Связанный газ пород - новый объект исследования нефтегазовой геологии

В последнее время в зарубежных странах все больше внимания уделяется газам нетрадиционных источников. К традиционным ресурсам газа относятся газовые шапки нефтя- ных залежей и резервуары с природным газом. К нетрадиционным – газ угольных пла- и других уплотненных пород. Добыча газов из нетрадиционных источников во многих странах достигает 12 %. На рис.1 в обобщенном виде приведено положение различных резер- вуаров с нетрадиционным природным газом на схематическом геологическом разрезе [7].

стов, газ сланцев и связанный газ песчаников

Рис. 1. Схематический геологический разрез различных видов природного газа. 1– поверхность земли, 2– метан в угольных пластах, 3– «газовая шапка», 4– обычная газовая залежь, 5– покрышка, 6– песчаники, 7– песчаники со связанным газом, 8– газонасыщенные сланцы, 9- нефть [7].

В данной работе рассмотрены в основном особенности формирования резервуаров песчаников со связанным углеводородным газом на основе зарубежных и отечественных материалов, а также результатов собственных исследований авторов.

Резервуары со связанным газом впервые начали разрабатываться в США с начала 60-х гг. Повышение цен на природный газ в 70-х гг., а также кредитная поддержка государства привели к резкому увеличению разработки и добычи связанного газа, которая продолжается и по сей день. Такие резервуары были обнаружены в восточном Техасе, в Пицианском бассейне на северо-западе Колорадо, в бассейне Грин Ривер в Вайоминге и в Денверском бассейне в Колорадо. В 90-х гг. развитие новых технологий, таких как трехмерная сейсморазведка, горизонтальное бурение, гидроразрывы пластов и другие методы интенсификации, привело к большей эффективности добычи, увеличению разведанных запасов связанного газа [6].

Термин «связанный газ» обозначает природный газ, добываемый из резервуаров с низкой пористостью и проницаемостью. Резервуары обычно представлены песчаниками (рис. 2), хотя могут быть и карбонатными. Согласно стандартному промышленному определению резервуары со связанным газом представляют собой горную породу с пористостью менее 10% и проницаемостью менее 0,1 мД, часто с трещинной проницаемостью (степень проницаемости зависит от размера и формы пор, от степени их взаимосвязи и пространства между ними). Резервуары со связанным газом характеризуются аномально высоким пластовым давлением, они не могут давать промышленные притоки газа, пока скважины не подвергнутся интенсификации методами повышения продуктивности пласта. Резервуары со связанным газом могут залегать на различных глубинах (обычно ниже 3-4 км), быть низко- или высокотемпературными, однородными и неоднородными по составу, состоять из одного пласта или нескольких [4, 5].

Рис. 2. Плотный песчаник со связанным газом

Для разработки объектов со связанным газом необходимо изучить геологическое строение района, литолого-фациальную характеристику слоев пород в резервуаре, коллекторские свойства по лабораторным исследованиям керна и промысловым данным ГИС [5].

Наиболее важными геологическими параметрами являются структурный и тектониче- ский режимы, геотермальный градиент района и значения пластовых давлений. Кроме того, существенное значение имеют характеристики каждого стратиграфического подразделения: генезис, условия седиментации, текстура пород, минералогический состав, диагенетические и катагенетические процессы, цементация, трещиноватость.

Тектонические процессы могут влиять на протяженность и морфологию резервуара, к тому же оказывать горизонтальное давление на горные породы. Тектонические процессы также влияют на процесс бурения, на техническое состояние скважины.

В идеале резервуар со связанным газом может быть представлен как слоистый разрез. Как и в обычных обломочных осадочных системах, слои состоят из песчаников, сланцев, глин. Для оптимального изучения резервуара необходимо полностью исследовать каждый слой не только внутри продуктивной зоны, но и над и под коллектором. Значения мощности продуктивных слоев, проницаемости, пористости, минерализации вод, модуля Юнга, внутрипластового давления используются для создания трехмерной модели резервуара и проектирования методов интенсификации добычи.

Методы ГИС наиболее экономичны и информативны при исследовании резервуаров. Минимальный стандартный набор методов ГИС при изучении связанного газа обычно включает метод собственного потенциала (ПС), гамма-каротаж (ГК), метод кажущегося сопротивления (КС), нейтронный, акустический и сейсмический каротажи.

Исследование керна принципиально важно для изучения слоев и резервуара в целом. Полученные данные необходимы для понимания свойств флюидов, механических свойств, седиментации отложений резервуара. Для этого керн сохраняется и изучается современными лабораторными методами, важно, чтобы измерения проводились в условиях, идентичных условиям резервуара. Пористость и проницаемость - наиболее важные характеристики коллекторов, проницаемость составляет от 0,028 до 0,085 мД.

Молекулярный и изотопный составы связанного газа различны и зависят от глубины залегания продуктивных пластов. Связанный газ обычно «сухой», с высоким содержанием метана, небольшим содержанием гомогологов метана и изотопов 13С, дейтерия и инертных газов.

Выделяются четыре этапа формирования резервуаров со связанным газом: генезис, миграция, устойчивое состояние и заполнение резервуара. На начальном этапе (генезисе) газ вытесняется из газоматеринских пород напором воды, при этом вода насыщается газом. На последующих этапах миграции и устойчивого состояния газ мигрирует в растворенном виде по региональным водоносным системам, пока не заполнит резервуар. Далее газовый раствор испытывает погружение и подвергается воздействию давления. Под действием давления и высоких температур на больших глубинах он переходит в парообразное состояние и продолжает мигрировать (лишь небольшое количество воды мигрирует в газообразном состоянии). На этом последнем этапе вода практически не проникает в резервуар со связанным газом из-за очень низкой проницаемости.

В другом случае происходит автохтонное (породы испытывают погружение вместе с РОВ) газонасыщение низкопроницаемых отложений, слабодифференцированных на коллекторы и покрышки, в период термокаталитической генерации газа. При этом низкая проницаемость отложений обуславливает совпадение зон генерации и аккумуляции газа. Объем продуктивно-газонасыщенных пород в данном случае определяется размерами газогенерационных зон, которые могут иметь региональный масштаб. Соответственно этому объемы автохтонно-газонасыщенных низкопроницаемых пород достигают десятков и даже сотен кубических километров. Они обладают колоссальным потенциалом, часто превосходящим потенциал геологических запасов газа традиционных залежей.

Резервуары со связанным газом имеют осадочное происхождение, в своей истории они все испытывали погружение, вследствие чего менялись их коллекторские свойства. Породы теряют до 90% своей первоначальной пористости при уплотнении (в среднем до глубин 1500-2000 м) и при цементации кварцем, хлоритом, доломитом. Вторичная пористость приобретается за счет диагенетических процессов [5].

Резервуары со связанным газом отличаются от традиционных коллекторов тем, что обладают большой протяженностью с невыраженными границами. Коллекторы со связанным газом имеют небольшие, слабовыдержанные покрышки или не имеют их вообще, иногда наблюдается отсутствие газоводяного контакта.

Резервуары со связанным газом обнаружены по всему миру и встречаются там же, где и обычные месторождения. Они находятся на больших глубинах в песчаных или карбонатных коллекторах. Сегодня такой природный газ добывается в США, Канаде, Аргентине,

Австралии, Китае и России, Латинской Америке, на Ближнем Востоке. В США связанный газ добывается в восточном и южном Техасе, в Аппалачах, в Пермском, Санджуан-ском бассейнах, в бассейнах Уинта и Грин Ривер. В Канаде связанный газ добывают в следующих провинциях: Британская Колумбия, Альберта, Саскатчеван, Нью Брунсвик [8]. Общее количество «нетрадиционного газа» оценивается свыше 30000 трлн куб. футов в мире. Данные о мировых запасах такого газа представлены в таблице.

Распределение мировых запасов «нетрадиционного газа», трлн куб. футов / трлн м3 (Kawata, Fujita, 2001) [4]

Регион	Метан угольных пластов	Газ сланцев	Связанный газ песчаников	Общее количество
Северная Америка	3017 26	3840 33	1371 12	8228 71
Латинская Америка	39 0,34	2116 18,27	1293 11,16	3448 29,77
Западная Европа	157 1,35	509 4,4	353 3	1019 8,8
Центральная и Восточная Европа	118 1,02	39 0,34	78 0,67	235 2,03
Россия и страны СНГ	3957 34,2	627 5,4	901 7,78	5485 47,36
Ближний Восток и Северная Африка	0 0	2547 22	823 7,1	3370 29,1
Западная Африка	39 0,34	274 2,36	784 6,77	1097 9,47
Центральная Азия и Китай	1215 10,5	3526 30,45	353 3	5094 43,95
Австралия и Океания	470 4	2312 19,96	705 6,08	3487 30,11
Юго-Восточная Азия	0 0	313 2,7	549 4,74	862 7,44
Южная Азия	39 0,34	0 0	196 1,7	235 2,04

В отличие от «традиционных коллекторов» к резервуарам со связанным газом должны применяться методы интенсификации для получения промышленных притоков газа. Методы, используемые для стимулирования и интенсификации добычи, различны. В 80-х гг. применялись тяжелые, связующие полимеры, которые способны переносить огромное количество разбуренных песчаников, однако большие затраты сделали этот метод нерентабельным.

В 90-х гг. были разработаны технологии неглубоких проникающих гидроразрывов пласта, для которых использовалось большое количество воды и небольшое количество метана. Метод заключается в создании высоко-проводимых гидравлических трещин в продуктивном пласте для обеспечения притока добываемого газа. Многоуровневая перфорация - другой способ, позволяющий повысить эффективность добычи. Сегодня исследователи используют различные методы, выбор зависит от характеристик резервуара [6,9].

Потенциальные ресурсы традиционного газа в России на глубине 5 - 7 км оцениваются в 10,4 трлн м³, в том числе на шельфах морей - 3,2 трлн м³. Перспективы расширения сырьевой базы газовой промышленности в значительной мере связаны с изучением плотных слабопроницаемых газонасыщенных пород. Большая часть ресурсов природного газа в таких породах относится к выявленным и предполагаемым месторождениям, а потому исключается при подсчете разведанных запасов. Нетрадиционные ресурсы газа низкопроницаемых коллекторов в осадочных бассейнах России, по оценке экспертов, составляют от 80 до 100 трлн м³. В настоящее время, по мнению многих исследователей, добыча свободного газа из плотных газонасыщенных пород нерентабельна, однако уже к 2015 г. суммарный объем добычи из месторождений такого типа может достигнуть 40-50 млрд куб. м³, что составит 7-8% от общей газодобычи страны. Освоение этих ресурсов - проблема скорее технико-технологическая и экономическая, нежели геологическая [9].

Низкопроницаемые отложения со связанным газом широко распространены в угленосных и нефтегазоносных осадочных бассейнах. Например, на юге Тимано-Печорской НГП верхняя часть разреза Курьинской депрессии сложена мощной (до 1500 м) однообразной толщей регионально газонасыщенных аргиллитов и глинистых алевролитов с подчиненными прослоями песчаников и извест- няков. Их повсеместная газонасыщенность установлена многими разведочными скважинами, в том числе вскрывшими разрез в синклиналях (скважина Илыч) и вне развития эвапоритовой кунгурской покрышки (скважины Патраковская, Среднеандюгская и др.). При этом в ряде даже близко расположенных скважин газопритоки наблюдаются из пластов, залегающих на одной глубине, но имеющих разный возраст [1].