Особенности обнаружения разведки и разработки газогидратных залежей

Особенности обнаружения разведки и разработки газогидратных залежей

Приведено первое обобщение по рациональному комплексу геофизических исследований и наблюдений за проводкой скважин для выявления и изучения газогидратных толщ. Дается детальный анализ эксплуатации первого в СССР месторождения, содержащего газогидратную залежь,— Мессояхского. Сделан вывод о возможности выявления газогидратных залежей в разрезе эксплуатируемых месторождений и разработки аналогичных залежей существующими методами.

Экспериментальные и теоретические исследования и накопленный опыт в промышленности со времени регистрации научного открытия советскими учеными класса газогидратных залежей (ГГЗ) в осадочных толщах позволяют сделать некоторые обобщения и практические рекомендации для поисков, разведки и разработки ГГЗ.

Газогидратные залежи — это залежи, в которых природный газ находится в связанном, гидратном, состоянии. Обычно они приурочены к охлажденным зонам осадочного чехла на материках и в акваториях Мирового океана. Перспективны для обнаружения ГГЗ значительной части поверхности суши и Мирового океана.

Газовые гидраты и ГГЗ характеризуются рядом уникальных свойств: один объем воды при переходе в гидрат связывает до 200 объемов газа, при этом удельный объем возрастает на 26—32%. Плотность гидратов углеводородов находится в пределах 0,8—1,2 г/см3. Механическая прочность гидратов превышает прочность льда в два раза.

Электросопротивление керна возрастает с ростом гидратонасыщенности. Скорость прохождения сейсмоволн через гидратонасыщенные пласты в общем значительно превышает скорость их прохождения через газоносные пласты.
Гидрат практически непроницаем для свободного газа, поэтому гидратонасыщенные пласты являются надежной покрышкой для залежей свободного газа или нефти, накапливающихся под ними. Процесс образования гидратов характеризуется выделением, а процесс разложения — поглощением тепла (около 450 кДж/кг). Гидраты отличаются высокой водородонасыщенностью, структурной кристаллической упорядоченностью. Над ГГЗ обычно понижен диффузионный ноток газов-гидратообразователей.

Современные методы обнаружения, разведки и разработки ГГЗ опираются на результаты изучения свойств гидратов и гидратонасыщенных пористых сред, полученных советскими и зарубежными исследователями [1-14].

Методы обнаружения ГГЗ

В пределах акваторий, независимо от глубины, для обнаружения ГГЗ, определения кровли и подошвы гидратонасыщенных толщ используется сейсмоакустическое зондирование (САЗ) на частотах 0,03—10 кГц.

На рис. 1 приведена номограмма для выделения гидратонасыщенных интервалов под акваторией океана по результатам САЗ при различных толщине водной оболочки и глубине залегания гидратонасыщенных пород и разных значениях геотермического градиента осадочного чехла.
Для определения верхней и нижней границ зоны гидратообразования (ЗГО) необходимо знать время прохождения сейсмоволн в слое воды и осадочном чехле. Это время зависит от термоградиента слоя воды, геотермического градиента, скорости прохождения волн в гидрате, состава газа, минерализации воды, а также градиента гидростатического давления.

Скорость сейсмоволн в морской воде равна 1478 м/с. В гидратонасыщенном пласте скорость сейсмоволн значительно больше, чем в газонасыщенном.

Зная глубину залегания нижней границы ЗГО по времени прохождения сейсмоволн и нанося ее на график (см. рис. 1), можно определить локальный геотермический градиент исследуемого разреза и ЗГО.
В скважинах гидраты могут быть обнаружены стандартными методами каротажа. При интерпретации данных каротажа необходимо учитывать, что электросопротивление не только скелета пород и газа, но и гидратов, содержащихся в поровом пространстве из-за отсутствия в них электронной и ионной проводимости, стремится к бесконечности, а электросопротивление поровой воды связано с ее минерализацией. Таким образом, при прочих равных условиях удельное сопротивление гидратонасыщенного коллектора в значительной мере зависит от количества воды, не перешедшей в гидрат, и от ее минерализации, т. е. определяется суммарным количеством ионов в жидкой фазе, насыщающей норы коллектора.

Нейтронные свойства гидратов и воды можно отождествлять, так как гидрат метана и вода содержат практически одинаковое количество ядер атомов водорода, близкое к величине 68 * 1021 в 1 cм3. Поскольку разница в плотности гидрата метана и воды не превышает 10%, то можно считать общую длину миграции нейтронов и гамма-квантов радиационного захвата для гидрата и воды практически одинаковой. При этом значения амплитуд вторичной гамма-активности в пластах с одинаковыми пористостью и объемным содержанием воды и гидрата не будут различаться.

Гидратосодержащие пласты характеризуются незначительными аномалиями естественного электрического поля. Значительное уменьшение амплитуды ПС по сравнению с газо- и водонасыщенными пластами связано с тем, что гидраты, закупоривая поры, снижают интенсивность диффузионных и фильтрационных процессов. Кроме каверн большого диаметра, возникших в результате напряжений при образовании гидратов в норах пластов и освободившихся при разложении гидратов во время бурения растворами с температурой выше температуры разложения гидратов, на диаграммах микрозондов гидратосодержащие пласты выделяются как плотные, что отмечается очень малым приращением микропотенциал-зонда (МПЗ) над микроградиент-зондом (МГЗ), иногда приращений вовсе нет. Это связано с закупоркой норовых каналов гидратами и со снижением проницаемости.
Удельное электрическое сопротивление газового пласта значительно ниже гидратного. Амплитуда КС против газового пласта в несколько раз выше, чем против гидратного. Для газового пласта характерно наличие глинистой корки, для гидратного — кавернозность.

Зона газообразования обычно приурочена к охлажденным породам и может включать толщу многолетнемерзлых пород, содержащих наряду с гидратами лед. Это в значительной мере осложняет выделение гидратонасыщенных пластов на фоне разреза, насыщенного льдом.

Детальная разведка газогидратных залежей осуществляется на основе комплексного применения методов геофизических исследований скважин, вскрывших ЗГО. Рассмотрим результаты обобщения геофизического каротажа, выполненного в скв. 2 месторождения Прадхо Бэй [10]. На рис. 2 приведены характерные изменения следующих геофизических показателей в ЗГО: скорости проходки в интервале ЗГО, кавернометрии, гамма-каротажа, спонтанной поляризации, электросопротивления, сейсмоакустического зондирования, нейтронного каротажа (измерения пористости), газометрии (содержания газа в буровом растворе).

Скважина 2 в интервале ЗГО была пробурена охлажденным буровым раствором, чтобы исключить таяние мерзлых пород и интенсивное разложение гидрата. Из гидратонасыщенного пласта, с глубины 705 м, был поднят керн стреляющим боковым грунтоносом, и в нем было установлено наличие газогидрата метана (99,17%). Многолетнемерзлые породы в СКВ. 2 заключены в интервале 658—683 м.

Во время бурения в интервале ЗГО скорость проходки из-за прочности гидрата заметно снизилась, а газосодержание бурового раствора значительно возрастало в результате разложения гидрата, в одном объеме которого содержится около 180 объемов газа. Газометрия бурового раствора не дает однозначного ответа о наличии ГГЗ, так как и при проходке пласта, содержащего свободный газ, можно получить аналогичную картину. Однако сопоставление результатов газометрии, результатов двухзондового индукционного каротажа, а также диаграмм сейсмокаротажа и кавернометрии помогает составить определенное представление о характере фазового состояния газа, содержащегося в пласте. Наличие в пласте газа, как и гидрата, будет отмечено повышенным электросопротивлением, но в сравнимых условиях гидрат дает более высокие показания электросопротивления, чем газонасыщенный пласт.

Существует заметное отличие между результатами обычного и временного каротажей, проводимых в гидратной зоне. Это явление можно объяснить разложением гидрата в прискважинной части ЗГО (см. рис. 2, 5).
В интервале залегания гидратов наблюдается увеличение акустической скорости, колеблющейся в данных условиях от 3,1 до 4,4 км/с. Однако разделение гидратонасыщенного интервала и интервала мерзлых пород но диаграмме компенсированного акустического каротажа не представляется возможным, как и на диаграмме двухзондового индукционного каротажа. Единственный критерий, с помощью которого можно отличить гидраты от мерзлых пород,— это значение удельного сонро-тивления бурового раствора.

 Диаграмма нейтронного каротажа в интервале гидратонасыщенных пластов показывает увеличение пористости (удельное увеличение водородосодержания), в то время как в интервале скопления свободного газа аналогичная диаграмма показывает уменьшение пористости пород.

Таким образом, для наиболее простого и достоверного выявления гидратонасыщенных пластов необходимо провести сравнительный анализ результатов акустического каротажа, удельного сопротивления бурового раствора, газометрии, двухзондового индукционного каротажа, изменения скорости бурения, кривой спонтанной поляризации, кавернометрии, кривой гамма-каротажа, кривой электросопротивления и нейтронометрии.

Располагая данными сейсмоакустического зондирования и измерения электросопротивления для различных пропластков в ЗГО, можно, построив зависимость между временем прохождения сейсмоволны и электросопротивлением пород, выявить гидратонасыщенные интервалы. На рис. 3 приведена такая зависимость для 21 исследуемого интервала, в 11 из которых выявлены гидраты, а в 10 — они отсутствуют.

Сопоставляя результаты исследований, приведенные на рис. 3, можно сделать очень простые, но удобные рекомендации: к газогидратным относятся интервалы, в которых произведение скорости акустических волн на величину омического сопротивления превышает 100.

В заключение отметим, что для обнаружения и выделения газогидратных залежей при эксплуатации скважин в охлажденных разрезах могут быть использованы дополнительно термометрия продуктивного разреза, поинтервальная дебитометрия, контроль утяжеления состава добываемого газа и опреснения поступающих в скважину пластовых вод и др.

Анализ разработки ГГЗ

За истекшее время после открытия ГГЗ ряд их достаточно всесторонне разведан, а одна из таких залежей — Мессояхская — была введена в опытно-промышленную разработку.

В настоящей работе рассмотрены предварительные результаты разработки Мессояхского месторождения за 14 лет.
Мессояхское месторождение природного газа расположено на северо-востоке Западной Сибири, в Енисейско-Хатангском прогибе. На рис. 4 дан один из вертикальных профилей этого месторождения.
Как показали комплексные исследования, месторождение состоит из двух, сообщающихся между собой через «литологические окна» залежей: газогидратной, располагающейся над равновесной поверхностью, образуемой геоизотермой 10°С, и обычной залежи газа в свободном состоянии, располагающейся под равновесной поверхностью. В ГГЗ газ находится как в твердом гидратном состоянии, так и в свободном и растворенном в воде. Коэффициент гидратонасыщенности в зависимости от степени переохлаждения изменяется, составляя в среднем около 0,4.

Разделяющая залежи поверхность, определяемая равновесной геоизотермой, не является горизонтальной, а в значительной степени зависит от стратиграфической и литологической характеристик месторождения.

На рис. 5 отражена термодинамическая характеристика Мессояхского месторонаденпя, а на рис. 6 — параметры его разработки.

На месторождении за время его разработки по специальной программе выполнен большой комплекс геофизических, газодинамических, термометрических, физико-химических и других исследований, направленных на выявление и изучение особенностей разработки ГГЗ. Кратко рассмотрим основные результаты опытно-промышленной разработки Мессояхского газо-газогидратного месторождения за период 1969–1983 гг.

Наиболее информативным является анализ изменения пластового давления в зависимости от отбора газа из месторождения. Как показывают кривые (см. рис. 6), отбор газа в первые три года разработки резко нарастал и, достигнув максимума, начал снижаться. После восьми лет разработки отбор газа прекратился, и месторождение было законсервировано. Консервация длилась около четырех лет, после чего отбор газа вновь возобновился.
Согласно теории разработки газовых месторождений, пластовое давление при существующих отборах (см. рис. 6, кривая 1) должно было понижаться по кривой 3, однако фактически пластовое давление при разработке Мессояхского месторождения значительно отличается от проектного. Такое отклонение объясняется наличием ГГЗ и интенсивным поступлением из нее газа при падении пластового давления ниже равновесного давления гидратообразования в пласте.

Четырнадцатилетний период опытно-промышленной разработки Мессояхского месторождения можно подразделить на пять периодов.

Первый период (см. рис. 6, кривая АВ) — пластовое давление при отборе газа не понижалось ниже давления разложения гидрата в ГГЗ. На этом этапе разработки месторождения преобладает чисто газовый режим — ему соответствует кривая ЕН на рис. 5. На втором этапе разработки и отбора газа пластовое давление (см. рис. 6, кривая ВС) превышает проектное, и величина превышения фактического пластового давления над проектным с понижением давления возрастает. Этот факт объясняется интенсификацией разложения газогидрата при понижении пластового давления ниже значения равновесия. На рис. 5 этому этапу соответствует верхняя часть кривой НК.
Во второй период (четвертый — шестой годы разработки) наблюдалось снижение годовых отборов газа.
Дальнейшее снижение отборов — третий период (седьмой — восьмой годы разработки) — сопровождалось стабилизацией пластового давления (см. рис. 6, кривая CD). В этот период объем отбиравшегося газа из месторождения был равен объему газа, выделявшегося при разложении гидрата.

После восьми лет разработки месторождение было переведено в режим консервации — четвертый период разработки, который продолжался около четырех лет. Вследствие того, что пластовое давление к периоду консервации было ниже значения равновесия, продолжалось интенсивное разложение гидрата в ГГЗ. Пластовое давление в период консервации возрастало (кривая DE), а достигнув величины равновесия при текущей пластовой температуре, стабилизировалось (см. рис. 6, кривая EF).

На рис. 5 периоду консервации месторождения соответствует кривая LM, указывающая на рост давления за счет разложения гидрата. При этом отмечается некоторое снижение пластовой температуры в ГГЗ. После возрастания пластового давления до величины равновесного давления разложение гидрата в ГГЗ прекращается, и в результате теплообмена с окружающими породами происходит повышение и стабилизация пластовой температуры до первоначальной. Этот факт подтверждается при контрольных измерениях пластовой температуры на забоях эксплуатационных скважин, вскрывших гидратонасыщенные пласты. При отборе газа во второй и третий периоды наблюдалось понижение пластовой температуры в призабойной зоне скважин в интервале гидратонасыщенных пластов на 2—7°С ниже первоначальной. К концу периода консервации температура в этих скважинах полностью восстановилась до первоначальной величины.

Контрольные измерения, выполненные на месторождении, показали отсутствие перемещения газоводяного контакта в течение всего периода разработки месторождения.

Дополнительными фактами, подтверждающими наличие ГГЗ и разложение гидратов при разработке Мессояхского месторождения, являются некоторое обогащение состава отбираемого газа такими гидратообразователями, как С2Н6 и СО2, а также опреснение пластовой воды, добываемой вместе с газом.
Поинтервальная дебитометрия показала, что из скважин, вскрывших гидратонасыщенные пласты ГГЗ, поступало до 36% отбираемого из месторождения газа.

Фактическая кривая изменения пластового давления за период разработки Мессояхского месторождения позволяет определить удельный отбор газа из газовой и газогидратной залежей, а также объем газа, выделявшегося при разложении гидрата в период консервации месторождения.

В заключение отметим, что анализ материалов но разработке и консервации Мессояхского месторождения дал возможность выявить ряд особенностей эксплуатации аналогичных месторождений, позволил уверенно доказать наличие ГГЗ в верхней части разреза (см. рис. 4), подтвердил характер изменения пластового давления, предсказанного в лабораторных экспериментах .

Для дальнейшего изучения Мессояхского месторождения и отработки различных способов отбора газа из ГГЗ необходимо продолжить комплексные промысловые исследования.

А. А. ТРОФИМУК, Ю. Ф. МАКОГОН, М. В. ТОЛКАЧЕВ, Н. В. ЧЕРСКИЙ