Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами

Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предлагаемое изобретение относится к области геофизических исследований скважин и предназначено для выделения в разрезах скважин продуктивных коллекторов, в частности коллекторов, насыщенных газогидратами.

Известно немало способов выделения в скважинах продуктивных коллекторов, насыщенных нефтью или газом. Эти способы основываются на особенностях физических свойств продуктивных коллекторов: повышенном электрическом сопротивлении, повышенном содержании водорода, пониженной плотности и др. Подробное описание способов приводится в учебной и специальной литературе [1, 2].

Однако газогидраты как возможный источник природного газа стали рассматриваться совсем недавно и изучению гидратонасыщенных коллекторов ранее не придавалось должного внимания. Во всем мире известно всего несколько промышленных месторождений газогидратов, в том числе только одно из них в России. Способы, разработанные для выделения в разрядах скважин обычных газонасыщенных коллекторов, не годятся для выделения коллекторов, насыщенных газогидратами. Это связано с особенностями физических и химических свойств самих газогидратов. Если в обычных коллекторах газ находится в порах и трещинах минерального скелета в свободном состоянии или рассмотрен в нефти, то в газогидратах газ содержится в полостях кристаллической решетки льда. Газ представлен в основном метаном, в небольшом количестве в нем присутствуют более тяжелые углеводородные газы и углекислый газ. Единица объема газогидратов может содержать до 164 объемов метана, приведенного к нормальным условиям. Плотность газогидратов близка плотности льда и составляет 0,92 г/см³, водородный индекс - 1.05, т.е. примерно такой же, как у воды и у нефти [3].

В результате коллекторы, насыщенные газогидратами, по данным геофизических методов, показания которых зависят от плотности пород (плотностной гамма-гамма-каротаж акустический каротаж), проявляют себя как коллектора водонасыщенные, а по данным методов, дифференцирующих породы по водородосодержанию (все виды стационарного нейтронного каротажа), - как плотные породы, не являющиеся коллекторами. Этот факт объясняется тем, что водород, находящийся в кристаллической решетке газогидратов, оказывает, как известно из теории, гораздо меньшее, замедляющее действие на нейтроны, чем водород в составе свободных флюидов [4].

Известен способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами, являющийся наиболее близким аналогом предлагаемого способа. Он описан в обзоре: Аксельрод С.М. «Разведка и эксплуатация месторождений газогидратов (по материалам зарубежной литературы)», опубликованном в научно-техническом вестнике «Каротажник». - Тверь: изд-во АИС, №8, 2009 - с.92-123 [3].

Этот способ заключается в выполнении в скважинах комплекса геофизических исследований, состоящего из двух каротажных методов: плотностного гамма-гамма-каротажа (ПГГК) и ядерно-магнитного каротажа (ЯМК); по данным этих методов, раздельно вычисляют коэффициенты пористости К п Г Г К и К п Я М К , сравнивают полученные результаты и выделяют пласты, насыщенные газогидратами, как интервалы, в которых пористость, вычисленная по плотностному гамма-гамма каротажу К п Г Г К , устойчиво превышает пористость К п Я М К , вычисленную по ядерно-магнитному каротажу ( К п Я М К > К п Г Г К ). Такое расхождение коэффициентов пористости, вычисленных по этим методам (ПГГК и ЯМК), объясняется тем, что, поскольку плотность газогидратов меньше, чем плотность воды, и намного меньше, чем плотность минерального скелета породы, то К п Г Г К пропорционален той части объема, которая занята и газогидратом, и водой (как свободной, так и связанной).

В то же время метод ЯМК дает сигнал, пропорциональный содержанию водорода только в свободной жидкости. Поэтому в коллекторах, насыщенных водой или нефтью, К п Г Г К ≈ К п Я М К , а в коллекторах, насыщенных газогидратами, ( К п Г Г К > К п Я М К ) .

Недостаток известного способа - необходимость выполнения ядерно-магнитного каротажа.

ЯМК является очень дорогим методом: он требует для своего осуществления весьма сложной и дорогой аппаратуры и проводится либо дискретно, с остановками прибора в отдельных точках скважины, либо при медленном его перемещении со скоростью, не превышающей 250 м/час. Именно по этим причинам ЯМК не включен в стандартный комплекс каротажа на месторождениях нефти и газа в России.

Цель предлагаемого изобретения - уменьшение стоимости выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами. Поставленная цель достигается за счет того, что в предложенном способе используются данные менее дорогих и более производительных методов: плотностного гамма-гамма-каротажа (ПГГК) и нейтронного каротажа (НК) сo стационарным источником нейтронов. Оба этих метода входят в состав стандартного комплекса каротажа нефтяных и газовых скважин России и потому не требуют каких-то дополнительных затрат непосредственно на измерения в скважинах.

Согласно предлагаемому способу в скважинах выполняют геофизические исследования, включающие плотностной гамма-гамма-каротаж (ПГГК) и нейтронный каротаж (НК), по данным каждого из этих методов раздельно вычисляют коэффициенты пористости пород, затем сравнивают полученные результаты между собой, после чего интервалы скважины, в которых значения коэффициентов пористости, вычисленных по данным плотностного каротажа ( К п Г Г К ) , превышают значения коэффициентов пористости, вычисленные по данным нейтронного каротажа ( К п Н К ) , выделяют как коллектора, насыщенные газогидратами.

В описании и формуле способа отмечается именно раздельное определение пористости, потому что в специальной литературе [1.2] описаны способы определения пористости по комплексу показаний ПГГК и НК.

Указанное соотношение коэффициентов пористости ( К п Г Г К > K п Н К ) на коллекторах, насыщенных газогидратами, выполняется потому, что из-за низкой плотности самих газогидратов, по ПГГК плотность гидратонасыщенных коллекторов получается пониженной, а пористость, соответственно, повышенной; по нейтронному каротажу пористость получается более низкой из-за того, что, как известно из теории, водород, входящий в состав связанной воды и тем более льда, оказывает меньшее замедляющее действие на нейтроны источника, чем водород в составе свободной воды или нефти.

Сущность предложенного способа поясняется рисунками. На фиг.1 изображен упрощенный геологический разрез, содержащий типовые для нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири литологические разности, и схематизированный вид диаграмм стандартного комплекса каротажа на этом разрезе, а также диаграммы коэффициентов пористости ( К п Г Г К   и   K п Н К ) , вычисленных по данным ПГГК и НК соответственно.

Геологический разрез на фиг.1 включает следующие литологические разности: 1 - глины (или глинистые породы, например, аргиллиты); 2 - трещиноватый глинистый коллектор, насыщенный газогидратами; 3 - карбонатный прослой - известняк или песчаник на карбонатном цементе; 4 - песчаник, насыщенный газом; 5 - алевролит: 6 - водонасыщенный песчаник.

На колонках с каротажными диаграммами приведены: в колонке «а» - диаграмма кажущегося электрического сопротивления КС: в колонке «б» - диаграмма потенциалов самопроизвольной поляризации ПС; в колонке «в» - диаграмма гамма-каротажа ГК; в определенной по ПГГК (сплошная колонка «г» - диаграмма плотности горных пород σ п Г Г К линия) и диаграмма Jn - плотность потока тепловых нейтронов (метод ННК-Т, пунктирная линия); в колонке «д» - кривые вычисленных значений К п Г Г К (сплошная линия) и К п Н К (пунктирная линия).

Газонасыщенные пласты 2 и 4 отмечаются превышением К п Г Г К над К п Н К (колонка «д»). Причина превышения К п Г Г К над К п Н К на пласте, насыщенным газогидратами (пласт 2), уже была объяснена нами ранее, а такое же превышение над пластом песчаников, насыщенным свободным газом (пласт 4), объясняется тем, что согласно методике определения К п Н К по двум опорным пластам за первый опорный пласт принимают пласт глин с минимальными показаниями ННК (или НГК), но водородный индекс глин в несколько раз превышает водородный индекс (содержание водорода) свободного газа. По этой причине на коллекторах, насыщенных водой или нефтью, К п Н К ≈ К п Г Г К , а на газонасыщенных коллекторах К п Г Г К > К п Н К .

Пример практического осуществления предложенного способа выделения коллекторов, насыщенных газогидратами в разрезе реальной скважины №ХХ04 Медвежьего газового месторождения (Ямало-Ненецкий автономный округ), представлен на фиг.2.

На фиг.2 скопированы фрагменты диаграмм стандартного каротажного комплекса: в колонке «а» - диаграмма КС, записанная потенциал-зондом A0,5M8,0N; в колонке «б» - диаграмма ПС; в колонке «в» - диаграмма ГК; в колонке «г» - диаграмма плотности горных пород σ п Г Г К , которая определялась с помощью двухзондовой аппаратуры ПГГК, выходной сигнал которой пропорционален плотности среды; и нормализованная диаграмма плотности потока тепловых нейтронов (Jnnт, пунктир), измеренной заинверсионным зондом длиной 50 см со стационарным полоний-бериллиевым источником нейтронов; в колонке «д» - диаграммы коэффициентов пористости, вычисленных по данным ПГГК ( К п Г Г К ) и по данным ННК-Т ( К п Н К , пунктир).

По диаграммам стандартного комплекса выполнено литологическое расчленение пород и составлен геологический разрез, а по диаграммам К п Г Г К и К п Н К выделены газонасыщенные пласты-коллекторы как интервалы, в которых устойчиво выполняется условие К п Г Г К > К п Н К . Эти интервалы в колонке «д» заштрихованы.

Условные обозначения литологических разностей те же, что и на фиг.1.

Коэффициенты пористости вычислялись по известным методикам, описанным в учебной и специальной литературе [1, 2], а именно, К п Г Г К - по функциональной зависимости между пористостью и плотностью породы, а К п Н К - по методике двух опорных пластов. За первый опорный пласт принимался пласт глин с минимальными показаниями ННК (интервал 980-1028 м), за второй опорный пласт с максимальными показаниями HHК был принят тонкий пласт песчаника на карбонатном цементе (глубина 1029-1032 м).

Объектом эксплуатации в скважине является пласт газонасыщенного песчаника покурской свиты в интервале глубин 1050-1150 м. Этот интервал перфорирован, за исключением непроницаемого промежутка 1118-1130 м, представленного плотными алевролитами. В колонке «д» этот коллектор выделяется четкими превышениями кривой К п Г Г К над кривой К п Н Н К (заштрихованная зона).

Однако такими же расхождениями кривых К п Г Г К и К п Н К выделяется интервал 905-968 м, представленный трещиноватыми глинами березовской свиты. Еще один аналогичны» пласт, но меньшей мощности выделяется в интервале 980-997 м. Он представлен трещиноватыми аргиллитами кузнецовской свиты.

В соответствии с предложенным способом эти 2 пласта охарактеризованы как глинистые коллектора трещинного типа, насыщенные газогидратами.

О том, что выделенные коллектора представлены глинистыми, а не песчаными породами, свидетельствует их низкие кажущиеся сопротивления КС и положительные аномалии ПС (колонки «а» и «б»), а их газонасыщенность подтверждается небольшими газопроявлениями, наблюдавшимися при бурении скважины.

Однако во время бурения и оборудования скважины №ХХ04 глинистые породы березовской и кузнецовской свит не рассматривались как возможные продуктивные коллектора и поэтому эти интервалы были перекрыты сплошной стальной обсадной колонией.

Чтобы не выводить скважину №ХХ04 из эксплуатации, выделенные в ней насыщенные газогидратами коллектора, приуроченные к отложениям березовской и кузнецовской свиты, опробованы не были.

Зато эти отложения были опробованы в процессе бурения соседних скважин №ХХ61 и №ХХ64. Для того, чтобы вызвать диссоциацию газогидратов, соленый раствор в скважинах был заменен на техническую воду, а уровень воды был понижен до 850 м. Уменьшение гидростатического давления в скважине привело к выделению газа из гидратонасыщенных интервалов, что подтвердили испытания методами промыслово-геофизических исследований по программе «приток-состав».

Хотя дебит газа и не был определен (по техническим причинам), но было отмечено, что на устье скважины №ХХ61 постоянно горел факел длиной около 1 м.

В распоряжении авторов были диаграммы нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННК-Т), но, поскольку результаты других нейтронных методов - нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННК-НТ) и нейтронного гамма-каротажа (НГК) имеют такую же зависимость от водородосодержания среды, как и результаты ННК-Т, то в формуле изобретения указан нейтронный каротаж без уточнения его модификации.

Авторы провели переинтерпретацию по описанному способу результатов каротажа в эксплуатационных и разведочных скважинах месторождения Медвежье, выделили в них гидратонасыщенные коллектора в отложениях березовской свиты и определили площадь этой залежи. Как оказалось, эта площадь превосходит площадь основной газовой залежи Медвежьего месторождения, которая локализуется в сеноманских песчаниках и которая разрабатывается в настоящее время.

Учитывая, что разработка сеноманской залежи находится в одной из последних стадий - залежь истощается и дебиты скважин падают, открытие новой крупной залежи в надсеноманских отложениях, а именно в березовской свите, позволит продлить разработку месторождения и получить большой экономических эффект.

Этот эффект обусловлен тем, что для разработки новой залежи могут использоваться уже пробуренные скважины и вся инфраструктура месторождения: дороги, газопроводы, хранилища газа, производственные помещения и прочее.

Предложенный способ будет полезен и при разведке других газовых месторождений, связанных с газогидратами, а то, что в недалеком будущем придет черед таких месторождений, нет никаких сомнений.

Уже сегодня Россия обеспечивает газом пол-Европы и ряд азиатских стран. Добыча газа в России год от года растет. Планируется к 2030 г. довести добычу до 1 триллиона кубометров в год против нынешних 650 миллиардов кубометров.

Россия обладает крупнейшими в мире запасами природного газа. Однако, хотя эти запасы и очень велики, но все же не бесконечны, поэтому газогидраты могут стать дополнительным источником природного газа.

Как известно, залежи газогидратов могут существовать только в строго определенных термобарических условиях: при низких температурах и высоких давлениях. Именно такие условия существуют в России на значительной части ее территории, там, где развита «вечная» мерзлота.

Литература

1. Дахнов В.Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Недра, 1985. 310 с.

2. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин: Учебн. пособие для вузов. 2-е изд. перераб. и доп. М.: Недра, 1987. - 475 с.

3. Аксельрод С.М. Разведка и эксплуатация месторождений газогидратов (по материалам зарубежной литературы) // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд-во АИС. №8, 2009. С.92-123.

4. Арцыбашев В.А. Ядерно-геофизическая разведка: Учебное пособие для вузов. - М.: Атомиздат, 1972. - 400 с.

Способ выделения в разрезах скважин коллекторов, насыщенных газогидратами, заключающийся в выполнении в скважинах геофизических исследований, включающих плотностной гамма-гамма-каротаж и нейтронный каротаж, и вычислении коэффициентов пористости раздельно по каждому из этих методов, отличающийся тем, что коэффициенты пористости, вычисленные по плотностному гамма-гамма-каротажу и по нейтронному каротажу, сравнивают между собой, после чего интервалы скважины, в которых значения коэффициентов пористости, вычисленные по данным плотностного гамма-гамма-каротажа, превышают значения коэффициентов пористости, вычисленные по данным нейтронного каротажа, выделяют как коллектора, насыщенные газогидратами.