Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Газогидраты севера Тюменской области как новый объект изучения геофизическими методами

ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Газогидраты севера Тюменской области как новый объект изучения геофизическими методами"

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

2 О ДЕК 2012

Екатеринбург 2012

005047698

005047698

Работа выполнена на кафедре геофизики ФГБОУ ВПО «Уральский государственный горный университет»

Научный руководитель -

доктор геолого-минералогических наук, профессор Сковородников Игорь Григорьевич

Официальные оппоненты:

Ведущая организация -

Демежко Дмитрий Юрьевич, доктор геолого-минералогических наук, 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

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, д.г.-м.н., проф.

/ ...»: г t%x~f

А. Б. Макаров

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы. Председатель Правительства Российской Федерации Владимир Владимирович Путин, выступая 11 октября 2010 года в Новом Уренгое на совещании, посвященном 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, открытые ещё в 70-80е годы прошлого века, характеризуются значительной истощенностью.

В условиях истощения запасов 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 углеводород 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 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 геолого-геофизической и промысловой информации об особенностях строения надсеноманских отложений. В отдельных скважинах проведены испытания отложений сенона. Работы подтвердили перспективность вскрытых отложений, а полученные данные позволили разработать методические приёмы интерпретации каротажного материала. Предлагаемая методика должна стать основой выбора объектов испытания в открытом или обсаженном стволе скважины, а в случае подтверждения продуктивности объектов, может быть использована для подсчёта и корректировки геологических запасов газа, находящегося в гидратном состоянии.

Цель работы:

- Научное обоснование единой методики выявления коллекторов в надсеноманских отложениях севера Тюменской области, поровое пространство которых содержит природные скопления газового гидрата, на основе оптимизации комплекса геофизических исследований скважин и

специальных способов интерпретации геолого-геофизического материала; апробация методики применительно к надсеноманскому разрезу месторождений.

Задачи исследований:

- определить, как проявляются коллекторы, содержащие газовый гидрат на каротажных диаграммах стандартного комплекса ГИС;

- 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 определения границ коллекторов на основе стандартного комплекса ГИС в коллекторах сложенных трещиноватыми глинами и аргиллитами надсеноманского комплекса, потенциально содержащими 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 коллекторах сенона.

Основные научные положения, защищаемые автором:

1. Петрофизические признаки коллекторов, содержащие природные скопления газового гидрата в надсеноманских отложениях севера Тюменской области.

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 сенонских отложений верхнего мела показана возможность перехода воды и низкомолекулярных газов, содержащихся в поровом пространстве пород, в кристаллические соединения — газовые гидраты.

Сформулированы петрофизические признаки коллектора в надсеноманских глинистых отложениях, являющихся нетипичными для Западно-Сибирского нефтегазоносного региона.

- Впервые предложена и применена на практике методика определения границ гидратонасыщенных коллекторов в надсеноманских отложениях севера Тюменской области, основанная на данных стандартного комплекса ГИС.

- Впервые предложен метод количественной оценки коэффициента газонасыщенности 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 мероприятий на месторождениях севера Тюменской области.

Потенциальные объекты эксплуатации 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 истощения 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, эксплуатация подмерзлотных газогидратных залежей начнётся уже в 20202025 гг.

Разработанные в ходе диссертационной работы методические рекомендации обеспечивают комплексную интерпретацию нейтронного и плотностного гамма-гамма-каротажа, что полностью позволяет решать геологические задачи по оценке газонасыщенности трещинных коллекторов нижнеберёзовской свиты верхнего мела, сложенных глинами, содержащими природные скопления газового гидрата.

Экономический эффект достигается 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 коллекторов, насыщенных газогидратами и оценке их фильтрационно-ёмкостных свойств применены автором для интерпретации материалов ГИС в поисково-разведочных скважинах на месторождениях и лицензионных площадях ООО «Газпром добыча Надым».

Апробация работы:

- основные положения доложены на двух международных и двух региональных конференциях, прошедших в городах: Ханты-Мансийск (20082009 гг.), Екатеринбург (2009 г.), Новочеркасск (2010 г.).

Публикации. По результатам исследований опубликовано 8 статей, в том числе 2 статьи в ведущих рецензируемых научных журналах, профильных по списку ВАК.

Личный вклад автора. Диссертация 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 обнаружения и оценки ФЕС гидратонасыщенных коллекторов [1, 7];

- формулировку критериев выделения коллекторов содержащими газовые гидраты 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];

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:

Во введении сформулированы актуальность и цель исследований, научная новизна и положения, выносимые на защиту, приведены сведения о практической ценности работы, сделан обзор научных публикаций, освещающих развитие методов ГИС для газогидратных коллекторов.

В первой главе приводятся геолого-геофизические особенности, характеристика пород-коллекторов севера Тюменской области. Выводы к главе содержат постановку задач изучения нетипичных для верхнемеловых пород Западной Сибири - глин и аргиллитов сенонского возраста, 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 геофизического изучения газогидратных коллекторов и методы оценки их фильтрационно-ёмкостных свойств. Приводятся теоретические предпосылки для комплексного применения методов нейтронного и плотностного гамма-гамма-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 коллекторов, делаются выводы о газогидратном заполнении порового пространства пород, входящих в состав берёзовской свиты верхнего мела.

В заключении излагаются основные выводы по диссертации, 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 Севера Тюменской области

До недавнего времени изучению надсеноманских отложений не уделялось должного внимания. Отложения березовской свиты никогда ранее не рассматривались в качестве потенциального газоносного объекта. Этому могли способствовать довольно большие доказанные запасы в нижележащих горизонтах. Также недостаток внимания связан с тем, что в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ изучению в основном подвергаются песчано-алевритистые породы. Остальные отложения изучаются в меньшей степени. 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 площадей ЯНАО и ХМАО (С. Е. Агалаков, 1992; О.В. Бакуев, 2003; Р. С. Сулейманов, 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 на месторождениях севера Тюменской области автором отмечено, что

7

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 Ом'м, зафиксированы в прогнутых участках разреза (см. рис. 1, в), наибольшие - до 30 Ом-м - 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 сенона 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.

На каротажных диаграммах газонасыщенные коллекторы нижнеберезовской 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 слабопроницаема.

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 (СН») по результатам газового каротажа. Это указывает на то, что в коллекторе содержится газ (метана).

Эти наблюдения позволили предположить наличие в породе газогидратных скоплений. Вместе с тем известно, что зоной образования гидрата является порода, в которой давление и температура соответствуют термодинамическим условиям равновесного состояния гидрата.

Месторождения севера Тюменской области изучены детально вплоть до сеноманской газовой залежи. По результатам геофизических исследований при испытании объектов получены данные о распределении градиентов пластовых давлений и температур по геологическому разрезу (табл. 1). При глубине забоя 850-900 метров, соответствующей пластам отложений сенона, температура и давление составляют 16-19 °С и 110-125 Атм.

Рис. 1. Геофизические параметры в скважинах, расположенных в различных участках локальных структур (Ильин, 2008): а ~ в своде; б- в крыле; в - за контуром газонасыщенности. 1 - известняки; 2 - глины; 3 - алевролиты; 4 -опоковидные кремнистые аргиллиты; 5 - песчаники; 6 - газ; 7 -вода связанная; 8 - вода подвижная.

Таблица 1

Градиенты пластовых давлений и температур месторождений севера Тюменской области (по данным ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Интервал глубин, м Градиенты Пластовое давление, Атм Пластовая температура, °С

№ скважин Пластового давления, Атм/м Геотермический, °С /100м

Медвежья 0-80 0,1 ММП 0-8 -3

80 - 450 0,1 8-45 -3-2

450 - 850 0,105 2,6 45-89 2-16*

850 - 1000 0,126-0,130 2,8 107- 134 16-20*

1000 - 1300 0,102-0,105 3,0 107 - 136 20-28

Южно- 785 - 798 0,13 2,6 101 16

810 - 820 0,13 110 12

9, 16,104, 107 832 - 840 0,14 115 13

874 - 887 - . 17

896 - 899 0,14 126 19

1054-1065 0,12 2,8 130 16

3,31,101 1068 -1095 127 19

1222 -1237 0,102 3,0 129 26,7

Примечание: ММП - зона многолетнемёрзлых пород; * - расчётные значения.

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 (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). Приведённые ранее термобарические условия для коллекторов сенона соответствуют области равновесного состояния метановых гидратов (на диаграмме эта область выделена красной зоной).

Приведённые выше рассуждения, основанные на теоретических предпосылках и анализе геолого-геофизического материала, доказывают возможность образования и стабильного существования газогидратов в отложениях верхнего мела. 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).

Температура, °С

Рис. 2. Диаграмма равновесия для метановых гидратов (Коллетт, 2001)

Таблица 2

Петрофизическая характеристика отложений сенона

Методы каротажа и измеряемые параметры Петрофизическая характеристика по данным каротажа

газогидратные пласты вмещающие породы

Удельное (кажущееся) сопротивление, Омм 10-30 1,5-2,0

КС по микрозондам (МЗ) Диаграммы КС резко дифференцированы. Максимумы сопротивлений чередуются с минимумами. Приращение МПЗ над МГЗ незначительное. Величины КС низкие, расхождений на кривых КС не наблюдается

Интенсивность излучения по НК, у.е. Интенсивность высокая*. С увеличением содержания ГГ растет Низкое ввиду большого содержания связанной и кристаллизационной воды

Суммарное водородосодержание по НК, % 15-25 35-45

Изменение диаметра скважины по кавернограмме Фактический диаметр скважины не отличается от номинального Возможно увеличение диаметра скважины за счёт размыва глин

Естественный потенциал ПС, мВ 0-15 0

Интервальное время распространения акустических волн по АК, мкс/м 270-350 400-450

Газовый каротаж по метану, % 5-15 0

Объёмная плотность пород по ГГКп, г/см3 1,7-1,9 1,85-2,1

* - в зонах разложения ГГ на газ и воду

2. Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами, основанный на интерпретации результатов стандартного комплекса методов ГИС

Решению задачи изучения фильтрационно-ёмкостных свойств пород-коллекторов посвящено большое количество трудов известных учёных (Б.Ю. Вендельштейн, В.Н. Дахнов, P.A. Резванов, С.С. Итенберг, М.Г. Латышова и др.). В трудах 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 комплекса ГИС. Его низкая эффективность при определении 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 каротажного комплекса, состоящего из двух методов: плотностного гамма-гамма-каротажа (ГГКп) и ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). По данным этих методов раздельно вычисляют коэффициенты пористости £пП1С" и > сравнивают полученные результаты и выделяют пласты, насыщенные газогидратами, как интервалы, в которых соблюдается условие: > . Такое соотношение объясняется тем, что пористость по ГТКп 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 ГТКп и широкополосного волнового акустического каротажа (ВАК).

Недостаток известного способа - необходимость выполнения дополнительных методов каротажа. Известно, что эти методы 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.

Обобщив полученные данные с ранее выполненными геофизическими исследованиями на месторождениях севера Тюменской области, автор установил определённые закономерности изменения данных нейтронных методов каротажа в зависимости от характера насыщения трещинных коллекторов турон-датского возраста. Замечено, что в зависимости от того, являются коллекторы продуктивными или нет, соотношения между коэффициентами пористости, рассчитанными при помощи нейтронных методов каротажа (НК) 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 сопоставления данных НК и ГГКп удалось разработать способ выделения в разрезах 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 , превышают значение пористости, вычисленных по данным НК , выделяют как коллекторы, насыщенные газогидратом.

Указанное соотношение коэффициентов пористости /с[гк" > на коллекторах, насыщенных гозогидратами, выполняется потому, что из-за низкой плотности самих газогидратов (§п »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 прискважинной 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 > справедливо как для

газогидратных, так и для коллекторов, насыщенных свободным газом, этот признак можно использовать для обоих типов углеводородных залежей (см. рис. 4). Нами в дальнейшем этот метод будет называться «метод нормализованных кривых».

Анализ результатов ГИС по всей изучаемой территории дает возможность утверждать, что предлагаемый метод нормализованных данных

ГГКп и НК может быть использован для качественного выделения в разрезе гидратонасыщенных коллекторов, независимо от их литологического состава и структуры порового пространства. Применяя предложенную методику, удалось установить характерные признаки ГГ скоплений в отложениях сенона на значительных площадях. При этом на обзорной карте получается единая структура, включающая в себя Южно-Русскую, Заполярную, Медвежью, Уренгойскую, Ямбургскую площади (рис. 3).

Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна (Агалаков, 1992): 1 — контуры залежей в сеноманских отложениях; 2 - контуры предполагаемых залежей в нижнеберезовских отложениях

При отсутствии керна и результатов скважинных испытаний сделать оценки ресурсов газа в пределах данной области затруднительно. Однако по аналогии с подобными разведанными гидратоносными комплексами в Канаде можно предполагать, что в пределах Надым-Пур-Тазовского региона в гидратном состоянии может содержаться от 10 до 50 трлн. м3 газа (B.C. Якушев, В.А. Скоробогатов, 2010). Полученные данные подтверждают изыскания других исследователей в области изучения перспективности надсеноманских отложений (С.Е. Агалаков, О.В. Бакуев, B.C. Якушев и др.). Наличие газа в интервалах глубин, находящихся в непосредственной близости от многолетнемёрзлых пород, фиксируется по газопроявлениям во время бурения скважин и испытания объектов.

Преимущество предлагаемого метода заключается в том, что за счёт отказа от дорогостоящих методов, таких как ЯМК и применения стандартного комплекса ГИС удалось оптимизировать (сократить) число методов каротажа для решения геологических задач. 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 ГИС.

3. Способ количественной оценки газонасыщенности коллекторов, содержащих газовые гидраты

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 /¿г .

Традиционно оценка коэффициента газонасыщенния 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. 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 породы невозможно достоверно определить петрофизические зависимости, так как в процессе бурения керн пропитывался фильтратом бурового раствора. На практике используют усреднённые зависимостью Рн = /(Къ), что зачастую приводит к некорректным выводам.

Отрицательным фактором применения уравнения Арчи-Дахнова для определения отложений берёзовской свиты является то, что при формировании газогидратных отложений может нарушаться гидрофильность породы. При этом оценка содержания ГГ по величине УЭС становится невозможной.

В 2007 году 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 каротажа. В отсутствии аномальных поглотителей нейтронов (С1, В), 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 пласта-коллекторы с пористостью и объёмной глинистостью £гл можно представить в виде (Б.Ю. Вендельштейн, P.A. Резванов, 1978)

Юпл = £п<»„л + £,лСОсп (ЗЛ)

где £гл - коэффициент глинистости; q}cb_ водородный индекс связанной воды в составе глинистых минералов; {¡оФЛ— водородный индекс флюида насыщающего пласт:

С0Фл = Е&(С0, (3-2)

где к. - объёмное содержание отдельных компонентов флюида (воды, газа, газового гидрата, нефти); ф. - значение водородного индекса отдельных компонентов.

Поскольку изучаемые пласты-коллекторы региона 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 (Б.Ю. Вендельштейн и P.A. Резванов, 1978) известно, что кажущаяся пористость газоносного пласта, вычисляемая по данным НК, считается равной водородному индексу газоносного пласта:

= со™ = кп (юв (' - к)+ Юг к J+ кп юСв <3-3)

В условиях, когда известны все параметры пласта коэффициент газонасыщенности можно получить из выражения:

у Т _ Л»п /УГЛ ООсв кп СОв fi

кг=-ГгтоГ-:— (3-4)

кп 4Dr~öV

Для пластов сеноманской залежи, имеющих достаточно представительные статистические выборки кернового материала, используя выражение (3.4), достаточно просто рассчитать £. 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 > 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 (Ю.И. Горбачёв, 1990). Исходя из этого можно заключить, что разница в оценке пористости, по данным плотностного гамма-гамма-каротажа и нейтронных методов каротажа Д 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 НК, можно представить в следующем виде:

кТ-а-(кТ~С) (3-5)

где к™ и - соответственно, пористость нейтронная и рассчитанная с помощью ГГКп; а - коэффициент, показывающий, сколько долей газа в объёме порового флюида соответствует единичному отсчёту приращения коэффициентов пористости Д .

Множитель а можно определить как угловой коэффициент, построив зависимость изменения Д от коэффициента газонасыщенности,

определённого как функция = /(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 каротажу (колонка «Кп») оценено приращение Д к„ = кТ"~кТ (пунктирная

линия, колонка «Кг»). Затем, рассчитав угловой коэффициент а, получили коэффициент газонасыщенности (красная линия, колонка «Кг») для отложений сеноманской и надсеноманской групп пластов.

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

коэффициент газоносности по предложенной 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. В-третьих, выбранный интервал имеет широкий спектр литотипов пород (от глин до песчаников), включающий в себя всю совокупность терригенных отложений Западно-Сибирского нефтегазоносного комплекса.

1,0

. 0,6 "Ч -О

0,4

0,2

0,0

Я2 = 0,97

о« о

°®в 8 • ® О. ■* • ® о ш е ®о оо ? а о

* = 0,92

® 1 О 2

0,0

0,2

1.0

0.6 й) 0,4^

0,2

0,6

0.0

0,8

1.0

, нк

кг тд-е-

Рис. 5. Сопоставление значений коэффициента газонасыщенности, рассчитанных различными способами (Ильин, 2010). 1 - корреляционная связь к] и ; 2 - корреляционная связь £уэс и £нк

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.

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 Д 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. 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 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 обнаружены петрофизические признаки природных скоплений метанового гидрата. В четырёх скважинах данные объекты испытаны. Испытание показало наличие в пласте углеводородного сырья. Малое количество испытаний объясняется тем, что производственные мощности газодобывающей компании «Газпром» ориентированы в первую очередь на эксплуатацию 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.

Применение предложенной методики существенно дополняет результаты скважинных исследований в условиях отсутствия петрофизического обеспечения, повышает достоверность и информативность обязательного комплекса ГИС. Из анализа проведённых исследований следует два основных вывода. 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 ГИС, отказаться или как

минимум сократить число дополнительных методов каротажа, что неизбежно приведёт к сокращению финансовых расходов на геологоразведку.

Полученные данные согласуются с другими исследованиями в области перспективности отложений сенона. 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, описываемые 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 A.B. Методика определения коэффициента нефтегазонасыщенности в надсеноманских отложениях в Надым-Пур-Тазовском районе Западной Сибири /A.B. Ильин// Каротажник 3 (168). Тверь: Изд. АИС. - 2008. - Вып. 168. - С. 13-20.

2. Ильин A.B. Газовые гидраты - потенциальный источник углеводородного сырья севера Тюменской области /A.B. Ильин// Известия вузов. Горный журнал.-2011,-№2.-С. 138-143.

В других сборниках, журналах и материалах конференций:

3. Ильин A.B., Анкудинов P.O. Повышение информативности геофизического сопровождения строительства поисково-разведочных скважин при использовании широкополосного волнового акустического каротажа // 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. 73-75.

4. Шакуров О.Ф., Ильин A.B. 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.

5. Ильин A.B. Новые объекты поиска углеводородного сырья в надсеноманских отложениях севера Тюменской области // Геология и

разведка месторождений полезных ископаемых: материалы X конференции молодых специалистов в сфере недропользования, Ханты-Мансийск, 08.04.2010. Новосибирск: Изд-во «Параллель», 2010.

6. Ильин A.B. 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, 1221.04.2010. Екатеринбург: Изд. Уральского государственного горного университета, 2010. - С. 24-27.

7. Ильин A.B. Состояние газогидратных исследований в мире и их практическое применение для российской газовой промышленности // Проблемы геологии, планетологии, геоэкологии и рационального природопользования: материалы IX Международной научно-практической конференции, г. Новочеркасск, 20.12.2010. Юж.-Рос. гос. техн. университет. Новочеркасск: ЮРГГУ, 2010. - С. 263-266.

8. Заявка на патент №2011107817/28 по изобретению. Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами / A.B. Ильин, И.Г. Сковородников // Бюл. изобр. № 25,2012.

Подписано в печать 23 ноября 2012 г. Формат 60x84 1/16 Бумага офсетная. Гарнитура Times New Roman. Печать офсетная. Печ. л. 1,0. Тираж 100 экз.

Отпечатано с оригинал-макета в Инженерно-техническом центре ООО «Газпром добыча Надым»

629730, г. Надым, ул. Полярная 1/1

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Ильин, Алексей Владимирович

Глава 1. ОБЩИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ ПРОВЕДЕНИЯ РАБОТ

1.1. Геологическая изученность

1.2. Геологическое строение надсеноманских отложений на примере Медвежьего месторождения

1.3. Характеристика пород-коллекторов региона работ

1.4. Состояние минерально-сырьевой базы Надымского района ЯНАО и его ресурсный потенциал.

Глава 2. АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДИК ИНТЕРПРЕТАЦИИ КАРОТАЖНОГО МАТЕРИАЛА С ЦЕЛЬЮ ВЫДЕЛЕНИЯ ГАЗОГИДРАТНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ГЕОФИЗИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

2.1. Петрофизические признаки природных скоплений газового гидрата в надсеноманских отложениях

Градиенты пластовых давлений и температур месторождений севера Тюменской области (по данным ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

2.2. Определение границ залегания коллекторов, содержащих природные скопления газогидратов

2.3. Комплексная интерпретация результатов стандартного каротажа для выделения природных скоплений газового гидрата

2.4. Задачи исследования.

Глава 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДА НОРМАЛИЗОВАННЫХ КРИВЫХ

3.1. Анализ применения стандартного методического приёма для выделения сложнопостроенных коллекторов

3.2. Способ нормализованных кривых для выделения в разрезах скважин газогидратных скоплений

3.3. Приём количественной оценки коэффициента газонасыщенности в коллекторах содержащих природные скопления газового гидрата

3.4. Определение пористости.

Глава 4. ОЦЕНКА РЕЗУЛЬТАТОВ ПРОВЕДЁННЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

4.1. Определение коэффициента газоносности продуктивного горизонта различными методами

4.2. Сравнительный анализ результатов расчётов.

4.3. Опробование надсеноманских залежей.

4.4. Параметр порового водородосодержания.

4.5. Картирование продуктивных пород в отложениях сенона.