Оценка перспектив разработки метаноугольных пластов ЦХП

Олег АНИСИМОВИЧ
Нач. управления разработки месторождений
НТЦ АО «ВНИИнефть»

Тимофей БАРАНОВ
Тех. советник управления геологии
НТЦ АО «ВНИИнефть»

Антон ЕСАУЛОВ
Тех. советник управления разработки НТЦ АО «ВНИИнефть»

Дмитрий ОВЧИННИКОВ
Нач. управ. по геологии и геологоразвед. работам ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Денис ПОНОМАРЕНКО
Нач. отдела повышения нефтеотдачи пластов
и новых технологий ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Александр АНДРЕЕВ
Начальник отдела геологического проектирования и моделирования ООО «СК «РУСВЬЕТПЕТРО»

Станислав СЕНИН
Главный геолог-заместитель генерального директора ООО «ТП НИЦ»

Введение

Площадь исследования расположена в Центрально-­Хорейверской впадине в районе деятельности «Русвьетпетро», где ведется добыча из позднедевонских залежей нефти. Всего на площади исследования 13 месторождений. Залежи нефти расположены на глубине 3000 м. Выше по разрезу на глубине 1500 м залегают нижнепермские терригенные отложения, включающие в себя пропластки углей.
Известно, что газ (преимущественно метан) в угленосных отложениях находится в нескольких состояниях:
– адсорбированном на поверхности угольного вещества;
– рассеянном в угольном веществе в форме твердого угле-газового раствора;
– свободном – в трещинах, форменных пустотах в матрице угля, а также в песчаных пластах, переслаивающихся с углем;
– водорастворенном – так же в пустотном пространстве пород.
Основное количество газа содержится в сорбированном, т. е. связанном виде, доля свободного газа составляет 2–12 % от общего газосодержания угленосной толщи. [1]
Угленосность нижне-­верхнепермских отложений на северо-­востоке Европейской части РФ наиболее хорошо изучена в пределах Печорского угольного бассейна. Угленосные отложения занимают площадь около 90 тыс. км2. Промышленная угленосность связана с отложениями воркутской и печорской серий, общая мощность которых составляет от 0,5 км на западе до 4,5–5 км на северо-­востоке бассейна.
Кроме этого, многочисленные углепроявления выявлены в Хорейверской впадине (Макариха-­Салюкинская антиклинальная зона, Центрально-­Хорейверское поднятие), Варандей-­Адзьвинской структурной зоне и в пределах Печоро-­Колвинского авлакогена [2].
На территории деятельности нефтегазодобывающих предприятий в скважинах, пробуренных на нефть, отмечались пласты углей на большом числе площадей. К сожалению, изучение угленосности и, тем более, газоносности нижне-­верхнепермских отложений не входило в круг задач, решаемых нефтяными скважинами. В этой связи керн в данном интервале разреза отбирался эпизодически, а комплекс ГИС был недостаточным для расчленения угленосного разреза (так, как правило не выполнялся гамма-­гамма плотностной каротаж – важнейший метод для выделения угольных пластов). Таким образом, угленосная толща оставалась регионально недоизученной.

Интерпретация ГИС

Из всего пробуренного фонда на территории исследования (438 скв.) лишь в примерно 20 % скважин был прописан достаточный для интерпретации ГИС (87 скважин) в изучаемом интервале.
С целью оценки ресурсов угольного метана на месторождениях ЦХП произведён сбор и анализ данных ГИС в открытом стволе, ГТИ, керновых исследований в интервале отложений Пермской системы. В интервале интереса произведён каротаж в 87 скважинах месторождений ЦХП (Северо-­Хоседаюское, Западно-­Хоседаюское, Сихорейское, Северо-­Ошкотынское, Северо-­Сихорейское, Висовое, Восточно-­Сихорейское). Каротаж в интервале технической колонны представлен методами пористости (ГГКп, НК и ВАК) и, УЭС (ИК, БКЗ) и гамма-­каротажем. Стоит отметить, что показания методов пористости, в целом, низкого качества, а метод ГГКп не может быть использован для замера объёмной плотности, так как приборы не были калиброваны в интервале ниже 2 г/см3. Однако данные ГИС позволяют уверенно выделить интервалы углей.
Выделение угольных пластов производилось на качественном уровне с привлечением всех имеющихся методов ГИС, а также анализируя данные газового каротажа и шламограммы, как прямого источника информации о наличии угля в интервале интереса. В разрезе скважины угольные пласты резко отличаются от вмещающих горных пород низкой объёмной плотностью, высокими показаниям водородосодержания и сравнительно высокими УЭС. Средняя толщина углей в скважине составила 5 м, средняя толщина пропластка – 0,6 м. По результатам анализа интерпретации ГИС по всем скважинам выявлена высокая изменчивость пропластков углей по площади и по разрезу. Отложения накапливались в период континентального осадконакопления, угольные пропластки накапливались в виде линз по территории. По скважинам не коррелируются. Размер линз предположительно 500 м.

Результаты бассейнового моделирования

Поскольку газы, сорбированные углем, имеют катагенную (метаморфогенную) природу, их количество напрямую зависит от степени катагенеза (метаморфизма) угля. Специалистами ТП НИЦ проведено бассейновое моделирование по районам развития угленосности.
На первом этапе работ выполнено одномерное моделирование термальной, катагенетической истории и генерации углеводородов при помощи программы Sedima, созданной на кафедре исторической геологии МГУ.
На Северо-­Хоседаюской площади на протяжении пермского периода и последующего мезозоя имело место последовательное и постепенное погружение территории. Пластовые температуры в низах угленосных отложений верхней Перми вряд ли поднимались выше 60–65оС, но при этом они были более постоянны на протяжении мезозойской части геологической истории, что привело к медленному постепенному нарастанию катагенной преобразованности углей.
Помимо одномерных моделей в рамках настоящей работы были построены три двухмерные бассейновые реконструкции эволюции катагенеза в процессе геологической истории (рис. 1).

Реконструкции выполнены на основе свободно распространяемого программного продукта Basin2.
Таким образом, в результате выполненных 1D и 2D бассейновых реконструкций спрогнозирован уровень катагенеза угленосных верхнепермских отложений Северо-­Хоседаюской площади, не охарактеризованной фактическим замерами отражательной способности витринита. Катагенез угленосной толщи ожидается соответствующим стадии МК1 (длиннопламенные угли марки Д). Это дает основания для проведения параллелей по данному параметру с Интинской и Среднемакарихинской площадями, где угленосная толща претерпела в ходе своей геологической истории такое же катагенное воздействие.
На основании вышеприведенных данных можно считать обоснованным проведение аналогий по газоносности между Интинской площадью, где максимальная природная газоносность составляет 9–10 м3/т, и месторождениями ЦХП (таблица 1).

Отбор и исследования керна

Для выполнения работ по отбору керна и испытанию метаноугольных пластов была выбрана новая скважина № 11310 Северо-­Хоседаюского месторождения.
Для изучения свой­ств углей пермских отложений привлечена компания АО «Метан Кузбасса», силами которой в интервале 1983–2156 м отобрано 11 керногазовых проб для изучения газоносности по методу десорбционных тестов (канистр-­тестов) и 1 проба для проведения изотермического тестирования сорбционных свой­ств угля.
Показатели газонасыщенности и критического давления десорбции газа являются наиболее важными критериями для определения перспективы добычи метана из угольных пластов.
По параметрам в результате исследования получены значения, близкие к принятым по аналогам (таблица 2).

Для угольного пласта в скважине 11310 показатель газонасыщенности находится в диапазоне от 24,3 до 24,8 %, критическое давление десорбции от 1,08 до 1,22 МПа, средняя газоносность 4,4 м3/т с. б. м, что в целом соответствует значениям для Интинского месторождения (3–10 м3/т).
Выполненные керновые исследования позволили оценить параметры угольных пластов месторождений ООО «СК «Русвьетпетро», а также показали, что в связи с очень низким давлением десорбции газа для его добычи необходимо создание максимально низких забойных давлений.
В той же скважине № 11310 было выполнено испытание метаноугольных пластов совместно с переслаивающимися с ними песчаниками в интервале 2931,6–3013 м.
При начальной депрессии 49,1 кгс/см2 за 30 мин открытого периода в бурильные трубы поступил приток пластовой воды, уд. весом 1,03 г/см3 (полевой замер) в объеме 0,16 м3.
Средний коэффициент продуктивности составил 0,16 (м3/сут)/(кгс/см2). Дебит при средней депрессии 47,5 кгс/см2–7.6 м3/сут.
При испытании ожидаемо не был получен приток газа в связи с тем, что не было достигнуто давление десорбции.

Оценка ресурсов по площади

Объектом подсчета принят интервал пермских отложений, где выделяются углистые пропластки. Этот интервал приурочен к отражающим горизонтам: кроля пермской системы (ОГ А_1) и подошва артинского яруса пермской системы (ОГ Ia).
Для задач оценки ресурсов газа (метана угольных пластов) использована методика подсчета, утвержденная в документе «Временные рекомендации по подсчету МУП …, 2014» [3], где для расчета запасов метана используется произведение сухой беззольной массы угля в подсчетном блоке и метаноемкости, рассчитанной на сухую беззольную массу.
Для расчетов ресурсов использованы данные интерпретации ГИС, данные анализа газоносности пермских толщ совместно с результатами моделирования катагенетического преобразования изучаемых отложений, данные исследования керна в скважине 11310. Из интерпретации ГИС получено распределение толщин пропластков по 87 скважинам. Из анализа газоносности и результатов бассейнового моделирования определены аналоги и получены значения подсчетных параметров: метаноемкости, зольности и влажности. По результатам исследования керна из скважины 11310 уточнены средние параметры свой­ств углей: метаноемкости (4,34 м3/т), зольности (37,2 %), влажности (4,81 %) и плотности (1,81 г/см3).
В ПО Petrel в модуле Map-­Based Volume calculation рассчитано 1000 реализаций для каждого лицензионного участка. Для расчетов использованы доступные параметры с необходимыми модификаторами (Метаноемкость – пористость; Плотность – Bo).
Расчеты проведены в пределах 13 лицензионных участков. Варьируемые параметры: толщина (параметры картопостроения: вариограмма и STD), метаноемкость и плотность.
В результате расчетов получены распределения ресурсов по каждому участку. По распределению определены перцентили Р10, Р50 и Р90.

Поскольку подсчетные параметры пласта охарактеризованы исследованиями керна по одной скважине, параметры расчета примерно одинаковы и площадь лицензионного участка отражает максимальные и минимальные ресурсы при сравнении участков. Исходя из сравнения толщин пропластков углей по текущей выборке зона Висового месторождения имеет наибольшие толщины пропластков углей (среднее 7,9 м).
В сумме по категории Р90 (консервативная оценка) ресурсы оценены в 9 970 млн м3, по категории Р50–25 684 млн м3, по категории Р10 (оптимистичная оценка) – 45 517 млн м3.

Гидродинамическая секторная модель

Задача прогнозирования добычи газа на текущем этапе исследований не может быть решена методом аналогии, поскольку опыт промышленной разработки метаноугольных пластов обычно ограничивается меньшими глубинами [4]. Метод моделирования с привлечением гидродинамического симулятора, несмотря на продвинутые возможности математического аппарата, также не дает точной оценки перспектив, поскольку не основывается на фактических замерах проницаемости или продуктивности пластов.
Целью построения секторной гидродинамической модели является создание методологической основы и исследования принципов описания объекта. Модель в качестве инструмента позволяет выявить ключевые параметры, на которые следует обратить внимание при дизайне ГРП, конструкции скважин и планируемых режимов эксплуатации скважин.
По мере сборки секторной модели метаноугольных пластов Центрально-­Хорейверского выявлены необходимые данные и опции, которые должны быть учтены: геомеханические свой­ства углей, изменение проницаемости трещинной среды от давления [5], точная геометрия ГРП и зависимости адсорбционной возможности пород (рис. 2). Помимо этого, модель должна быть комбинированного типа, что означает включать терригенный коллектор с традиционными методами учета сжимаемости порового пространства и литологию угля со специфичным методом учета метаноёмкости и раскрытия трещин (модель изменения пористости/проницаемости трещин Palmer-­Mansoori [6]).

Гидродинамическая модель описывает следующий механизм работы угольного пласта: при создании депрессии начинает работать трещиноватая, изначально водонасыщенная среда; при снижении забойного давления ниже давления десорбции, начинается выделение газа из объема угля, его переход в трещины и последующая добыча совместно с водой. Вода из терригенных пропластков в случае вскрытия трещинами ГРП добывается согласно стандартной модели фильтрации.
В качестве исходных данных для моделирования приняты результаты испытаний скважины 11310 Северо-­Хоседаюского месторождения и результаты сорбционных исследований керна.
Накопленная добыча газа за 10 лет для вертикальной скважины с двумя ГРП оценивается на уровне 0,5 млн м3.
Накопленная добыча газа за 10 лет для горизонтальной скважины (800 м.) с четырьмя ГРП оценивается на уровне 1,6 млн м3 (рис. 3).

Заключение

Таким образом проведена комплексная работа по изучению перспектив газоносности метана угольных пластов на месторождениях ЦХП:
Выделены в скважинах с достаточным ГИС углистые пропластки в интервале нижнепермских отложений.
С помощью бассейнового моделирования подобраны аналоги для подсчетных параметров.
Параметры верифицированы исследованием на собственном керне.
Посчитаны ресурсы по участкам.
Построена гидродинамическая секторная модель.
Оценен возможный профиль добычи газа из угольных пластов.