close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Геологические условия формирования и сохранения залежей сланцевого газа в континентальных отложениях С региона в Бассейне Ордос

код для вставкиСкачать
На правах рукописи
Сон Зэчжан
Геологические условия формирования и сохранения залежей сланцевого
газа в континентальных отложениях С региона в Бассейне Ордос
Специальность 25.00.12 – Геология, поиски и разведки нефтяных и
газовых месторождений
Автореферат диссертации на соискание учёной степени
кандидата геолого-минералогических наук
Москва 2015
2
Работа выполнена на кафедре промысловой геологии нефти и газа
федерального государственного бюджетного образовательного учреждения
высшего образования «Российский государственный университет нефти и
газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина»
(ФГБОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина»).
Научный руководитель:
доктор
геолого-минералогических
профессор, А.В. Лобусев
наук,
Официальные оппоненты: Бочкарев Анатолий Владимирович, доктор
геолого-минералогических наук, профессор,
ведущий
специалист
ООО
«ЛУКОЙЛИнжиниринг»
Карнаухов Сергей Михайлович, кандидат
геолого-минералогических наук, советник
генерального
директора
московского
представительства «Gazprom International»
Ведущая организация:
ОАО Институт геологии и разработки горючих
ископаемых (ИГиРГИ)
Ведущая организация ОАО Институт геологии и разработки горючих
ископаемых (ИГиРГИ)
Защита состоится 29 марта в 17.00 на заседании диссертационного
совета Д 212.00.02 при Федеральном государственном бюджетном
образовательном
учреждении
высшего
образования
«Российский
государственный
университет
нефти
и
газа
(национальный
исследовательский университет) имени И.М. Губкина» по адресу Москва,
Ленинский проспект д.65 к 232.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке и на сайте ФГБОУ ВО
«РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» http://www.gubkin.ru/diss2/
Автореферат разослан
Учёный секретарь
диссертационного совета
Милосердова Людмила Вадимовна
3
Актуальность работы
По мере стремительного
развития
экономики,
увеличения
энергетического потребления, выброса вредных веществ и парниковых газов,
окружающая человека среда постепенно ухудшается. По сравнению с нефтью,
природный газ является одним из немногих чистых энергетических ресурсов.
Поэтому для устойчивого развития экономики и сохранения окружающей
среды различные страны предпочитают развитие газовой промышленности.
Для китайской газовой промышленности характерен значительный рост
потребления природного газа. Так с 2000 г. по 2013 г. газовое потребление в
Китае увеличивалось с 24,5 миллиарда кубических метров по 167,6
миллиарда кубических метров с ежегодным темпом роста до 16%, что выше
темпа роста валового внутреннего продукта (10,2%) и темпа роста общего
объёма потребления энергии (7,9%).
Однако вследствие этого в Китае развивается чрезмерная зависимость
от импорта, которая вредит государственной безопасности. Так в 2013 г.,
китайское потребление природного газа составило 167,6 миллиарда
кубических метров, среди которых 52,9 миллиарда кубических метров
природного
газа
было
импортировано,
зависимость
от
зарубежного
природного газа увеличивалась с 5,7% (2007 г.) по 31,6% (2013 г.).
Поэтому Китаю необходимо найти решение для выхода из создавшейся
ситуации в газовой промышленности.
В последние годы метан угольных пластов, сланцевый газ, газ в
плотных песчаниках оказались в центре внимания учёных, занимающихся
проблемой исследования нетрадиционных газовых ресурсов. Основанием для
этого стала сланцевая революция в США.
В 2000 г. годовая добыча сланцевого газа в Северной Америке
превышала 10 миллиардов кубических метров, до 2010 г. годовая добыча
сланцевого газа в данном регионе уже превышала 150 миллиарда кубических
метров. В течение 10 лет добыча повысилась в 10 раз.
По данным Американского газового института и Компании ARI, в 2007
4
году, в США фонд эксплуатационных скважин составляет примерно 42000
скважин, годовая добыча сланцевого газа составляет 450×108 м3, примерно
равно 8% годовой добычи газа США. В 2009, годовая добыча газа США
достигала 5934×108 м3, в том числе, годовая добыча сланцевого газа равна
878×108 м3, составляет 15% всей газовой добычи. А в 2010 году, годовая
добыча сланцевого газа США составляла 20% годовой добычи газа США
(1359×108 м3).
По данным компании BP, после сланцевой революции, с 2006 г. по 2014 г.
годовая добыча сланцевого газа в США ежегодно повышается примерно на
2 процента (рисунок В.1). В результате США совершенно изменили свою
структуру поставок природного газа и стали одной из многих экспортёров
природного газа.
Рисунок В.1. Изменение структуры газодобычи в США
Развитие промышленности сланцевого газа в США сильно изменило
мировую структуру предложения природного газа. По данным компании BP, в
2014 г. благодаря сланцевому природному газу США экспортировали
примерно 40 миллиардов кубических метров природного газа, заняв
значительное место в мировом рынке его поставки (рисунок В.2).
5
Рисунок В.2. Главные поставщики природного газа 2014 (миллиард кубических метров)
Кроме США и Канады, страны как Австралия, Германия, Франция,
Швеция, Польша и так далее тоже начали исследование, разведку и
разработку сланцевого газа.
Китайская
промышленность
сланцевого
газа
имеет
следующие
характеристики.
Во-первых, китайские ресурсы сланцевого газа имеют огромный
потенциал. В соответствии с докладом от Управления энергетической
информации США, который публикован в июне 2013 года, ресурсы
сланцевого газа всего мира составляют 7299×1012 ft.3, а Китай занимает
первое место — примерно 20% ресурсов всего мира. Китай обладает
огромными ресурсами сланцевого газа. Многие специалисты уже оценили
перспективы сланцевого газа.
Во-вторых, китайские геологические условия залежи сланцевого газа
значительно отличаются от американских. Например, глубина залегания
пласта сланцевого газа в Бассейне Сычуань изменяется от 1500 до 4000
метров, а в США, глубина залегания пласта сланцевого газа только
изменяется от 200 по 2600 метров. По всему миру большинство залежей
сланцевого газа находится в морских отложениях, а в Китае залежь
сланцевого газа находится не только в морских, но и в континентальных
отложениях.
В-третьих, китайская разработка сланцевого газа все ещё находится в
6
зачаточном состоянии. СИНОПЕК (Китайская нефтяная и химическая
корпорация) в декабре 2010 года в Юньба только завершила проходку первой
вертикальную испытательной сланцевой скважины. В марте 2011 года
Китайская
нефтяная
компания
завершила бурение первой
в Китае
горизонтальной сланцевой скважины. В целях повышения интенсивности
разработки сланцевого газа, в Китае разработка сланцевого газа производится
в кооперации с иностранными компаниями. Например, компания Шелл и
Китайская нефтяная компания совместно проводят разведку и разработку
сланцевого газа в Сычуаньском бассейне.
В-четвертых, китайское правительство серьёзно относится к развитию
промышленности сланцевого газа. В марте 2012 года, в Китае опубликовано
«Проектирование развития сланцевого газа(2011-2015 г.)» для руководства
разведкой и разработкой в период двенадцатой пятилетки. В последние годы,
разные исследовательские центры Китая купили различную аппаратуру для
исследования сланцевого газа.
Поэтому разработка залежей сланцевого газа важна для Китая. А для
разведки и разработки, необходима теория формирования и сохранения
залежей сланцевого газа.
Согласно оценке компания RIA, публикована в 2013 г., в Китае
существует
7
оценённых
перспективных
бассейнов
для
разработки
сланцевого газа и сланцевой нефти. Как показано рисунке В.3 жёлтым цветом,
это Таримский бассейн, Джунгарский бассейн, бассейн Сунляо, Сычуаньский
бассейн, бассейн Субэй, Цзяннанский бассейн и платформа Янцзы.
Кроме этих оценённых бассейнов, ещё существуют другие тогда ещё
неоценённые бассейны, среди которых, Ордосский бассейн находится в
центре внимания.
7
Рисунок В.3. Бассейны, перспективные для разработки сланцевого газа и сланцевой
нефти в Китае
Таким образом, для Китая актуально углубление исследований
сланцевого газа и расширение регион его исследований (особенно в
неоценённых районах). В данной диссертации, выбрали неоценённый регион
— Бассейн Ордос, и конкретнее – регион С.
Степень разработанности темы диссертации
В Бассейне Ордос, исследование сланцевого газа началось недавно. В С
регионе, в области исследования сланцевого газа имеется ещё много неясного.
Во-первых, пока существует мало скважин, пробурённых специально
для исследования сланцевого газа.
Во-вторых, мало данных геохимического анализа.
В-третьих, не хватает данных комплекса
ГИС для исследования
сланцевого газа. В данном регионе существует только основные данные ГИС,
как СП, АК, ГМ, ЭС, а данные как ГГМ-п, НК имеются не во всех скважинах.
Отсутствуют данные ядерно-магнитных резонансов.
В-четвёртых, известные к настоящему времени залежи сланцевого газа
приурочены к морским отложениям, тогда как в Бассейне Ордос, наши
объекты исследования сланцевого газа находятся в континентальных
отложениях. Плюс к этому, величины отражательной способности витринита
невысокие и изменяются в диапазоне 0,82% ~ 1,12%. Это значит, данные
8
пласты находятся в стадии катагенеза. Это зона нефтеобразования и
газообразования. В пластах одновременно существуют и нефть и газ. Теория
формирования такой залежи сланцевого газа в континентальных отложениях
пока не описана. Пока в мире ещё нет аналогичных примеров в области
исследования сланцевого газа.
Цель и задачи исследования
Целью работы являются оценка перспектив поисков и разведки залежей
сланцевого газа в С регионе Бассейна Ордос, подать рекомендация для
дальнейших исследований. Для достижения поставленной цели необходимо
было решить следующие задачи:
1. Разработать эффективные методики типизации сланцевых отложений.
2. Определить зоны развития аномально-высокого пластового давления.
3. Оценить газосодержание адсорбционного газа, растворенного в
нефти газа, свободного газа и их соотношения. Узнать какой вид газа
преобладает.
4. На основе существующих данных оценить перспективы освоения
сланцевого газа в Бассейне Ордос.
Научная новизна
1. Впервые в мире проведено исследование сланцевого газа в
низкозрелом сланце (0,82%<Ro<1,12%) в континентальных отложениях.
2. Впервые предложено проведение нормирования данных ГИС под
фациальным контролем.
3. Построена региональная модель для прогнозирования Сорг в С
регионе, имеющая отличия от моделей для прогнозирования С орг в
высокозрелом сланце в морских отложениях.
4. Уточнён прежний прогноз пластового давления и подтверждено
существование аномального пластового давления.
5. Впервые в С регионе с помощью трёхмерной геологической модели
оценены запасы сланцевого газа.
9
Теоретическая и практическая значимость работы
1. В результате прогнозирования пластового давления, проведённого на
месторождении для исследования сланцевого газа, значительно изменена
оценка содержания адсорбционного газа.
2. Выполнил прогноз пластового давления в сланцевых породах,
доказано
наличие
аномально-высокого
пластового
давления,
которое
достигает 1,2-1,6 относительно гидростатического.
3. Метод проведения нормирования данных ГИС под фациальным
контролем публикован в китайском журнале «Journal of China university of
mining and technology» (EI Compendex).
4. Установлена прямая зависимость между присутствием Сорг в породе
и газосодержанием.
5.
После
нормирования
данных
ГИС,
значительно
повышена
эффективность и точность геохимической оценки сланцевого коллектора.
Модель для прогнозирования Сорг может быть применена во всем изучаемом
регионе,.
6. Интерпретация данных ГИС в сланцевых коллекторах для
низкозрелых континентальных отложений стало научной основой для
исследования сланцевого газа в континентальных отложениях Китая.
Публикации и апробация работы.
Основные положения диссертационной работы были доложены на
российских и международных конференциях, научных сессиях и семинарах:
69-й Международной молодёжной научной конференции «Нефть и газ—
2015», Москва, 2015; 11-й Всероссийской конференции молодых учёных,
специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности»,
Москва, 2015; 7-м Международном Молодёжном научно-практическом
Конгрессе «Нефтегазовые горизонты» («Oil and Gas Horizons»), Москва,
2015; научных семинарах кафедры промысловой геологии нефти и газа РГУ
нефти и газа имени И.М.Губкина, а также изложены в 6 опубликованных
работах, включая тезисы докладов конференций.
10
Методология и методы исследования
1. Для коррекции результата описания шлама применён статистический
метод для установления связи данных ГИС и типов пород.
2. Применены Eaton формулы для прогнозирования пластового
давления, на основании установленных трендов нормального уплотнения по
данным лабораторных анализов керн.
3. При оценке содержания глины сланцевого коллектора применена
технология Ренгенодифракционного анализа (XRD). Совместно XRD с ГК
определяется содержание глины в сланцевом пласте.
4. С помощью аппарата PDP-200 оценена эффективная пористость и
проницаемость сланцевого коллектора.
5. По технологии СЭМ оценена эффективная пористость керогена.
6. Для определения водонасыщения эффективно применена формула
Simandoux.
7.
Для
определения
коллекторских
свойств
сланцевой
залежи
применена многоминеральная объёмная модель.
8. Методом схождения построены структурные карты кровли и
подошвы изучаемых пластов.
9. В трёхмерной цифровой модели с помощью комплекса Pеtrel
проведён подсчёт геологических запасов сланцевой залежи.
Основные защищаемые положения
1.
Разработанная
континентальных
методика
отложениях,
определения
содержащих
залежи
типов
пород
сланцевого
в
газа,
основанная на анализе статистических связей данных ГИС и литологии.
2. Установленная зависимость величины газосодержания в сланцевом
разрезе
от
наличия аномально-высокого пластового давления, которое
изменяется от 1,2 до 1,6 по отношению к гидростатическому.
3.
Разработанная
методика
прогнозирования
Сорг
в
изучаемом
сланцевом разрезе, основанная на нормировании данных ГИС (АК, НК, ГГМп и данных электрического сопротивления).
11
4. Установлено соотношение типов насыщения пород природным газом
в сланцевой залежи. В разрезе преобладает адсорбционный газ (больше 70%)
по сравнению со свободным (10%-20%) и растворённым газом (10%-20%).
Подсчитанные запасы сланцевого газа в изучаемом регионе составляют
7,5136×1012 м3 в пласте С7, 2,1248×1012 м3 в верхней части пласта С9.
Благодарность.
Автор признателен своему научному руководителю, доктору геологоминералогических наук, профессору Александру Вячеславовичу Лобусеву за
поддержку, ценные советы, возможность совместной работы. За большое
внимание к работе и поддержку на всех этапах её выполнение
автор
признателен кандидату технических наук, доценту Михаилу Александровичу
Лобусеву и кандидату геолого-минералогических наук, доценту Людмиле
Вадимовне Милосердовой.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Глава 1. «Общие сведения о бассейне и районе исследования»
Бассейн Ордос, также известный как ШаньГаньНин - наложенный
бассейн, сформированный на фундаменте северного китайского кратона. В
геологическом отношении Бассейн Ордос самый древний и имеет самую
длинную историю эволюции в Китае. В соответствии с действующей
тектонической
схемой,
строением
фундамента,
тектоническими
особенностями осадочного чехла, можно разделить Бассейн Ордос на 6
тектонических элементов первого порядка: поднятие Имэн, поднятие Вэпей,
складчатая зона Цзинси, склон Шаньпей, депрессия Тяньхуань, западная зона
надвига (рисунок 1).
С регион (район исследований) расположен на востоке склона Шаньпей
Бассейна Ордос. Региональная структура района исследования представляет
собой моноклиналь. Угол падения пластов менее 1°, средний градиент склона
равен 7-8 м/км. Внутренняя тектоника очень проста и однородна, только
локально развит структурный нос с небольшой амплитудой, образованный в
результате дифференциального уплотнения.
12
Яньань
Яньчан
Фусянь
ГРАНИЦА
БАССЕЙНА
НАЗВАНИЕ
МЕСТА
СТРУКТУРНАЯ ЗОНА
ВТОРОГО ПОРЯДКА
РАЙОН
ИССЛЕДОВАНИЯ
Рисунок. 1. Бассейн Ордос и район исследования
Глава 2. «Литолого-стратиграфическое исследование»
Литологическое и стратиграфическое описание разреза дано по
результатам анализа данных глубокого бурения, в том числе и данных выноса
керна и данных описания шлама. Расчленение разреза основано на
региональных
стратиграфических
схемах,
основанных
на
данных
месторождения Яньчан.
В
геологическом разрезе
выделяются
два
структурных
этажа:
фундамент, сложенный породами нерасчленённой архейской эратемы и
протерозойской эратемы, перекрытый осадочными породами палеозойской,
мезозойской и кайнозойской эратем. Средняя мощность осадочного чехла
Бассейна Ордос составляет 5000 м. В разрезе чехла регионально отсутствуют
породы силурийской, девонской систем и нижнего отдела каменноугольной
системы.
Верхний отдел триасовой системы представлен С свитой. С свита
представлена 10 пластами, С1-С10, среди которых, целевыми объектами
исследования являются пласты С7 и верхняя часть пласта С9.
Толщина пласта С7 равна 100-120 м. Отложения пласта С7
представлены чередованием тёмного аргиллита, аргиллита, глинистого
13
алевролита, нефтяного сланца. Отложения в верхней части пласта С7 на
рассматриваемой территории представлены чередованием алевролита и
мелкозернистых песчаников, существенно преобладает мелкозернистый
песчаник. Отложения в средней и нижней частях пласта С7 представлены
чёрным сланцем, аргиллитом, алевролитовым аргиллитом, существенно
преобладает чёрный нефтяной сланец.
Толщина пласта С9 равна 100-134 м. Породы пласта С9 в основном
представлены чёрными аргиллитами, песчаными аргиллитами с серым
мелкозернистым песчаником. В верхней части пласта С9 развит нефтяной
сланец, известный как Лицяпанский. Характеристика сланца верхней части
пласта С9 очень похожа на характеристику сланца в средней и в нижней
частях пласта С7.
В районе исследования литологическое и стратиграфическое описание
разреза дано по результатам описания шлама. Но в процессе работы было
обнаружено,
что
в
некоторых
скважинах,
литологическая
колонка,
полученная способом описания шлама, не совпадает с литологической
колонкой, полученной по керну.
По данным керна было выделено 4 типа породы: чёрный сланец, богат
ОВ, серый алевролит, аргиллит, мелкозернистый песчаник. С помощью
ящика с усами, геостатистическим методом проанализирована связь между
данными ГИС (АК, ГГМ-п, ГМ, глиносодержания) и литологией. Сначала
можно с помощью АК (>100,69 мкс/м), ЭС (>100 Ом) или ГГМ-п(<2,5 г/см3)
определить сланец в разрезе. Аргиллит обладает сравнительно высоким
показанием метода ГМ (>125 API) и глиносодержания(>40%). А песчаник
обладает сравнительно низким показанием метода ГМ(<108 API) и
глиносодержания(<28%). Таким образом, можно тремя этапами определить
разные типы пород в длинном сланцевом разрезе.
При использовании такой количественной связи хорошо определяются
разные типы пород данного региона. Например, в скважине N (рисунок. 2), до
исправления, способом описания шлама с глубины 1390 м по глубину 1404 м
14
определены как сланцы. А после исправления заметили, что в разрезе
существуют прослои.
Рисунок. 2. Пример определения типов пород в длинном сланцевом разрезе в скважине N
Глава 3. «Детальная межскважинная корреляция сланцевых
разрезов»
Корреляция разрезов скважин - это один из многих важнейших задач
для геологов. В С регионе Бассейна Ордос детальная корреляция проводится
в данном проекте в основном в нижней части верхнего отдела триаса.
Отложения А и Б не только служат региональными реперами, но и целевыми
объектами для исследования сланцевого газа (рисунок.3).
Рисунок. 3. Региональные реперы (скв. B)
Отложения А и Б представляют себя сланцевые отложения. По
15
литологии, отложения А и Б представлены неравномерным чередованием
чёрных сланцев с аргиллитом и алевролитом, чёрный сланец господствует
(более 90%). Мощность отложений А примерно равна 60-80 м, а мощность
отложений Б примерно равна 20-30 м. Нефтеносность и газоносность этих
отложений уже доказана. Геофизические характеристики этих отложений
очевидны.
Результат детальной корреляции показывает, что толщина чёрного
сланца А и Б по направлению с северо-запада на юго-восток изменяется не
сильно, примерно параллельно. А по направлению с северо-востока на югозапад толщина чёрного сланца А и Б увеличивается. Береговая линия озера
направлена примерно с северо-запада на юго-восток. По направлению
северо-востока на юго-запад глубина озера увеличивается.
Глава 4. «Литолого-фациальный анализ»
С целью восстановления обстановок осадконакопления проведён
фациальный анализ. В стадии осадконакопления С9, большая часть
территории изучаемого региона находится в мелководной озёрной фации. В
стадии осадконакопления С7-3, часть изучаемого региона находится в
полуглубокой озёрной фации, часть находится в глубокой озёрной фации.
Тогда береговая линия озера была направлена с северо-запада на юго-восток.
В стадии осадконакопления С7-2 (рисунок. 4), большая часть изучаемого
региона находилась в полуглубокой озёрной фации. По сравнению со стадией
С7-3, береговая линия озера перемещалась в сторону юго-запада. Это значит,
что с С7-3 на С7-2 случилась регрессия озера, в результате чего, береговая
линия озера двигалась в сторону юго-запад.
16
Рисунок. 4. Фазовая зональность во время С7-2
Глава 5. «Энергетическая характеристика залежей сланцевого газа»
Пластовое давление и геостатическое давление являются важнейшими
параметрами при проектировании ГРП сланцевого коллектора. Плюс к этому,
содержание адсорбционного газа, который преобладает в залежи сланцевого
газа (больше 70%), является функцией от температуры и давления.
Ранее в С регионе в целевых пластах прогнозировалось аномальное
низкое пластовое давление (АНПД). Но с помощью данных бурения отмечено,
что в целевых пластах время проходки бурения значительно сокращается.
Методом DC индекса тоже доказано, что в целевых пластах существует
недоуплотнение. Таким образом было доказано наличие аномально-высокого
пластового давления (АВПД).
Новизна при прогнозировании геостатического давления заключается в
том, что методом трёх точек, методом Gardner, нейронным методом
синтезирована верхняя часть кривой ГГМ-п, которая отсутствует во всех
скважинах.
После
этого,
для
прогнозирования
пластового
давления
применяется Eaton метод (наиболее широко используемый метод для
прогнозирования порового давления в мире). Впервые с помощью
эксперимента
аргиллита.
построена
трендовая
линия
нормального
уплотнения
17
С помощью проведённых исследований было доказано существование
аномально-высокое пластовое давление в целевых пластах (С7 и в верхней
части пласта С9), которое изменяется от 1,2 до 1,6 по отношению к
гидростатическому (рисунок. 5).
Рисунок. 5. Корреляция скважин по прогнозированному пластовому давлению
Пластовая температура пласта С7 изменяется с 50
С9, пластовая температура изменяется с 56
по 55 , а в пласте
по 64 .
Глава 6. «Геохимические исследования органического вещества
сланцевого коллектора»
В
исследовании
сланцевого
газа,
сланец
не
только
является
коллектором для сланцевого газа, но и является нефтематеринской свитой для
сланцевого газа. Органическое вещество (ОВ) является важнейшим
генератором углеводородов в осадочных бассейнах. Многочисленными
исследованиями уже доказали, что в залежи сланцевого газа адсорбционный
газ основно адсорбируется на органическом веществе. Исследования
органического вещество включают в себя основно три аспекта: 1)
термическая зрелость органического вещества; 2) генетические типы
органического вещества; 3) содержание органического вещества.
Отражательная
параметром,
способность
характеризующим
витринита
зрелость
является
органического
наилучшем
вещества.
С
помощью анализа 26 образцов из 7 скважин было определено, что
коэффициент отражательной способности витринита (Ro) сланцевого
18
коллектора С7 изменяется в диапазоне 0,82% -1,12%. На основе анализа 19
образцов из 6 скважин было определено, что коэффициент отражательной
способности витринита (Ro) сланцевого коллектора С9 изменяется по
диапазону 0,85% -1,12%. Нефтегазоматеринская свита находится в стадии
начала катагенеза. Сланец не только образует сланцевый газ но и нефть.
Генетические типы ОВ определяются на основе углепетрографической
и химической характеристики керогена. В пластах С7 и С9 преобладают
и II 2 типы кероген, существует и часть
II1
I типа керогена.
По полученным данным анализа пиролиза, сделана гистограмма
распределения содержания углерода органического происхождения в разных
пластах в изучаемом регионе (рисунок. 6.1). Сорг изменяется в широком
диапазоне (0% - 8%), и в основном изменяется с 3,5% по 7%. В слое С7-2,
распределение Сорг примерно нормально, главная зона изменения—3,5%-6%,
сравнительно ниже чем в слое С7-3 (4% - 8%) и в верхней части пласта С9 (4%
- 8%).
Рисунок. 6.1. Распределение Сорг в целевых пластах
Чтобы увеличивать вертикальную разрешающую способность оценки
Сорг, снизить расходы на анализ содержания органического вещества, метод
19
△LogR применяется для прогнозирования Сорг в целевых пластах.
Разработано 3 местные модели (АК-ЭС, ГГМ-п-ЭС, НК-ЭС) для
прогнозирования Сорг. Методом линейной регрессии были сравнены разные
модели и доказано, что модель АК-ЭС наиболее эффективна (рисунок. 6.2).
Рисунок. 6.2. Результат оценки Сорг после коррекции
Для того чтобы одна модель эффективна применялась во всех
скважинах, методом гистограммы и методом среднего значения было
проведено нормирование данных ГИС. В результате чего было доказано, что
данные ГИС не точны, и существенно была повышена эффективность
прогнозирования Сорг в районе исследования.
Глава 7. «Геофизические исследования для определения параметров
сланцевого коллектора»
При подсчёте запасов широко используются геофизические методы
определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения. Геофизическая
оценка коллекторских свойств начинается с оценки содержания глины.
20
На основе полученных данных ренгенодифракционного анализа, было
проведено превращение данных из массового процента в объёмный процент,
в результате чего была повышена точность
данных анализа содержания
глины. Интерпретация содержания глины в пласте была проведена с
помощью данных ГК и с помощью опытной палетки Шлюмбердже (ГГМ-п с
АК). По статистике, содержание глины в пластах С7>C9>C8, среднее
значение содержания глины в пласте С7 составляет 53,09%, среднее значение
содержания глины С9 составляет 43,68%. В пласте С7, содержание глины в
слоях С7-3>С7-2>С7-1, среди которых в слое С7-3 содержание глины может
достигнуть 58%. Можно сделать прогноз, что при проведении ГРП будет
проблема с таким высоким содержанием глины.
В исследовании сланцевого коллектора С региона, лабораторные
работы анализа пористости и проницаемости проводятся с помощью
аппарата PDP-200 в Лаборатории о исследовании фильтрационных свойств
коллектора в Ланфан исследовательском центре Китайской Нефтяной
Компании. В итоге были проанализированы примерно 150 образцов из 20
скважин. Следует, что проницаемость сланцев очень низка, изменяется от
0,000198 мД по 0,0259 мД, а эффективная пористость не свыше 5%.
После коррекции данных ГГМ-п начинается интерпретация пористости
с помощью данных ГГМ-п. Было построена модель пористости, в которой
эффективная пористость включает в себя: эффективную пористость в
минеральной части, эффективную пористость в ОВ. Эффективная пористость
получена
тремя
этапами:
вычисление
общей
пористости
методом
интерпретации данных ГГМ-п, вычитание влияния от ОВ, вычитание
влияния от глины. А эффективная пористость в ОВ определена с помощью
сканирующего
электронного
микроскопа.
Результаты
интерпретации
пористости хорошо совпадают с результатами лабораторного анализа, модель
пористости эффективна. Эффективная пористость в минеральной части в
песчаных или алевролитовых коллекторах (2%-10%) выше, чем в сланцевых
пластах (меньше 3%), а эффективная пористость в ОВ примерно равна 3%.
21
Для интерпретации водонасыщенности сланцевого коллектора была
применена формула Simandoux, в которую включает влияние от глины и ОВ.
Результаты интерпретации имеют следующие рациональности (рисунок. 7.1):
Во-первых, из-за того, что образованная нефть и газ в основном
остаются на месте, в соседних породах, состоящих в основном из песчаника
и алевролита, коэффициент водонасыщенности примерно равен 1, значит УВ
в порах нет. Эта соответствует природе залежи сланцевого газа.
Во-вторых, где Сорг высоко и образовались нефть и газ, коэффициент
водонасыщенности значительно
уменьшается, особенно
в изучаемых
коллекторах сланцевого газа, коэффициент водонасыщенности примерно 30%.
Значит в порах существует значительный объём углеводородов.
В-третьих, данная модель годится не только для интерпретации
сланцевого коллектора, но и для традиционных пластов.
Рисунок. 7.1. Интерпретация Кв на примере скв. L
В интерпретации нефтенасыщенности, экспоненциальной регрессией
была создана связь между Сорг и S1 (результат пиролиза) для каждого пласта
(рисунок 7.2).
22
Рисунок. 7.2. Экспоненциальная регрессия между Сорг и S1 на примере слоя С7-2
Результаты показывают, что регионально в сланцевом коллекторе
существуют и нефть, и газ. В пластах (С7-2, С7-3, верхняя часть пласта С9),
коэффициент водонасыщенности изменяется с 10% по 60%, среднее
значение—30%. Коэффициент нефтенасыщенности изменяется с 25% по 60%,
среднее значение—50%. Коэффициент газонасыщенности изменяется с 10%
по 30%, среднее значение—20%.
Глава 8. «Оценка газосодержания и подсчёт запасов сланцевой
залежи»
Сланцевый газ в изучаемой залежи присутствует под землёй в трёх
видах — в адсорбционном, в растворённом и в свободном.
Содержание адсорбционного газа зависит от температуры, пластового
давления, Сорг и так далее. Существует местная модель прогнозирования
содержания адсорбционного газа, которая разработана Ji(2014). На основе
своего прогнозирования Сорг и пластового давления было оценено
содержание адсорбционного газа. Результат соответствует результатам
анализа методом изотерм Ленгмюра.
При оценке содержания растворённого газа в нефти важно, что
определить растворимость. С помощью эмпирической формулы Vazquez(1980)
была определена формула вычисления растворимости в целевых пластах. А
содержание свободного газа определяется объёмным методом, как в
исследовании традиционного ресурсов.
Результаты показывают, что адсорбционный газ в сланцевой залежи
23
преобладает, в слоях С7-2, С7-3 (10 м3/м3-19 м3/м3) выше, чем в верхней части
пласта С9 (6 м3/м3-14 м3/м3), занимая 70%-80% общего газосодержания.
Свободный газ в слоях С7-2, С7-3 (0,5 м3/м3-4 м3/м3) меньше, чем в верхней
части пласта С9 (1,5 м3/м3-5 м3/м3), занимая 10%-20% общего газосодержания.
Растворённый газ в слоях С7-2, С7-3 (0,175 м3/м3-12,5 м3/м3) больше, чем в
верхней части пласта С9 (1,25 м3/м3-2 м3/м3), занимая 10%-20% общего
газосодержания.
Методом десорбции было доказано, что модель прогнозирования
газосодержания эффективна.
Построение трёхмерной геологической модели С региона и подсчёт
запасов сланцевого газа выполняются с применением программного
комплекса Petrel. Куб газосодержания пласта С7 (рисунок. 8.1) показывает,
что газосодержание по площади изменяется незначительно, но по вертикали
изменяется явно и закономерно. Максимальное значение газосодержания
находится в нижней части пласта С7, где куб имеет жёлтый и зелёный цвет. В
верхней части пласта С7 мало сланцевого газа. В пласте С7, сланцевый газ
основно существует в серединной и нижней части.
Рисунок. 8.1. Трёхмерная модель газосодержания пласта C7
В пласте С9, сланцевый газ только богат в верхней части, где куб
газосодержания имеет зелёный и жёлтый цвет (рисунок. 8.2).
24
Рисунок. 8.2. Трёхмерная модель газосодержания пласта C9
Запасы сланцевого газа пласта С7 составляют 7,5136×1012м3, а запасы
сланцевого газа верхней части пласта С9 составляют 2,1248 × 1012м3.
Перспективным регионом для разведки и разработки залежей сланцевого газа
является юго-западный часть С региона, где толщина сланцев толще всего.
Заключение
Диссертационная работа состоит из введения, восьми глав, заключения
и библиографического списка использованной литературы. Общий объём
работы составляет 142 страниц и включает 76 рисунков. Результаты
проведённых исследований позволяют сделать следующие основные выводы:
1. Разработанная методика эффективна для определения типов пород в
континентальных
отложениях,
содержащих
залежи
сланцевого
газа,
основанная на анализе статистических связей данных ГИС и литологии.
2. В целевых пластах существует аномально-высокое пластовое
давление,
которое
изменяется
от
1,2
до
1,6
по
отношению
к
гидростатическому.
3. Отражательная способность витринита изменяется от 0,82% по
1,12%, господствуют керогены первого и второго типа, Сорг больше 4% в
исследованных пластах, имеет огромный потенциал для генерации УВ.
4. Разработанная модель АК-ЭС наиболее эффективно применена для
прогнозирования Сорг в целевых пластах.
25
5. Нормирование данных ГИС позволяет эффективно повысить
точность прогнозирования Сорг.
6. Содержание глины в целевых пластах высоко (в С7—53,09%, в С9—
43,68%), в результате чего при проведении ГРП будет проблема.
7. По сравнению с формулой Archie, модель Simandoux эффективнее
для интерпретации водонасыщенности в сланцевых коллекторах.
8. Геологические запасы пласта С7 составляют 7,5136 × 1012м3, а
геологические запасы верхней части пласта С9 составляют 2,1248×1012м3.
Перспективным регионом для разведки и разработки залежей сланцевого газа
является юго-западный часть С региона, где толщина сланцев толще всего.
9. В дальнейшем исследовании нужно проводиться геомеханическая
оценка сланцевого коллектора для проектирования ГРП.
По теме диссертации опубликованы следующие работы:
1. М.А.Лобусев, Сон Зэчжан, Дзянг Дженсюэ. Прогнозирование
пластового давления в глинисто-сланцевых коллекторах на примере региона
С в Бассейне Ордос//Территория «НЕФТЕГАЗ». 2015.No 8. C. 20-28
2.
М.А.Лобусев,
эффективности
Сон
Зэчжан,
прогнозирования
Jiang
содержания
Zhenxue.
Повышение
природного
газа
в
континентальных сланцевых породах на примере Бассейна Ордос// «Газовая
промышленность». 2016.No 2.C.10-20
3. SONG Zezhang, JIANG Zhenxue, YUAN Yuan, et al. Facies-controlling
log curve normalization and its application: a case study of TOC evaluation of
lacustrine shale formation of Yangchang series in Xiasiwan district of Ordos
basin[J].Journal of China University of Mining and Technology. 2016,02:1-9.
4. Song Zezhang, Lobusev A.V., Jiang Zhenxue.—The importance of facies
control for normalization in exploration of shale gas—a case study in Erdos
basin.—Тезисы
докладов
69-й
Международной
молодёжной
научной
конференции «Нефть и газ—2015» г. Москва. 2015(04).
5.
SONG
Zezhang,
А.В.Лобусев,
JIANG
Zhenxue.—Оценка
газосодержания сланцевого коллектора на примере С региона в Бассейне
26
Ордос.—Тезисы докладов 11-й Всероссийской конференции молодых учёных,
специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» г.
Москва. 2015(10).
6.
SONG
Zezhang,
А.В.Лобусев,
JIANG
Zhenxue.—Quantitative
evaluation of porosity in low-mature shale gas formation—a case study of C region
in Ordos basin—Тезисы докладов 7-й Международного Молодёжного научнопрактического Конгресса «Нефтегазовые горизонты» («Oil and Gas Horizons»)
г. Москва. 2015(11).
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа