. Однако в специальной литературе автору не удалось встретить каких-либо чётких рекомендаций учёта особенностей минерального скелета и порового пространства пород, имеющих структурную глинистость и содержащих природные скопления ГГ. Близкое соседство отложений надсеноманского комплекса с многолетнемерзлыми породами и возможность перехода газа в газогидратное состояние отрицательно сказываются на возможностях стандартного 12 комплекса ГИС. Его низкая эффективность при выделении границ глинистых гидратонасыщенных коллекторов обусловлена следующими причинами: наличием различных морфологических типов распределений глинистого материала; сложной структурой ёмкостного пространства; отсутствием фильтрации в пласт, что делает разрез недифференцированным к таким методам, как кавернометрия, ПС, микрокаротажное зондирование и т.д. Известен способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами. Он описан в обзоре Аксельрода С. М. «Разведка и эксплуатация месторождений газогидратов (по материалам зарубежной литературы)», опубликованном в научно-техническом вестнике «Каротажник» (Тверь: Изд-во АИС. 2009. № 8. С. 92-123). Этот способ заключается в выполнении в скважинах комплекса ГИС, состоящего из двух каротажных методов: плотностного гамма-гаммакаротажа (ГГКп) и ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). По данным этих методов раздельно вычисляют коэффициенты пористости k пГГКп и k пЯМК , сравнивают полученные результаты и выделяют пласты, насыщенные газогидратами, как интервалы, в которых соблюдается условие: k пГГКп k пЯМК . Такое соотношение объясняется тем, что пористость по ГГКп пропорциональна той части объёма, которая занята и газогидратом и водой (как свободной, так и связанной); в то время как коэффициент пористости, вычисленный по ЯМК, пропорционален только той части объёма породы, которая заполнена подвижным флюидом. Такие же результаты можно получить и при комплексировании плотностного гамма-гамма-каротажа и широкополосного волнового акустического каротажа (ВАК). Недостаток известного способа – необходимость выполнения дополнительных методов каротажа. Известно, что эти методы исследования являются очень дорогими: они требует для своего осуществления весьма сложной и дорогой аппаратуры. Дополнительный недостаток ЯМК – невозможность применения в обсаженной скважине. Именно по этим причинам ядерно-магнитный каротаж и ВАК не включены в стандартный комплекс исследований на месторождениях нефти и газа в России. Резюмируя, можно отметить, что, несмотря на известные взаимосвязи состава пород с геофизическими полями, методика выделения в разрезе скважин природных скоплений газовых гидратов, основанная на стандартном комплексе ГИС, отсутствует. Обобщив полученные данные с ранее проведёнными геофизическими исследованиями на Медвежьем газоконденсатном месторождении и на прилегающих к нему лицензионных участках, автор установил определённые закономерности изменения данных нейтронных методов каротажа в зависимости от характера насыщения трещинных коллекторов турондатского возраста. Замечено, что в зависимости от того, являются коллекторы продуктивными или нет, соотношения между коэффициентами пористости, рассчитанными при помощи нейтронных методов каротажа (НК) 13 и плотностного гамма-гамма-каротажа относительно вмещающих пород описываются разными статистическими закономерностями. Эти факты позволяют разделить всю совокупность пород на газо-, газогидратные коллекторы и вмещающие породы. На основе графического сопоставление данных НК и ГГКп удалось разработать способ выделения в разрезах сложнопостроенных коллекторов, насыщенных газовыми гидратами, по данным стандартного набора геофизических методов. Согласно предлагаемому способу, по данным каждого из этих методов раздельно вычисляют коэффициент общей пористости пород, затем сравнивают полученные результаты между собой, после чего интервалы скважины, в которых значения коэффициентов пористости, вычисленных по данным плотностного каротажа k пГГКп , превышают значение пористости, вычисленных по данным нейтронного каротажа k пНК , выделяют как коллекторы, насыщенные газогидратом. Указанное соотношение коэффициентов пористости k пГГКп k пНК на коллекторах, насыщенных газогидратами, выполняется потому, что из-за низкой плотности самих газогидратов ( δГГ 0,92 г/см3) по ГГКп плотность гидратонасыщенных коллекторов получается пониженной, а пористость, соответственно, повышенной; по нейтронному каротажу пористость получается более низкой из-за того, что при бурении скважин в при скважинной зоне происходит диссоциация (разложение) ГГ на газ и воду, при этом горная порода, находящаяся в непосредственной близости от скважины, приобретает свойства газонасыщенного пласта, а его водородосодержание зависит от концентрации газа в поровом пространстве. Поскольку соотношение k пГГКп k пНК справедливо как для газогидратных, так и для коллекторов, насыщенных свободным газом, этот признак можно использовать для выделения в разрезе скважин обоих типов углеводородных залежей (см. рис. 4).Нами в дальнейшем этот метод будет называться «метод нормализованных кривых». Анализ результатов ГИС, проведенных по всей изучаемой территории, дает возможность утверждать, что предлагаемый метод нормализованных данных плотностного гамма-гамма-каротажа и нейтронных методов каротажа может быть использован для качественного выделения в разрезе гидратонасыщенных коллекторов, независимо от их литологического состава и структуры порового пространства. Применяя разработанную методику, удалось установить характерные признаки ГГ скоплений в отложениях сенона на значительных площадях, совпадающих с контурами сеноманских залежей газа. При этом на обзорной карте выделяется единая структура, включающая в себя Медвежью, Уренгойскую, Ямбургскую площади (рис. 3). При отсутствии керна и результатов скважинных испытаний сделать оценки ресурсов газа в пределах выделенной области затруднительно. Однако по аналогии с подобными разведанными гидратоносными комплексами в Канаде можно предполагать, что в пределах Надым-Пур14 Тазовского региона в гидратном состоянии может содержаться от 10 до 50 трлн. м3 газа (Якушев В. С., Скоробогатов В. А., 2010). Рис. 3. Обзорная карта газопроявлений в надсеноманских отложениях Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (Агалаков, 1992): 1 – контуры залежей в сеноманских отложениях; 2 – контуры предполагаемых залежей в нижнеберезовских отложениях Полученные данные подтверждают изыскания других исследователей в области изучения перспективности надсеноманских отложений (С. Е. Агалаков, О. В. Бакуев, В. С. Якушев и др.). Наличие газа в интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от многолетнемёрзлых пород, фиксируется по газопроявлениям во время бурения скважин и испытания выделенных объектов. Преимущество предлагаемого метода заключается в том, что за счёт отказа от дорогостоящих методов каротажа, таких как ЯМК и применения стандартного комплекса ГИС удалось оптимизировать (сократить) число методов каротажа для решения задачи выделения продуктивных горизонтов во всём разрезе скважин. Предлагаемый способ прост в применении, не требует наличия сведений о геологических особенностях строения коллектора, пластовых условиях и т. д. В качестве исходных данных используется только каротажный материал, полученный при стандартном (обязательном) комплексе геофизических исследований. 3. Способ количественной оценки газонасыщенности коллекторов, содержащих газовые гидраты 15 В пластах горной породы гидраты могут быть распространены как в виде микроскопических включений (так называемые гель-кристаллы, образующиеся в объёме воды из растворённого в ней газа), так и образовывать крупные скопления, вплоть до протяжённых пластов. В зависимости от морфологии газогидратов будет различен их вклад в параметры, регистрируемые геофизической аппаратурой. Это даёт предпосылки для определения содержания газогидратов k гГГ . Традиционно оценка коэффициента газонасыщенния коллекторов опирается на две основополагающие формулы – Арчи Г. Е. и Дахнова В. Н., основанные на взаимосвязи коэффициента увеличения удельного электрического сопротивления (УЭС) при частичном насыщении газом относительно сопротивления того же пласта при 100 % насыщении его пор водой (Дахнов В. Н., 1975). В основе этого метода лежат данные электрометрии. Известно, что трещиноватость снижает УЭС пород благодаря уменьшению извилистости токовых каналов и увеличению роли поверхностной проводимости. Кроме этого рядом специалистов показано, что параметр пористости Рп не является константой и зависит также от содержания в породе высокодисперсных минералов, в первую очередь, глинистых, оказывающих значительное влияет на величину удельного сопротивления. Отложения сенона практически не освещены керном. По отдельным извлечённым образцам горной породы невозможно достоверно определить петрофизические зависимости, так как в процессе бурения керн пропитывался фильтратом бурового раствора. Соответственно, при интерпретации исследователи не располагают зависимостью Рн ( Кв) . На практике используют усреднённые данные, а это зачастую приводит к некорректным выводам. Отрицательным фактором применения уравнения Арчи-Дахнова для ГГ определения k г отложений берёзовской свиты является то, что при формировании газогидратных отложений может нарушаться гидрофильность породы. В этом случае возможность оценки содержания ГГ по величине УЭС становится невозможной. С учётом всего перечисленного можно утверждать, что методика получения подсчётных параметров на основе стандартного комплекса ГИС, с учётом геологической специфики надсеноманского комплекса, отсутствует. В 2007 г. ООО «ТюменНИИГипрогаз» приступило к разработке «Проекта поисково-оценочных работ на сенонские отложения в пределах Медвежьего лицензионного участка». В соответствии с этим проектом, перед геофизическими предприятиями становился актуальный вопрос оценки ФЕС газогидратных отложений нижнеберёзовской свиты. Из специальной литературы известно, что имеется возможность определения газонасыщения пластов стационарными нейтронными методами 16 каротажа (НК). В отсутствии аномальных поглотителей нейтронов (Cl, B), показания НК зависят в основном от содержания водорода в среде, окружающей прибор. Водородосодержание, или влажность горной породы, удобно выражать через водородный индекс (ВИ), равный отношению объёмной атомной концентрации водорода в жидкости, газе или минерале к его концентрации в пресной воде. По определению ВИ воды равен 1. Вместе с тем установлено, что чем меньше пластовое давление, тем ниже плотность и водородосодержание газа, тем больше отличие коэффициента пористости, вычисленного по НК, от общей пористости коллектора. Суммарно зарегистрированный водородный индекс пластаколлектора ωПЛ с пористостью k П и объёмной глинистостью k ГЛ можно представить в виде (Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А., 1978) (3.1) ωПЛ k П ωФЛ k ГЛ ωСВ где k ГЛ – коэффициент глинистости; ωСВ – водородный индекс связанной воды в составе глинистых минералов; ωФЛ – водородный индекс флюида насыщающего пласт: (3.2) ωФЛ k i ωi где k i – объёмное содержание отдельных компонентов флюида (воды, газа, газового гидрата, нефти); ωi – значение водородного индекса отдельных компонентов. Поскольку изучаемые пласты-коллекторы региона проведения работ не содержат жидких углеводородов, их поровое пространство заполнено метаном, водой и соединениями воды и метана (ГГ), процесс количественного определения коэффициента газонасыщенности становится возможным. Из теории стационарных нейтронных методов каротажа (Вендельштейн Б. Ю. и Резванов Р. А., 1978) известно, что кажущаяся пористость газоносного пласта, вычисляемая по данным НК, считается равной водородному индексу газоносного пласта: НК (3.3) k п ωПЛ k П ωВ 1 k г ωГ k г k ГЛ ωСВ В условиях, когда известны термобарические параметры залегания пласта и соответственно плотность газа и, как следствие, его ВИ ωГ , количество глинистых минералов в породе k ГЛ , её пористость k П , можно получить: k Т г k НК П k ГЛ ωСВ k П ωВ k ГГКп п (3.4) (ωГ ωВ) Для пластов сеноманской залежи, из которых отобрано большое количество образцов кернового материала, определены свойства пород, имеются достаточно представительные статистические выборки, известны свойства и состав горной породы. Используя выражение (3.4), достаточно 17 просто рассчитать k Тг . Но как быть с отложениями берёзовской свиты, породы которых не освещены керном и, следовательно, нет возможности учесть влияние глинистого материала на показание нейтронных методов каротажа? Для решения этой задачи, по мнению автора, наилучшие результаты можно получить по разработанной методике нормализованных кривых, основанной на ранее описанном соотношении k пГГКп k пНК для газо- и гидратонасыщенных коллекторов. Нейтронное поле (регистрируемая влажность), как следует из теории, определяется суммарным содержанием водорода в среде, т.е. зависит в первую очередь от характера насыщения пор. В свою очередь, регистрируемая плотность породы тесно связана с её общей пористостью, а компонентный состав флюида вносит несущественные искажения в результаты измерения (Горбачёв Ю. И., 1990). Исходя из этого можно заключить, что разница в оценке пористости, по данным плотностного гамма-гамма-каротажа и нейтронных методов каротажа Δ k п ,имеет функциональную зависимость от содержания в флюиде компонентов с меньшими замедляющими свойствами по отношению к воде – в основном это газ и газовые гидраты. С учётом сказанного, коэффициент газонасыщенности, рассчитанный по данным нейтронного каротажа, можно представить в следующем виде: НК ГГКп НК (3.5) k г а (k п k п ) НК ГГКп где k п и k п – соответственно, пористость нейтронная и рассчитанная с помощью ГГКп; а – коэффициент, показывающий, сколько долей газа в объёме порового флюида соответствует единичному отсчёту приращения коэффициентов пористости Δ k п . Множитель а можно определить как угловой коэффициент, построив зависимость изменения Δ k п от коэффициента газонасыщенности, определённого как функция k г ( Рн) по опорным пластам (водоносному и газоносному) в интервале с известными петрофизическими параметрами. Для этих целей удобно использовать сеноманскую залежь. Рассмотрим результат, полученный автором по одной из скважин, на основе предложенного алгоритма интерпретации (рис. 4). После вычисления коэффициента пористости по нейтронному и гамма-гамма-плотностному ГГКп НК каротажу (колонка «Кп») оценено приращение Δ k п k п k п (пунктирная линия, колонка «Кг»). Затем, рассчитав угловой коэффициент а , получили коэффициент газонасыщенности (красная линия, колонка «Кг») для отложений сеноманской и надсеноманской групп пластов. 18 Рис. 4.Сводная каротажная диаграмма, иллюстрирующая применение предлагаемой методики (Ильин, 2010) Для того чтобы оценить возможности предлагаемого метода нормализованных кривых, доказать его право на существование, рассчитали 19 коэффициент газоносности по разработанной и общепризнанной методике, после чего результаты сравнили между собой (рис. 5). В качестве объекта сравнения использована сеноманская газовая залежь. Этот выбор не случаен, на него повлияло несколько обстоятельств. Во-первых, для отложений сенона нет методик расчёта коэффициента газонасыщенности и по этой причине отсутствуют «эталонные» данные. Во-вторых, породы сеноманского горизонта хорошо изучены, для них имеются весьма устойчивые петрофизические связи, а применяемые методики определения газонасыщенности коллекторов по данным электрометрии признаны достоверными при принятии на государственный баланс запасов газа. Втретьих, выбранный интервал имеет широкий спектр литотипов пород (от глин до песчаников), включающий в себя всю совокупность терригенных отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного комплекса. Рис. 5. Сопоставление значений коэффициента газонасыщенности, рассчитанных различными способами (Ильин, 2010). 1 – корреляционная связь k Тг и k гНК ; 2 – корреляционная связь k гУЭС и k гНК Коэффициент корреляции составляет в первом случае 0,97, во втором – 0,92. Оценка тесноты статистических взаимосвязей является достаточно хорошей величиной для геолого-геофизических данных, при определении которых интерпретатору не всегда удаётся учесть все геологические факторы, влияющие на конечный результат. Причинами разброса значений, определенных по данным ГИС, может являться некоторое несоответствие принимаемых констант петрофизической модели, основанной на статистических данных по результатам лабораторных исследований кернового материала, фактическим геологическим данным. 20 Вместе с тем автором установлено, что изменение концентрации глинистого материала не изменяет полученной эмпирической зависимости. Это объясняется тем, что сами по себе глинистые интервалы с химически и физически связанным флюидом не являются причиной занижения расчётной пористости, определяемой нейтронными методами каротажа. Расхождение в оценках пористости Δ k п возможно только против тех интервалов, породы которых имеют поры, заполненное газом. Ещё раз отметим: получена достаточна хорошая корреляционная взаимосвязь изучаемых параметров. Она имеет линейный вид, одинакова для пластов-коллекторов с широким набором фильтрационно-ёмкостных свойств, с различной степенью заглинизированности. Графически представленные данные качественно однородны и не противоречат друг другу. Следовательно, амплитуда расхождения в оценках величины пористости Δ k п , вычисленная по данным плотностного и нейтронного каротажа, зависит от величины газонасыщенности порового пространства осадочной породы. Вышеперечисленное подтверждает возможность применения метода нормализованных кривых для количественной оценки газонасыщения порового пространства различных по литологическому составу и коэффициенту пористости пород. Не должны стать исключением и трещинные газогидратные отложения берёзовской свиты. Особо стоит отметить, что предлагаемый способ прост в применении, не требует наличия сведений о водородосодержании связанного флюида, глинистости пласта, пластовых условиях и т.д. В качестве исходных данных используется только каротажный материал, полученный при стандартном (обязательном) комплексе геофизических исследований. ЗАКЛЮЧЕНИЕ В пределах Надымского района по предлагаемой методике в двенадцати скважинах были проведены работы с целью выделения продуктивных коллекторов. В восьми скважинах выделены природные скопления метана в газогидратных отложениях нижней части берёзовской свиты. В одной скважине проведены исследовательские работы по опробованию и испытанию выделенных объектов, которые показали наличие в пласте углеводородного сырья. Малое количество проведённых испытаний объясняется тем, что производственные мощности газодобывающей компании «Газпром» ориентированы в первую очередь на разработку пластов, содержащих «сухой» пластовый газ. В этой связи газогидратные объекты, требующие технического переоснащения и применения иных технологий отбора газа, не пользуются повышенным интересом. Как показывает опыт зарубежных газодобывающих компаний, интерес к освоению природных скоплений газового гидрата растёт год от года. 21 Применение разработанной методики существенно дополняет результаты геофизических исследований в условиях отсутствия петрофизического обеспечения, повышает достоверность и информативность обязательного комплекса ГИС. Из анализа проведённых работ следует два основных выводы. Первый касается тесной связи различия в оценках общей и нейтронной пористости с содержанием метана как в свободном состоянии, так и к виде газового гидрата. Второй состоит в том, что создана единая методика интерпретации геолого-геофизического материала, позволяющая оптимизировать комплекс геофизических исследований скважин, отказаться или как минимум сократить число исследований, проведённых дополнительными методами ГИС, что неизбежно приведёт к сокращению финансовых расходов геологоразведочных работ. Полученные данные согласуются с изысканиями других исследователей в области перспективности надсеноманских отложений. При усовершенствовании технологии отбора газа из газогидратных скоплений надсеноманские отложения должны использоваться в качестве объекта эксплуатации. Учитывая небольшие глубины и число разведочных и эксплуатационных скважин, вскрывших газовые залежи, надсеноманские отложения можно рассматривать в качестве возвратного объекта разработки после выработки запасов газа в сеноманских отложениях. Экономическая целесообразность как разведки, так и эксплуатации этих залежей дополнительно подчеркивается практическим отсутствием затрат на создание инфраструктуры месторождений, меньшими затратами на бурение. Большое значение рассматриваемые залежи могут приобрести при использовании их в качестве источника муниципального газоснабжения. Поэтому целесообразно включение в план ликвидации всех скважин исследования нейтронными методами, после чего в перспективных объектах проводить испытания. Список опубликованных работ по теме диссертации. Статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, определённых ВАК: 1. Ильин А. В. Методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности в надсеноманских отложениях в Надым-Пур-Тазовском районе Западной Сибири // Каротажник 3(168). Тверь: Изд. АИС. 2008. Вып. 168. С. 13-20. 2. Ильин А. В. Газовые гидраты – потенциальный источник углеводородного сырья севера Тюменской области // Известия вузов. Горный журнал. 2011. № 2. С.138-143. В других сборниках, журналах и материалах конференций: 3. Ильин А. В., Анкудинов Р. О. Повышение информативности геофизического сопровождения строительства поисково-разведочных скважин при использовании широкополосного волнового акустического каротажа // Геология и разведка месторождений полезных ископаемых: материалы 22 4. 5. 6. 7. 8. VIII конференции молодых специалистов в сфере недропользования, Ханты-Мансийск, 2-4.04.2008. Новосибирск: Изд-во «Параллель», 2008. С. 73-75. Шакуров О. Ф., Ильин А. В. Опыт практического применения волнового акустического каротажа для уточнения фильтрационно-ёмкостных свойств пластов, расчёта упругих свойств и текущей нефтенасыщенности на разрабатываемых месторождениях // Геология и разведка месторождений полезных ископаемых: материалы VIII конференции молодых специалистов в сфере недропользования, Ханты-Мансийск, 2-4.04.2008. Новосибирск: Изд-во «Параллель», 2008. С. 125-128. Ильин А. В. Новые объекты поиска углеводородного сырья в надсеноманских отложениях севера Тюменской области // Геология и разведка месторождений полезных ископаемых: материалы Х конференции молодых специалистов в сфере недропользования, ХантыМансийск, 08.04.2010. Новосибирск: Изд-во «Параллель», 2010. Ильин А. В. Применение метода нормализованных кривых для расчёта коэффициента газонасыщенности в трещинных коллекторах глинистых отложений Медвежьего месторождения // Геология, геофизика и геоэкология: материалы международной научно-практической конференции молодых учёных и студентов, г. Екатеринбург, 12 -21.04.2010. Екатеринбург: Изд. Уральского государственного горного университета, 2010. С. 24-27. Ильин А. В. Состояние газогидратных исследований в мире и их практическое применение для российской газовой промышленности // Проблемы геологии, планетологии, геоэкологии и рационального природопользования: материалы IХ Международной научно-практической конференции, г. Новочеркасск, 20.12.2010. Юж.-Рос. гос. техн. университет. Новочеркасск: ЮРГГУ, 2010. С. 263-266. Заявка на патент № 2011107817/28 по изобретению. Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами / А. В. Ильин, И. Г. Сковородников. Бюл. изобр. № 25, 2012. Подписано в печать __. __. 2012 г. Формат 60х84 1/16 Бумага офсетная. Гарнитура Times New Roman. Печать офсетная. Печ. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ ___ Отпечатано с оригинал-макета в лаборатории множительной техники издательства ФГБОУ ВПО «Уральский государственный горный университет» 620144, г. Екатеринбург, ул. Куйбышева, 30 23