CC BY
250
УДК 622.86
А.С. Десяткин
ИЗУЧЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ УГЛЕЙ ПО ДАННЫМ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН (ГИС)
Для определения геолого-промысловых характеристик углей, а так же для создания гидродинамической модели метаноугольного месторождения необходимо учитывать фильтрационно-ёмкостные свойства углей.
Угольный пласт представляет собой трещиноватопористое тело. Размеры пустот колеблются от нескольких ангстрем до миллиметров. С порово-трещинным пространством пласта связано основное количество свободного и сорбированного метана, образовавшегося в процессе метаморфизма. [4] Из-за сложного строения и формы нахождения метана в поровом пространстве угольных пластов применение стандартных методик определения фильтрационноёмкостных свойств по данным геофизических исследований скважин (ГИС) опробован-ных на газовых месторождения, не представляется возможным. Для решения этой задачи использовался геолого-геофи-зический подход разработанный школой Гречухина. [2]
Согласно этому подходу физические свойства угленосных пород изменяются под влиянием двух групп факторов. Пер-вичная - генетическая группа, связана с вещественным и гранулометрическим составами, фациальной принадлежностью, типом и составом цемента, органическими примесями и другими причинами. Вторичная группа - процессы преобразования, обусловлена давлением и температурой. С изменением степени метаморфизма меняются физические свойства пород: пористость, плотность, скорость распространения упругих волн, удельное электрическое сопротивление и др. [1]
Изменение петрофизических параметров Кузнецкого угольного бассейна - пористости и плотности в зависимости от степени метаморфизма и палеоглубины представлены на рис. 1. На рис. 1 по оси абсцисс отложена максимальная па-леоглу-___________________________________________________
Рис. 1. Петрофизический разрез Кузнецкого бассейна
бина погружения пород и углей Нмах, стадия метаморфизма и её мощность, по оси ординат - основные литотипы. Шифром кривых являются петрофизические свойства углей и углевмещающих пород. Как мы видим на рисунке для углей и вмещающих пород наблюдается однонаправленное изменение пористости. Коэффициент пористости интересующих нас углей марок Г и Ж изменяется от 4^15 %. Уменьшение пористости происходит в результате погружения пород и перекрытия их другими отложениями. Для плотности в пределах одной стадии эпигенеза, такая одно направленность не очевидна. Это объясняется преобладанием влияния вещественного состава в формировании плотности углей.
Образование углей и вмещающих пород и последующие их преобразования происходят в одинаковых термобарических условиях и под влиянием одних и тех же факторов. Это обусловливает парагенетические связи между углями и вмещающими породами и тесные корреляционные зависимости между различными физическими свойствами алевролитов, аргиллитов, песчаников, глин и других пород. Со стадиями преобразования вмещающих пород совпадают и стадии метаморфизма углей. Последнее обстоятельство обуславливает тесные корреляционные связи различных свойств углей и вмещающих пород.
Задача определения коэффициента пористости угленосных пород с помощью комплекса геофизических исследований в угольной геофизике решена достаточно надежно и с хорошей степенью достоверности. Для определения можно использовать полный комплекс геофизических методов: электрометрия, радиометрия (гамма-метод, гамма-гамма плотностной), акустический метод и др.
Согласно [5] в угольной геологии используется общая пористость Кп, которая в большинстве случаев вычисляется по данным минералогической плотности 5М, объёмной плотности абсолютно сухой породы 3С и водонасыщенной 3В по формуле:
К = 5м ~5с -100% (1)
п <7 ' '
3В
На первом этапе получения Кп рассчитываются значения пористости для песчано-алеврито-глинистых осадков, зале-гаю-щих вблизи исследуемого угольного пласта (рис. 2).
При определении пористости по геофизическим данным используют зависимости полученные по материалам методов радиометрии и акустики:
КАпк = 0,187АТ - 37,4(%)
(3 Л (2)
' - 32,422 (%)
К = 92,912
НМ
V 3НБ У
Затем с учётом зольности по установленным парагенети-ческим связям рассчитывается общая пористость не нарушенного угольного пласта. Зольность определяется составом
и количеством минеральных примесей, которые в свою очередь является показателем степени метаморфизма. С увеличением зольности углей и углистых пород монотонно уменьшается их пористость и увеличивается плотность. Связь минералогической плотности угля 3МУ и его зольность Ас приближенно описывается формулой Фермора:
5Му = 5М о + КАа, (3)
где 8Му и ЗМ,О - минералогическая плотность соответственно зольного и беззольного (органической массы) угля; Ас -золь-
Рис. 2. Изменение Кп углистых пород на разных стадиях метаморфизма. Шифр кривых: содержание минеральных примесей в %
ность сухого угля; К - коэффициент, для разных углей изменяющийся от 0,008 до 0,012.
При описании связи пористости, зольности и плотности пользуются компонентной формулой:
ГМ.У = СГЛ ■ ГГЛ + СОРГ ■ Г ОРГ + Кп (4)
или
Г М У = А •( Г ГЛ + ГОРГ ) + Кп , (5)
где ГгЛ и ГОРГ - плотность глинистой и органической составляющей углей.
На рис. 3 представлена зависимость пористости углей различной зольности с пористостью вмещающих пород.
Как указывалось в начале объективными и однозначными показателями степени метаморфизма углей и эпигенеза
20 30
Зольность Ас! %
20 30 40
В Зольность АС %
Рис. 3. Связь пористости углей различной зольности с пористостью вмещающих пород: А - песчаники на глинистом цементе; В - глинистые алевролиты. Шифр кривых - пористость углей
вмещающих пород являются их физические свойства: пористость, плотность, скорость распространения упругих волн, электрическое удельное сопротивление и др. Эти свойства являются более общей характеристикой, чем отражательная способность углей. Выход летучих веществ Уса{ из углей сложного петрографического состава не является надёжным показателем степени метаморфизма, хотя как и зольность зависит от количества и состава минеральных примесей, а так же от степени восстановленности угля.
Учитывая качественные показатели углей (Ас, УСа{) различной степени метаморфизма с физическими свойствами вмещающих пород можно дать оценку коэффициента пористости______________________________________________________
10 15 20 25 30 35 40
Зольность АС
Рис. 4. Корреляционная связь зольности и выхода летучих с пористостью угольного пласта. Шифр кривых - общая пористость
В связи с тем, что структура порового пространства углей имеет сложное строение, а именно сорбционный объём углей представлен микропорами, диаметр в которых соизмерим с радиусом молекулы метана, а так же ненарушенный уголь имеет низкую проницаемость [4], то при определение фильтрационно-ёмкостных свойств угленосных пород, необходимо учитывать коэффициент трещиноватости Ктр, обусловленный наличием сети природных экзогенных и эндогенных трещин, а также нарушенностью, проявившейся в результате техногенного воздействия.
Интегральным индикатором трещиноватости и нарушен-ности угленосного разреза является образование и рост ка-вернозности стенок скважин в процессе бурения. Методика использования данных кавернометрии для оценки прочностных свойств пород изложена в руководстве. [6].____________
-2 -1 С Э г з Л
5$ /С ■///// 111Г Ц
§. X £ -1 ■ р % ш II
8 2 19 о X X СИ I Ч\ -гг ( 1 ' —1—1 II
/ о /;; ;; I I I т ч 1 1 1 1 \
% о. со ф Г\ 1 1 1 * \ \\ 1 \ \\ “\\У \\\\ \
в 15 |« X о. о с и 9 ) \ \ ' \ \ \ \ \ \ \\\ о» \ \ \ .
и Л*-\ \ \ \ ш' Ту \ \\V \\я
-*- -# V А аУ \\\\ \\\'
. . .-г-н- .-ь + ^4*4- \ \ \ 1 \ \ V ^ т
+ + с> I ^
3 Р I / / '' 1 1 - 3
3-2-10 1 2 ЭЛ
Нарушенность в ед. стандартного отклонения диаметра скв.
Иитермл эначвмийгвнвтичесюй
♦ 4.9 Ю 7.в
♦ та *> юл
♦ юл ю мл
МЛ Ю 15/4
♦ 1&4 «О 18.1 18.1 Ю 20.7
Рис. 5. Связь значений трещинной пористости углей и углистых пород с изменением приведенных значений диаметра скважины. Шифр кривых - трещинная пористость Кптр %
Общая пористость состоит из сумм пористости структуры порового пространства углей или как ещё называется генетической пористости и пористости, обусловленной нарушенно-стью различного происхождения КпТР. Таким образ определив общую пористость и получив значение нарушенности можно дать оценку объёма трещинной пористости (рис. 5)
При изучении фильтрационно-ёмкостных свойств углей важным параметром является проницаемость. Проницаемость выводится из закона Дарси для однородной жидкости:
О = 5 ■ Ьр (6)
Ц I
где в - площадь поперечного сечения образца, м2; Р - давление, оказываемое на свободную поверхность жидкости, т.е. пропорционален давлению АР = (Р + фр), вызывающему фильтрацию жидкости сквозь пористую среду на пути длиной I, Па; ц - вязкость жидкости, Па*с. [3]
Связь основных фильтрационно-ёмкостных свойств пористой среды, и в частности пористости и проницаемости можно выразить через уравнение Козени [9]:
К3 -108
К =----------------, (7)
2Т25, (1 - К- )2
где Т - безразмерный коэффициент извилистости; вуд -удельная поверхность.
В настоящее время, отсутствует научно обоснованная, экспериментально подтвержденная и документально оформленная методика оценки проницаемости угольных пластов геофизическими или другими непрямыми (косвенными) методами. Состояние проблемы усугубляется тем фактом, что отсутствует статистически репрезентативная база данных по проницаемости углей. Поэтому задача определения проницаемости угольных пластов была решена с помощью геоло-го-геофизического подхода.
В качестве исходных данных, для разработки методики оценки проницаемости угольных пластов по комплексу геоло-го-геофизических признаков приняты:
- установленные и статистически достоверные количественные связи петрофизических характеристик угольных пластов с их геологическими характеристиками;
- парагенетические связи петрофизических свойств угольных пластов и углевмещающих пород;
- экспериментально установленные связи петрофизи-ческих характеристик углей (генетически связанных и петро-физически сопряженных с проницаемостью угольных пластов) с их достоверно определяемыми геологическими характеристиками;
- теоретически рассчитанные и экспериментально установленные связи коэффициента проницаемости с петро-физически сопряженными свойствами (пористость, коэффициент фильтрации, коэффициент нарушенности и др.), с учетом граничных значений применимости используемых связей.
Последовательность действий при разработке методики включала:
- расчет, математическое (регрессии) и графическое (номограммы, палетки) представление петрофизических связей измеряемых геологических и геофизических параметров с сопряженными с коэффициентом проницаемости петрофи-зическими свойствами;
- расчет, математическое и графическое представление петрофизических связей измеряемых и прогнозных геологических и геофизических параметров с проницаемостью;
- установление граничных значений (цензурирование), как используемых для прогнозирования исходных геологогеофизических данных, так и выходных оценок прогнозируемого параметра (проницаемости).
- оценка параметра Кпр по комплексу ГИС в метаноугольных скважинах.
В отличие от углевмещающих пород, которые на момент измерений, в основном, сохраняют свои фильтрационные свойства, угольный керн за промежуток времени между его извлечением и испытанием существенно меняет свои характеристики. В связи с этим лабораторные методы при оценке проницаемости углей не получили широкого применения. Основным способом оценки Кпр являются гидродинамические испытания в скважинах.
В практике горного производства широкое распространение получил другой параметр - коэффициент фильтрации
Пределы изменения коэффициента фильтрации для различных марок угля, м/мин.
Марка угля Д Г Ж К ОС Т А
Кф* 105 4,24 3,50 13,70 3,50 3,27 3,40 9,7
Кф* 105 3,12 0,20 0,26 0,80 0,26 0,30 0,13
Кф. ср* 105 3,68 1,45 2,45 1,54 1,3 1,63 1,74
(Кф). Практически он представляет собой скорость фильтрации газа или жидкости через породы:
Кф = -^~ (8)
ф х • 5
где О - количество жидкости прошедшее через образец (породы, угля); t - время фильтрации, в - площадь поперечного сечения образца.
Исследования коэффициента фильтрации (таблица) проводились на 100 шахтопластах, включающим пласты всех марок из которых 46 имели уголь марки Ж, 12 пластов - Г, 12 пластов - К и КЖ, 8 пластов - ОС, 7 пластов - Т, 13 пластов -А и ПА и 2 пласта Д. [8].
Рис. 6. Связь проницаемости угольных пластов от их значений выхода летучих и нарушенности. Шифр кривых - проницаемость, мД
Коэффициент фильтрации не учитывает влияние напора пластовых вод и их вязкости на изменение количества фильтрующейся воды. Сравнение Кф и Кпр показывает, что между ними в случае фильтрации воды существует следующее соотношение [7]: 1 Д = 1 см/с = 864 м/сут.
Основные геологические параметры углей определяющие величину Кф является степень метаморфизма, которая выражается через величину выхода летучих /6аГ и зольности А6. Так же существенное влияние на величину Кф оказывает нарушенность и расстояние от дневной поверхности.
Выполненный расчет значений коэффициента фильтрации, определенный для ненарушенных угольных пластов различной зольности (значения пористости углей соответствующие доинверсионному состоянию), позволяет давать оценку параметров угольных пластов по имеющимся исход-
ным данным. В рассчитанные значения Кф и Кпр вводятся поправки за степень нарушенности и в результате получается оценка проницаемости в необсаженном интервале пересечения пласта скважиной (рис. 6).
Результаты оценки проницаемости угольных пластов по скважинам УМ1-2 и УМ5-1 приведены на рис. 7. Следует отметить, что на приведенных диаграммах для наглядности представлены только угольные пласты.
Как уже говорилось выше, до настоящего времени не была разработана эффективная геофизическая методика количественной оценки фильтрационно-ёмкостных свойств угольных пластов. Это было связано с тем, что угольный пласт традиционно представлялся как объект разработки и только в последние годы уголь стал рассматриваться в качестве нетрадиционного коллектора содержащего газ - метан. В рамках данной работе мы получили прогнозные значения фильтрационно-ёмкостных свойств углей: пористость, проницаемость и др. С целью использования для гидродинамического моделирования.
----------------------------------------- СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гречухин В.В. и др. Геофизические методы изучения геологии угольных месторождений. - М.: Недра, 1995. - 477с.
2. Гречухин В.В. Петрофизика угленосных формаций. - М.: Недра, 1990. - 472 с.
3. Добрынин В.М. Петрофизика. - М.: Недра, 1991.
4. Пучков Л.А., Сластунов С.В., Коликов К.С. Извлечение метана из угольных пластов. - М.: Изд-во МГГУ, 2002. - 383 с.
5. Методические указания по геолого-геофизическому изучению физических свойств пород угольных месторождений/ Под ред. В.Ю. Зайченко.
- М., ВНИИГеофизика, 1989. - 102 с.
6. Руководство по геолого-геофизической методике изучения физико-механических свойств угленосных пород в разрезах скважин/ В.В. Гречухин, А.А. Климов, С.Б. Иохин, В.Г. Бакланов, А.Г. Черников. - М., ВНИИГеофизика, 1980. - 78 с.
7. Ржевский В.В., Новик Г.Я. Основы физики горных пород. - М.: Недра, 1978. - 390 с.
8. Управление свойствами и состоянием угольных пластов с целью борьбы с основными опасностями в шахтах/ В. В. Ржевский, Б.Ф. Братченко, А.С. Бурчаков, Н.В. Ножкин. Под ред. В. В. Ржевского. - М.: Недра, 1984.
- 327 с.
9. Элланский М.М. Инженерия нефтегазовой залежи. Том 1. - М. Изд-во «Техника», 2001. - 288 с.
і— Коротко об авторах------------
Десяткин А.С. - ОАО “Промгаз”, Москва.
УДК 54:551.34
С.М. Федосеев
РЕЛИКТОВЫЕ ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ КРИОЛИТОЗОНЫ
© С.М. Федосеев, 2006
Глобальный интерес к газовым гидратам связан пер-в ую очередь с истощением мировых запасов обычных (традиционных) газосодержащих скоплений углеводородов.
