авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Газогидраты севера тюменской области как новый объект изучения геофизическими методами

-- [ Страница 2 ] --

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).

 Диаграмма равновесия для метановых гидратов (Коллетт, 2001) НПТР изучен-2

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 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»)

Интервал глубин, м Градиенты Пластовое давление, Атм Пластовая температура,
°С
Пластового давления, Атм/м Геотермический, °С /100м
0 - 80 0,1 ММП 0 – 8 -3
80 - 450 0,1 ММП 8 – 45 -3 – 2
450 - 850 0,105 2,6 45 – 89 2 – 14
850 - 1050 0,126-0,130 2,8 107 – 134 16 – 20
1050 - 1300 0,102-0,105 3,0 107 - 136 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).

Таблица 2

Петрофизическая характеристика разреза нижнеберёзовской подсвиты Медвежьего НГКМ

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 растёт 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
  1. 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 (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 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-гамма-каротажа (ГГКп) и ядерно-магнитного каротажа (ЯМК). По данным этих методов раздельно вычисляют коэффициенты пористости и , сравнивают полученные результаты и выделяют пласты, насыщенные газогидратами, как интервалы, в которых соблюдается условие:. 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 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 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 , превышают значение пористости, вычисленных по данным нейтронного каротажа , выделяют как коллекторы, насыщенные газогидратом.

Указанное соотношение коэффициентов пористости на коллекторах, насыщенных газогидратами, выполняется потому, что из-за низкой плотности самих газогидратов (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 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-Пур-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.

  1. 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.

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 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 . На практике используют усреднённые данные, а это 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. 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 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 пласта-коллектора с пористостью и объёмной глинистостью можно представить в виде (Вендельштейн Б. Ю., Резванов Р. А., 1978)

(3.1)

где – коэффициент глинистости; – водородный индекс связанной воды в составе глинистых минералов; – водородный индекс флюида насыщающего пласт:

(3.2)

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



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.