CC BY
461
УДК 550.832 А. С. Десяткин
ИНФОРМАТИВНОСТЬ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН ПРИ ИЗУЧЕНИИ МЕТАНОУГОЛЬНОГО РАЗРЕЗА
Геофизические исследования в скважинах для добычи метана из угольных пластов имеют огромное значение при изучении петрофизических и геологотехнологических свойств углей. Но не все методы, которые применяются на нефтегазовых месторождениях, имеют одинаковую информативность при изучении метаноугольного разреза. В статье рассматривается комплексиро-вание геофизических методов с целью получения наибольшей информативности данных для метаноугольного разреза.
Ключевые слова: геофизика, метаноугольные месторождения, углевмещающие породы, каротаж.
Яовое направление в промысловой геофизике - геофизика в скважинах для добычи метана из угольных пластов, совсем недавно возникла на стыке двух традиционных дисциплин - нефтегазовой промысловой геофизики и угольной геофизики. Несмотря на единство используемых физических принципов, схожесть типов решаемых задач и близость реализуемых методических подходов, каждое из этих направлений, пройдя достаточно долгий путь развития, стало самостоятельным направлением, с устоявшимися научными парадигмами и наработанными производственными технологиями. Одним из основных принципов реализуемых при проведении геофизических исследований скважин для добычи метана является их комплексность. При этом оптимизация набора геофизических методов, составляющих комплекс, во многом определяет технологическую и экономическую эффективность решения задач по изучению угольных пластов как коллекторов сорбированного метана.
Значительный опыт проведения геофизических исследований на метаноугольных месторождениях накоплен добывающими компаниями США, Австралии, Китая и других стран. В 2003-2004 году впервые в России такой опыт был приобретен ОАО «Промгаз» на экспериментальном научном полигоне в Кузбассе.
Набор методов в комплексе геофизических исследований скважин определяется двумя основными факторами - перечнем геологических задач, подлежащих решению, и геологогеофизическими условиями разведываемого объекта. Для угольной геофизики перечень решаемых задач включает:
— выделение угольных пластов и вмещающих пород, определение их глубины залегания, мощности и строения;
— определение показателей качества углей (зольность, плотность, содержания углерода, водорода, кислорода, азота; влажность, выход летучих соединений, теплотворной способности, коксуемости и др.);
— прогноз горно-геологических условий, в том числе инженерно-геологических, гидрогеологических (прогноз мест водопри-тока, устойчивости и обрушаемости кровли угольных пластов в горных выработках, геодинамических явлений).
— корреляция угольных пластов, определение их синонимики и выявление тектонических нарушений;
Необходимость исследования углей, как не традиционных коллекторов для добычи метана, добавила в этот перечень:
— изучение газоносности угольных пластов и выявление границы газового выветривания;
— оценка фильтрационно-ёмкостных свойств (пористости, проницаемости) и гидродинамических (пластового и горного давления);
— определение физико-механических свойств (коэф. Пуассона, модуль Юнга, модуля сдвига, сжимаемости, коэффициента трещинообразования);
Вторым фактором, учитываемом при формировании комплекса, явилась петрофизическая классификация угленосных отложений (В.В. Гречухин, 1977).
В основу классификации положены физические свойства пород, которые объективно характеризуют имеющиеся связи с происходившими геологическими процессами, и определяют эффективность применяемого набора геофизических методов.
Применение методов углеразведочной геофизики позволяли определять вещественный и гранулометрический состав вмещающих пород расчленять разрез скважины на однородные слои, определять их литологическую принадлежности, глубину залегания и
мощности. С помощью разработанных методик выделялись угольные пласты и определялись показатели качества, а так же физикомеханические и коллекторские свойства углевмещающих пород. Однако, аппаратура угольного комплекса разрабатывалась под скважины малого диаметра, и реализованные в нем измерительные установки оказались малоэффективными для проведения измерений в скважинах, предназначенных для добычи метана из угольных пластов.
В мировой практике для определения геолого-промыс-ловых характеристик углей, как метановых коллекторов используются те же самые методы геофизических исследований и скважинная аппаратура, что и при исследовании продуктивных пластов в нефтяных и газовых скважинах. За рубежом значительный объем геофизических исследований в скважинах, предназначенных для добычи метана выполняют такие известные сервисные компании как Halliburton и Schlum-berger.
Так как угольные пласты содержат метан в сорбированном состоянии, технологии каротажа, применяемые для изучения традиционных коллекторов в терригенных и карбонатных породах не дают информации, пригодной для прямой оценки угольного коллектора. В связи с эти возникла необходимость при формировании комплекса учета особенностей как угольной, так и нефтегазовой геофизики.
Для разработки рационального комплекса геофизических исследований скважин для добычи метана из угольных пластов был рассмотрен мировой опыт, накопленный угольной, нефтегазовой и углеметановой индустрией. Это позволило подобрать оптимальный набор каротажных методов, обеспечивающий определение геолого-промысловых характеристик углей. За основу разрабатываемого комплекса были приняты «Типовые и рациональные комплексы геофизических методов исследования углеразведочных скважин» (Мингео, 1977 г.).
На экспериментальные скважинах в Кузбассе были приглашены как зарубежный подрядчик (компания Шлюмберже), так и российская сервисная компания СОМГЭИС ОАО «Сибнефтегеофизи-ка», выполняющая геофизический каротаж. Это было сделано с целью сравнения методик, аппаратуры и результатов работ отечественной и зарубежной компаний, учитывая важность техникоэкономического фактора при проведении таких работ в будущем.
Компания Шлюмберже обычно использует следующий набор каротажных приборов:
- Platform Express (PEX) с каротажными зондами азимутального бокового каротажа высокого разрешения (HALS); много-зондового индукционного имиджера (AIT); трёх - детекторного прибора литоплотностного каротажа (TLD); микробоковой двойной индукционный зонд со сферической фокусировкой тока (MSFL); гамма - нейтронного прибора (GR+CNL), потенциалов самопроизвольной поляризации (SP) и каверномером (HILT);
- Inclinometer (GPIT) - инклинометр.
- Dipole Shear Sonic (DSI) - дипольный акустический каротаж для двухполюсного изображения среза;
- Fullbore Formation Microimager (FMI) - микроэлектриче-ский сканер для получения изображения ствола скважины (микро-электрический имиджер);
- Elemental Capture Spectroscopy (ECS) - метод спектроскопического захвата элементов;
- Cement Evaluation Tool (CET) - оценка качества цементирования ствола скважины;
- Cement Bond Tool (CBT) - прибор качества цементирования.
Проанализировав возможности зарубежных скважинных геофизических методов, было принято решение рекомендовать расширенный комплекс (табл. 1) при проведении работ в экспериментальных скважинах в Кузбассе.
В табл. 2 указаны спецификации геофизических приборов, используемых при каротаже компанией Шлюмберже на углеметановом промысле.
На рис. 1 представлен пример результата предварительной интерпретации материалов стандартного каротажа Platform Express (PEX) по нижнему интервалу скважины УМ1.1. Выделены угольные пласты и определена их мощность, прослежены тектонические нарушения. С помощью микроэлектрического сканера (FMI) возможно прослеживать открытые и закрытые трещины, пустоты, тектонические нарушения. Визуальный контроль позволяет определять интервалы геологического разреза, представляющие собой зоны повышенного риска при про-
ведении гидроразрыва, который может вызвать интенсивное обводнение скважины (рис. 2).
Таблица 1
Каротаж, предложенный компанией Шлюмберже для исследования углеметановых скважин в Кузбассе
Каротажный инструмент Определяемые параметры
Четырёхрычажный каверномер Размер отверстия Состояние скважины
Прибор естественной гамма-спектрометрии (NGS) Определение свойств глины/ песка Корреляция
Прибор для определения плотности высокой точности и спектральной плотности Типы углей Мощность угольных пластов Плотность угля Корреляция
Прибор для микрокаротажа (Microlog), двухзондовый индукционный (DIL), боковой индукционный каротаж (DLL) Мощность угольных пластов Проницаемость
Прибор компенсированного нейтронного каротажа (CNL) Пористость не угольных элементов Пропускная способность флюида для не угольных пород Мощность угольных пластов
Прибор для двухполюсного изображения среза (DSI) Механические свойства Определение параметров трещиноватости
Прибор микроэлектрического сканирования изображения ствола скважины (FMI) Определение свойств кливажа Определение параметров трещиноватости
Спектроскопия захвата элементарных частиц (ECS) Состав углей Метаморфизм углей Проницаемость Параметры трещиноватости
Прибор для получения диаграммы качества цементирования(CET) Целостность сцепления цемента Сила сцепления цемента
Интерпретируя скважинные геофизические данные, решался ряд важных задач. Полученные результаты являются основой для:
• Изучения геологического разреза.
- расчленение разреза скважины на однородные слои, определение их литологической принадлежности, глубины залегания и мощности;
- выделение угольных пластов и определение их показателей качества;
Таблица 2
Спецификация используемых приборов компании Шлюмберже
Метод каротажа Прибор Температура, °С Давление, атм Диаметр, мм Длина, м
AIT AIT-B 177 1360 98,43 10,3
DSI DSST-A 177 1360 92,08 15,5
FMI FBST 177 1360 127 8,3
ECS ECS 177 1360 127 2,2
CBT CBT 177 1360 69,85 5,8
CET CET-B 177 1360 101,6 6
NGS NGT 149 1360 92,08 2,62
Microlog MLT 177 1360 120,65 2,5
DIL DIT-D 177 1360 92.08 8,8
Каверномер ECD 260 1701 69,85 2,2
CNL CNT 204 1360 85,73 4
Platform Expess 125 680 117,48 11,5
— определение вещественного состава угленосных отложений;
— определение физико-механических и коллекторских свойств пород и углей;
— выделение зон тектонических нарушений;
• Изучения технического состояния скважины:
— определение диаметра скважины;
— определение пространственного положения оси скважины;
— определение качества цементного кольца;
— определение толщины и состояния буровых колонн, интервала прихвата.
• Перфорации обсадной колонны.
Российская сервисная компания СОМГЭИС ОАО «Сибнефте-геофизика» предложила свой набор методов (табл. 3) для решения тех же задач.
На рис. 3 представлен пример сводной диаграммы типового комплекса, зарегистрированной и обработанной СОМГЭИС ОАО «Сибнефтегеофизика».
В табл. 4 представлен перечень каротажных технологий и параметры, определяемые для оценки свойств углеметановых коллекторов.
Приводится также сопоставление технологий, применяемых компанией Шлюмберже, с аналогами, представленными российским подрядчиком.
Рис. 1. Пример интерпретации метода Platform Express
Рис. 2. Пример интерпретации микроэлектрического сканера
Выполненное сопоставление результатов, полученных двумя компаниями, показало, что при условии выполнения оптимизации комплекса ГИС (соблюдение рекомендаций РД-51-193 «Технические требования угольной промышленности к геологоразведочным работам и исходным геологическим материалам, представляемым для проектирования шахт и разрезов. Утверждены Министерством угольной промышленности 26.11.1986 г.»), возможно сокращение затрат на проведение геофизических работ в метаноугольных скважинах, без потерь требуемых объемов и достоверности извлекаемой геолого-геофизической и геотехнической информации.
Собственно, установленный типовой комплекс ГИС для метаноугольных скважин должен включать следующие виды исследований (табл. 5).
Общие исследования выполняются в масштабе глубин 1:200, детальные исследования - 1:50.
Рис. 3. Стандартный каротаж компании СОМГЭИС ОАО «Сибнефтегеофизика»
315
Таблица 3
Геофизическая аппаратура для исследований скважин применяемая СОМГЭИC
Метод Прибор и типы зондов Скорость прибора, м/ч Диаметр, мм
БКЗ, ПЗ, БК, ПС. КП11Е A0.4M0.1N, А1М0.Ш, А2М0.5^ A4M0.5N, A8M1N, А0.5М1Ш, N0.5M2A. 1000 73
МБК, МКЗ, МКВ Э-2 микрозонды: A0.25M0.25N, А0.5М 500 110
ИК, ПЗ, ПС Э-3М 6Э1, A0.4M4N 3500 73
ГК, ЛМ, ННКм, ННКб РК-73 73
ГК, ГГКм, ГГКб РКС-1 100
ТЛЩ, СЕЛ1, СЕЛ2, ИЦ СГДТ-НВ 100 - 170
АК АКШ-1 И1.2П0.4П, И3.2П0.4П, И5.2П0.4П 1000
АК МАК-2 И1.2П0.5П 1000
АК АКВ-1 И1.2П0.4П, И3.2П0.4П 1000
Термометрия, барометрия, локатор муфт, ГК, термокондуктивный деби-томер, шумометрия, влагометрия КСАТ-7 400
РК-6 2ННКт 200
Гамма-гамма плотномер скважинной смеси ПЛ-1 300
Термометр, каверномер-профилемер ТР-7 СКПД 1000
316
Таблица 4
Каротаж углеметановых скважин в Кузбассе: сопоставление технологий, рекомендуемых компанией Шлюмберже, с российскими аналогами
Технологии Шлюмберже Определяемые параметры Российские аналоги
Каверномер (Platform Express) Состояние скважины Размер отверстия Кавернометрия
Прибор для гамма-каротажа (Platform Express) Определение свойств глины-песка Выделение угольных пластов Гамма-каротаж
Прибор для определения плотности пород (Platform Express) Типы углей Мощность угольных пластов Плотность угля Компенсированный гамма-гамма плотностной каротаж (ГГК-П)
Прибор для микрокаротажа со сферической фокусировкой тока (Platform Express) Проницаемость Мощность угольных пластов Двойной индукционный или двойной боковой каротаж
Прибор компенсированного нейтронного каротажа (Platform Express) Пористость Мощность угольных пластов Компенсированный нейтронный каротаж (2нНк))
Метод потенциалов самопроизвольной поляризации (Platform Express) Проницаемость углей Метод потенциалов собственной поляризации (СП))
Инклинометр (Inclinometer) Азимут, зенитный угол и глубина скважины Наклономер
Метод спектроскопического захвата элементов (ECS) Зольность Минерализация Свойства кливажа
Прибор для двухполюсного изображения среза (DSI) Механические свойства Параметры трещиноватости Проницаемость углей Широкополосный акустический каротаж (АК)
Прибор для изображения формации ствола скважины (FMI) Свойства кливажа Параметры трещиноватости
Таблица 5
Рекомендованный типовой комплекс ГИС для углеметановых скважин
Виды исследований Метод Вид исследований, параметр Диапазон изменения параметра
1. Основные ГК Естественная радиоактивность Ьуу 0 + 30 мкр.час
ГГК-П Плотность 5н 1.00+2.90 г/см3
АК Скорость Vp,Vs 800-6500м/с
КС(БК) Сопротивление рп, проводимость оп. 10+3000 Омм
ДС Диаметр скважины 120+600 мм
Инклинометрия Угол, азимут ствола скважены 0+900, 0+3600
Контроль Цементирования Качественная оценка
Перфорация
2. Дополнительные Пластово-трещинный наклономер Угол, азимут наклона пластов и трещин
Прихватоопределение
Для выполнения работ в углеметановых скважинах комплекс может быть расширен в соответствии с дополнительными задачами, установленными геолого-техническими задачами.
Общие исследования выполняют по завершении бурения интервалов, намеченных для перекрытия кондуктором, технической и эксплуатационной колоннами. В глубоких скважинах исследования выполняют в интервалах, не превышающих 1000 м.
Детальные исследования выполняют по завершении бурения перспективного или продуктивного интервала. При большой толщине продуктивных (перспективных) пород интервал исследований не должен превышать 400 м.
Очередность проведения отдельных видов ГИС определяется требованиями количественной интерпретации их данных и условиями в скважине. Прежде всего, выполняют электрические виды исследований, затем проводят АК, ГК, ГГК, кавернометрию, инклинометрию. Исследования по контролю интервалов перфорации проводятся непосредственно после ее завершения.
Регистрация данных ГИС осуществляется в цифровом виде, под компьютерным управлением и контролем в форматах и стандартах регистрации, принятых соответствующими "Техническими инструкциями", обеспечивающих возможность передачи первич-
ной информации по каналам связи и ее архивации в электронных базах и банках данных. Компьютерные программы регистрации должны обеспечивать метрологический контроль и контроль качества в ходе регистрации. Аналоговая регистрация первичных данных не допускается.
Заключение
Информативность реализованного геофизического комплекса совместно с адаптированными к нему угольными и метаноугольными методиками обработки и интерпретации позволяет получить адекватные количественные оценки газопромысловых характеристик угольных пластов и вмещающих пород.
--------------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Геофизические методы исследования скважин. Справочник геофизика/ Под ред. В.М. Запорожца. - М.: Недра, 1983, 591 с.
2. Гречухин В.В. и др. Геофизические методы изучения геологии угольных месторождений. - М.: Недра, 1995. - 477с.
3. Карасевич А.М., Хрюкин В.Т., Зимаков Б.М. и др. Кузнецкий бассейн -крупнейшая сырьевая база промысловой добычи метана из угольных пластов. -М.: Изд. Академии горных наук, 2001, 64 с.
4. Методические указания по геолого-геофизической методике выделения в разрезах скважин угольных пластов, определения их глубины залегания, мощности и строения. -М.:. Мингео, НЕФТЕГЕОФИЗИКА, 1985, 101 с.
5. Элланский М.М. Повышение информативности геолого-геофизических методов изучения залежей нефти и газа при их поиске и разведке. - М.:Изд. «Техника», 2004, 112 с.
6. Schlumberger. Wireline Services Catalog (Сервисный каталог по каротажным работам) Houston. 1995, June (русск. яз.) 111 с. ЕШ
Desjatkin A.S.
SELF-DESCRIPTIVENESS OF GEOPHYSICAL HOLES RESEARCHES AT STUDYING METHANE AND COAL CUT
Geophysical wells researches for methane from coal formations production are very important for learning petrophysical and geotechnical coal properties. But not all methods applied for oil-and-gas fields are informatively equal at studying CBM crosssection. Interconnecting of geophysical methods for achievement of more informative facts about a CBM cross-section are considered in this article.
Key words: Geophysics, coal and methane deposits, coal-containing breeds, survey.
— Коротко об авторе --------------------------------------------------
Десяткин А.С. - ОАО «Газпром промгаз», г. Москва,
e-mail: [email protected]
