Геологическое строение Мессояхского месторождения в связи с его разведкой.Часть 2

1 2

---

ГЛАВА 2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ ПЛАСТОВ МЕССОЯХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОСОБЕННОСТИ НАСЫЩАЮЩИХ ФЛЮИДОВ

2.1. Литолого-физическая характеристика пород

В данной части будут рассмотрены основные отличительные  особенности основных продуктивных пластов рассматриваемого месторождения. Будут выявлены основные закономерности изменения физических полей, литологии и продуктивности выбранных пластов. Основными критериями выбора ряда пластов были: выбор пластов наиболее детально изученных по данным керна, проведенным испытаниям, а также по наибольшей перспективности в пределах свит.

Для анализа были выбраны пласты ПК1-3, МХ1-4, БУ6-8. Далее проследим основные закономерности и связи отдельных данных и проведенных исследований. Литологически отложения пластов групп ПК, МХ, БУ, согласно керновым данным, представлены песчаниками, алевролитами, глинами, аргиллитами и их переслаиванием.

Коллекторами нефти и газа в пластах группы ПК являются песчаники слабосцементированные как однородные, так и горизонтально-слоистые. В песчаниках преобладающие размеры обломков 0,10-0,16 мм, сортировка материала средняя, обломки полуокатанные. По составу скелетной части песчаники аркозовые и близкие к полимиктовым, кварца и полевого шпата примерно в равных количествах, обломков пород от 10% до 25%, слюды – 2-3%. Цемент пленочно-поровый, его количество до 10- 12%.

Породы-коллекторы пластов группы МХ представлены песчаниками мелко-среднезернистыми, слюдистыми, средней крепости, однородными, с глинистым и карбонатным цементом. Проницаемые разности пластов группы БУ представлены песчаником серым средне- и мелкозернистым, слабоалевритистым, аркозовым с карбонатно- глинистым цементом. Отмечаются коллекторы V-III классов. К породам-коллекторам III класса относятся песчаники мелко-среднезернистые с глинистым с примесью карбоната цементом. Слабая фильтрационная способность, несмотря на значительный преобладающий размер обломков (0,31-0,35 мм), объясняется наличием карбоната в цементе (около 15%, представлен по данным термовесового анализа кальцитом) [1].

Песчаники IV-V класса серые мелкозернистые, аркозовые с глинистым цементом с небольшой примесью карбоната. Структура песчаников алевро-псаммитовая, текстура слоистая, подчеркивается ориентированным расположением сидерита. Обломочный материал средней сортировки и составляет 88-90%, размер обломков изменяется в пределах 0,03-0,41 мм, преобладающий 0,17-0,18 мм, количество алевритовой примеси 5- 10% преобладающего размера 0,08-0,09 мм.

По соотношению породообразующих минералов песчаник аркозовый с количеством кварца 35%, полевого шпата 55%, обломков пород 10%, слюды до 1%. Цемент пленочно-поровый в количестве 10- 12% от поверхности шлифа.

Выделение коллекторов производилось по комплексу геофизических методов с использованием прямых качественных и косвенных количественных признаков. Прямые качественные признаки обусловлены проникновением в коллекторы фильтрата промывочной жидкости, что приводит к образованию глинистой корки на стенках скважин, положительных приращений на кривых микрозондов, возникновению радиального градиента сопротивлений по показаниям фокусированных электрических зондов разной глубинности.

Дополнительными качественными признаками являются также отрицательные амплитуды СП, минимальные показания на диаграммах гамма- метода. Кроме качественных признаков обычно также используются косвенные количественные признаки, которые необходимы для обработки ГИС в скважинах, где в комплексе исследований отсутствуют МКЗ и КВ. Основным количественным признаком, которым широко пользуются при выделении  коллекторов в терригенном разрезе, является граничное значение относительной амплитуды метода потенциалов собственной поляризации (α_сп.гр) (табл.2.1).

 

Таблица 2.1. Граничные  значения коллектор–неколлектор петрофизических параметров для продуктивных пластов Мессояхского месторождения [1

Граничное значение коллектор-неколлектор α_сп,гр было установлено следующим способом. В скважинах, в которых есть исследования расширенным комплексом ГИС, строились интегральные распределения значений αсп в интервалах коллекторов, выделенных по прямым качественным признакам, и неколлекторов, — с отсутствием прямых качественных признаков. На рис. 2.1 представлены распределения α_сп, по которым установлено граничное значение, равное α_сп=0,2 с зоной перекрытия 0,15-0,3 – для пластов ПК и МХ; α_сп=0,25 сзоной перекрытия 0,2-0,35 – для пластов группы БУ. В зону перекрытия попадает часть коллекторов, имеющих показания СП ниже граничного значения, а также часть неколлекторов с α_сп. больше граничного значения, и они практически уравновешивают друг друга.  Рисунок 2.1 — Распределение относительной амплитуды СП в интервалах коллекторов и неколлекторов, выделенных по прямым качественным признакам в продуктивных отложениях Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений а) пласты групп ПК, МХ; б) пласты группы БУ.

Для доказательства незначительности потери части коллекторов при работе с α_сп построены распределения α_сп с дифференциацией по эффективным толщинам (рис. 2.2).

Рисунок 2.2 — Распределение относительной амплитуды СП в коллекторах, выделенных по прямым качественным признакам, с дифференциацией по эффективным толщинам в продуктивных отложениях Западно- и Восточно-Мессояхского месторождений: а) пласты групп ПК, МХ; б) пласты группы БУ.

 

Из рисунка видно, что доля коллекторов с α_сп<α_сп,гр составила 2%, что соответствует 27 м по отношению к суммарной эффективной толщине, использованной при построении распределения, 1374 м – для пластов ПК и МХ; и 1% (10м) по отношению к суммарной эффективной толщине (805м) – для пластов группы БУ.

Эти потери Нэф лежат в пределах погрешностей выделения коллекторов по данным ГИС за счет ряда условностей при проведении линии глин в методе СП, снятия отсчетов и пр. Таким образом, эффективность определения граничного значения α_сп,гр составила 98-99%. Теперь проведем сравнение выбранных пластов согласно данным, полученным по ГИС и по керну. Сравнительные характеристики пластов представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 — Сравнение значений параметров коллекторов по данным ГИС с оценками свойств по керну в продуктивных пластах Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений.

2.2 Комплекс геофизических исследований скважин пласта

Обработка материалов ГИС по всем скважинам Западно-Мессояхского и Восточно-Мессояхского месторождений производилась в программном комплексе DV-GEO (ОАО «ЦГЭ»), который позволяет выполнять все необходимые процедуры, включающие литологическое расчленение, выделение коллекторов, снятие отсчетов, определение удельного электрического сопротивления коллекторов, оценку характера насыщения, расчеты по формулам для определения подсчетных параметров.

Коэффициент пористости сравнивался с керном по группам продуктивных пластов (табл.2.2). Сопоставление показало хорошую сходимость в средних значениях Кп ГИС и Кп керн в пластах с наиболее представительными керновыми исследованиями – ПК1-3 и БУ6-14 –0,5-2,2% (абс.) соответственно. В группах пластов, где керна исследовано очень мало (ПК6-18, ПК19-22, МХ), наблюдается наибольшая разница в Кп,ср – 2,5-3,5% (абс.) и 9.8- 20% (отн.).

Коэффициент нефтегазонасыщенности по прослоям меняется от 45% до 89% (таблица 2.2). Сравнение КнгГИС с КнгКЕРН, рассчитанных как Кнг=1-Кво, возможно только в пластах группы БУ, где произведено достаточное количество замеров Кво на керне. Это сравнение показало, что различие составляет 17,5 и 22,3% (отн.) по нефтенасыщенным и газонасыщенным коллекторам соответственно. Такое расхождение связано с тем, что величины Кво по данным центрифугирования – самого массового вида измерений – не отражают значений остаточной водонасыщенности, а являются характеристикой водоудерживающей способности Квс, которая существенно вышеколлекторов продуктивных пластов по данным центрифугирования не имеет смысла сравнивать с распределением водо- нефтенасыщенности в пластовых условиях [1].

Эффективные нефтенасыщенные толщины меняются по скважинам от 2,1 м до 16,6 м, со средним значением 10,6м — по пласту ПК1-3; от 3м до 12.7м, со средним значением 5,8м – по пластам ПК6-18; от 3,4м до 14,9м, со средним значением 9,3м – по пластам ПК19-22 и МХ; от 1.2м до 17,7м, со средним значением 7,6м – по пластам группы БУ (табл.3.2) Эффективные газонасыщенные толщины меняются по скважинам от 3,7м до 46,9м, со средним значением 19,8м — по пласту ПК1-3; от 3м до 8,5м, со средним значением 5,9м – по пластам ПК6-18; от 4,8м до 23,5м, со средним значением 14,4м – по пластам ПК19-22 и МХ; от 5,7м до 17,6м, со средним значением 10,7м – по пластам группы БУ (табл.3.2). Коэффициент проницаемости коллекторов оценивался через пористость по связям, полученным по керну для каждой группы продуктивных пластов. Сравнение средних значений и диапазонов изменения Кпр по ГИС с данными показали недостаточно хорошую их сопоставимость продуктивным пластам (табл. 2.2).

По всем пластам значения Кпр,ср по ГИС превышают Кпр,ср по керну, что объясняется низкой представительностью выноса керна и исследований, особенно в пластах ПК1-3. Далее проведем корреляцию продуктивных пластов по значениям удельных электрических сопротивлений, а также характером насыщения коллекторов.

Далее приведем примеры каротажных диаграмм для каждого из пластов и соответствующих скважин для выявления закономерностей углеводородонасыщения коллекторов.

Таблица 2.3 — Исходные данные для построения сопоставления УЭСп с αсп для

оценки характера насыщения коллекторов продуктивных пластов Западно- и

Восточно-Мессояхского месторождений

 

Каротажная диаграмма для пласта БУ6-8 представлена на рисунке 2.3. Пласты характеризуются более низкими дебитами, в сравнении с пластами ПК1- 2 (рис. 2.4). Однако и на этом разрезе можно видеть влияние качества локальной покрышки на нефтегазоносность пласта. Самые высокие притоки газа и нефти (30.4 тыс. м3/сут и 18.5 м3/сут соответственно) наблюдаются в пласте под покрышкой, которая отличается самой высокой электропроводностью (ИК), низким сопротивлением (ИК) и очень низкими показаниями нейтронного каротажа (НКТ).

 

Рисунок 2.3 – Геофизический разрез скважины 33 пласта БУ6-8

 

Далее приведем геофизический разрез скважин 26,21,31 пласта ПК1-3 для более детального и наглядного сравнения представленных пластов. Разрез представлен на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 –Разрез геофизических данных по линии скважин 26,21,31 пласта ПК1-3

При анализе каротажных диаграмм и полученных данных по различным геофизическим методам, а также при рассмотрении сводного разреза выделили основные закономерности нефтеносности и накопления углеводородов именно в верхней части меловых отложений.

2.3.  Гидродинамические параметры пласта

Результаты лабораторных исследований и данные о разработке Мессояхской ГГЗ были доложены на ХТ Международном Газовом Конгрессе и УШ Международном Нефтяном Конгрессе (Макогон, 1970; 1971) и вызвали большой интерес у международных энергетиков. Вскоре в ряде стран были развернуты федеральные программы по изучению и освоению ГГЗ.

Сегодня получены тысячи километров сейсмических профилей, пробурено более 150 скважин, отобраны и исследованы многие километры гидратных кернов. В мире накоплен определенный тестовый материал различных технологий отбора газа на газогидратных залежах Канады, США, Японии, однако промышленная разработка сегодня ведется только на Мессояхской залежи.

Мессояхская структура имеет размеры 12х19.5 км по кровле долганской свиты альб-сеноманского возраста и кровельную мощность порядка 74.2 м. Геологический разрез, вскрытый глубоким разведочным и эксплуатационным бурением, представлен песчано-глинистыми отложениями среднеюрского, нижне- и верхнемелового, палеоценового возраста, перекрытыми четвертичными осадками. Выявленная залежь приурочена к верхней части долганской свиты при минимальной глубине кровли 728 м и глубине газоводяного контакта 805 м. Коэффициент открытой пористости изменяется в пределах 16-38 % при средней величине ее 25.5 %.

Остаточная водонасыщенность — в пределах 29-50 %, средняя — 40 %. Коэффициент проницаемости изменяется в широких пределах от нескольких мД до 1.144 Д при средней величине 203 мД. Начальное пластовое давление составляло 78 атм.

На рис. 2.5 представлено изменение температуры на месторождении. Начальная равновесная температура для газа Мессояхского месторождения –  9.8 С. В последний период разработки месторождения объемы отбираемого газа и получаемого при разложении гидрата должны быть равны в силу малых отборов газа из месторождения.

Рис.2.5. Изменение температуры и годовой добычи на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях.

В этом случае давление на месторождении должно быть постоянным, однако оно колеблется в пределах нескольких атмосфер, и такое колебание может быть обусловлено эффектом самоторможения процесса разложения гидрата. Локальная температура в зоне разложения не постоянна и снижается при инициации процесса разложения (эндотермический процесс). Локальное понижение температуры приводит к локальному замедлению процесса разложения гидрата. Дальнейшее разложение возможно либо снижением давления в зоне ниже нового равновесного давления, либо прогревом локальной зоны за счет тепла, поступающего из окружающих пород.

Поскольку основным технологическим режимом при работе скважин была постоянная депрессия, то колебания давления были обусловлены скоростью притока теплоты извне. Таким образом, разложение идет своеобразными волнами, снижение давления ниже равновесного – начало разложения гидрата – начало процесса поддержания давления, охлаждение зоны разложения — остановка разложения — добыча выделившегося газа — прогрев зоны разложения, снижение давления ниже равновесного и начало разложения гидрата снова. Это хорошо видно из графика зависимости давления от времени. Температуры в районе отверстий перфорации у начального контакта газ-газогидрат в скважине №2 соответствуют температурным измерениям в скважине, проводившимся в 1985 и 2010 гг.

С позиций геологического времени, совсем недавно, не более 2 тысяч лет тому назад, толща мерзлых пород в данном регионе превышала 500 м, а месторождение полностью было газогидратным. Подошвенные воды могли контактировать с нефтяной оторочкой или непосредственно с газогидратом, зависимо от конкретных термобарических условий месторождения. Залежь свободного газа отсутствовала. С повышением температуры в разрезе пород нижние слои гидрата разлагались, формируя залежь свободного газа и отжимая нефть за пределы данной антиклинали.

2.4. Состав и свойства нефти и растворенного в ней газа

Начальный состав свободного газа: СН₄ – 98,6 %; С₂Н₆ – 0,1 %; С₃Н₃ – 0,1 %; СО₂ – 0,5 %; N₂ – 0,7 %. Состав газа за период разработки практически не изменился. Минерализация пластовых вод крайне низкая и не превышает 1,5 %‚ что также подтверждает наличие активных процессов разложения гидратов в залежи.

Нефть плотная и вязкая, отличается высоким содержанием смол и небольшим содержанием легких углеводородов. За счет этого она легче подвергается химической переработке. Но главное ее преимущество в том, что в ней полностью отсутствует сера.

За геологическое время месторождение неоднократно меняло статус, переходя из чисто газового (с нефтяной оторочкой) в газогидратное с нефтяной оторочкой.

Запасы месторождений (Восточно-Мессояхское и Западно-Мессояхское) по категориям АВС₁+В₂С₂ составляют 492,8 млн тонн нефти и газового конденсата, а также 170,6 млрд кубометров природного и попутного газа. Площадь лицензионных участков  — 7278,46 кв. км, глубина залегания основного продуктивного пласта — примерно 800 м.

В настоящее время доразведка недр лицензионных участков продолжается.

ГЛАВА 3. ЗАПАСЫ

Утвержденные запасы ГКЗ для проектирования разработки по категории С₂ без учета наличия гидрата были приняты 24.109 м³. Начальный объем газа в гидратном состоянии по различным источникам колеблется в диапазоне от 9 до 12 млрд м³. Приняв за достоверные эти величины и данные о составе газа, начальном пластовом давлении, температуре, пористости 0.25 и средней гидратонасыщенности пор 0.4, а также допустив, что ГВК находится на нижней границе антиклинальной залежи, можно определить суммарный объем залежи как 1.62х109 м3, в том числе занимаемый гидратами — 0.36-109 м3.

Проведенный анализ по подсчету запасов на месторождении показал, что общий объем газа в свободном и гидратном состоянии значительно больше того, что был предложен в начальном проекте разработки. В таблице приведены данные, полученные при расчете запасов различными методами. Помимо объемного метода, запасы были подсчитаны методом падения пластового давления, а также на гидродинамических моделях в симуляторах ЭТАК$ и 1МЕХ (СМС 2010) (рис. 3.1).

Из-за отсутствия точных данных о глубине газ-газогидратного контакта (ГГК), а также величине гидратонасыщенности пород в пределах зоны гидратообразования, было решено также использовать вероятностные методы подсчета запасов.

Рис. 3.1. 3D гидродинамическая модель в симуляторе STARS

Для этого были заданы несколько вариантов распределения гидратонасыщенности в пределах зоны гидратообразования и зоны ГГК. Были подсчитаны запасы вероятностными методами с использованием выборки Монте-Карло на симуляторах @ЕазК и СМОЗТ (СМС 2011). Результаты представлены в таблице 3.1.

Данные по 57 скважинам были интегрированы в гидродинамическую

модель месторождения. Максимальный размер элементарной ячейки вдали от центральной части месторождения не превышал 300 м, в центральной части с наибольшей плотностью скважин сетка измельчалась для более адекватного описания процессов.

Таблица 3.1. Сопоставление запасов на добычи на Западно-Мессояхском и Восточно-Мессояхском месторождениях.

Результаты, полученные на модели, дали хорошее совпадение с фактическими показателями разработки. Удалось определить количество газа, полученного при разложении гидрата, и его долю в общей добыче из месторождения. Объем газа, полученного при разложении гидрата, составил 5.4 млрд. м3, что составляет 41.8%. Эта же цифра была получена на неизотермической модели. Удалось вычислить объем воды, поступившей в залежь в результате разложения гидратов, который составил порядка 30 млн. м³.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Таким образом, проведен анализ ранее проведенных работ с целью определения особенностей пластов с различным углеводородосодержанием Мессояхского нефтегазоконденсатного месторождения.

Проведенные исследования показывают, что в результатах геофизических исследований скважин содержится гораздо больше геолого-прогнозной информации, чем это принято считать. На продуктивность конкретного интервала разреза указывает не только геофизические особенности нефтегазонасыщенной части пласта, что очевидно, но и геофизическая характеристика его водоносной части, а также перекрывающих глинистых отложений. Информативными признаками продуктивности разреза являются не только средние значения геофизических параметров, что принимается при интерпретации геофизических данных, но и взаимоотношения между этими параметрами (наличие, знак и теснота корреляционных зависимостей).

Также в работе рассмотрены запасы газа на добычи на Западно-Мессояхскоми Восточно-Мессояхском месторождениях и изучено их геологическое строение.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Подсчет геологических запасов нефти, растворенного и свободного газа и конденсата Восточно-мессояхского и Западно-мессояхского месторождений,- М.,2005 г., 625 с.
2. Комплексирование методов разведочной геофизики: Справочник геофизика /Под ред. В.В.Бродового, А.А. Никитина. – М.: Недра, 1984г.
3. Геофизические методы исследования / под ред. В.К. Хмелевского. — М.: Недра, 1988г.
4. Итенберг С.С. Интерпретация результатов геофизических исследований скважин. М.: Недра, 1987г.
5. Итенберг С.С., Дахкильгов Т.Г. Геофизические исследования в скважинах. М., Недра, 1982г.
6. Дахнов В.Н. “Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщение горных пород”. М., Недра, 1975г.
7. Макогон Ю. Ф., Омельченко Р. Ю. Мессояха газогидратная залежь, роль и значение, Газогидратный центр Техасского Университета, 2012 г.

---

1 2