CC BY
11
Ключевые слова:
метан угольных пластов,
геомеханическое
моделирование,
напряженно-
деформированное
состояние,
геофизические
исследования
скважин,
гидродинамические
исследования
скважин,
керновый материал.
УДК 622.324.5
Особенности исследования пластовых систем метаноугольных месторождений Кузбасса
А.Г. Шевцов
ООО «Газпром добыча Кузнецк», Российская Федерация, 650000, Кемеровская обл. - Кузбасс, г. Кемерово, пр. Советский, д. 32, пом. 46 E-mail: [email protected]
Тезисы. Представлены особенности исследования пластовых систем метаноугольных месторождений Кузбасса в пределах лицензионного участка ООО «Газпром добыча Кузнецк». Отмечены актуальные проблемы специальных исследований кернового материала угольных пластов, заключающиеся в нестабильной трещиноватой структуре угля, а также необходимости определения коэффициента пороупругости Био для продуктивных угольных пластов. Подчеркнута необходимость проведения геомеханического моделирования для исследования напряженно-деформированного состояния углепородных массивов и оценки его влияния на частоту и степень раскрытия кливажа, а также проницаемости продуктивных угольных пластов разрабатываемых месторождений.
Форма нахождения метана в угольных пластах, а именно связанное состояние, при котором газ сорбирован в микропорах угля [1, 2], диктует подходы не только к его извлечению, но и к исследованию пластовых систем метаноугольных месторождений. В связи с тем что основное движение флюидов в угольных пластах происходит по системе трещин [2], именно их частота и степень раскрытия определяют наиболее важный параметр, обусловливающий возможность извлечения десорбированного газа из угольного пласта, - его проницаемость. Анализ эндогенной трещиноватости угля является крайне важной геологической задачей и начинается непосредственно с исследования кернового материала.
В структурных и поисково-оценочных метаноугольных скважинах отбор керна производится колонковым снарядом на всю глубину скважины, а в разведочных скважинах - только в продуктивных интервалах. Первичное описание полученного угольного керна позволяет выделить преимущественные направления трещин относительно оси скважины, а также оценить характер угольного вещества. Петрографический анализ проб угольного керна позволяет провести оценку развитости эндогенной трещиноватости и прогнозной проницаемости угольных пластов. Так, кливаж наиболее развит в витринитовых углях [3], при этом, как правило, чем больше глубина угольного пласта, тем выше в нем содержание витринита и, соответственно, выше его прогнозная проницаемость.
На рис. 1 представлен пример кернового материала, отобранного в интервале мощного угольного пласта 73-72 из разведочной скважины Нарыкско-Осташкинского метаноугольного месторождения Кузбасса. На керне четко прослеживаются эндогенные трещины (как на срезе, так и параллельно оси керна). Визуальный анализ также показывает, что уголь является витринитовым, средних стадий метаморфизма, что должно благоприятно сказываться на его фильтрационных характеристиках. Результаты петрографического анализа подтверждают первичную оценку. Тем не менее количественная оценка проницаемости возможна только по результатам гидродинамических исследований скважин (ГДИС).
До глубины 700 м для проведения ГДИС в метаноугольных скважинах используются испытатели пластов на трубах путем вызова притока пластовых вод после создания умеренных значений депрессии и регистрации кривой восстановления давления. На глубинах более 700 м применяется метод падения давления - инжект-тест, основанный на закачке технологической воды в угольный пласт в течение
определенного периода времени, после чего устье скважины закрывается и производится запись кривой падения давления.
Оба метода количественного определения проницаемости были также использованы на скважинах Нарыкско-Осташкинского месторождения Кузбасса. Полученные в результате проведения ГДИС данные представлены на рис. 2. На графике видно, что до глубины 600 м проницаемость снижается с глубиной, на глубине 675 м - является максимальной, а с дальнейшим увеличением глубины
Рис. 1. Полноразмерный керн угольного пласта 73-72, отобранный в пределах Нарыкско-Осташкинского метаноугольного месторождения, с выделением направлений развития кливажа
О 30
2
3 25
я «
о С
« 20
£ О
§ 15
и я
110
[29,0
19,7 21,2
11,0 13,0 43,6
' 7,4
2 2
2
оо
00
Глубина кровли угольного пласта, м
Рис. 2. Зависимость проницаемости
угольного пласта 73-72 от глубины залегания в пределах Нарыкско-Осташкинского месторождения Кузбасса
залегания наблюдается рост проницаемости. С учетом того, что минеральный и петрографический составы в пробах исследуемого угольного пласта изменяются незначительно, в условиях возрастания глубин залегания такое изменение проницаемости в скважинах, очевидно, свидетельствует о влиянии действующих в массиве напряжений. Подтверждением указанного вывода являются данные последних промысловых исследований на метаноуголь-ных месторождениях Австралии [4], которые показали, что притоки газа на глубинах более 1150 м соответствуют промышленным притокам газа на гораздо меньших глубинах - от 400 до 600 м.
Для определения напряженно-деформированного состояния (НДС), действующего в угольных пластах, как и в случае традиционных месторождений, широко используется одномерное геомеханическое моделирование. Результатом определения НДС являются значения главных напряжений (геостатическое, минимальное и максимальное горизонтальные напряжения) вдоль ствола скважины, рассчитанные по данным каротажей и исследований керна.
Для вычисления горизонтальных напряжений требуются значения статических (определяемых на керне) физико-механических свойств керна - модуля Юнга и коэффициента Пуассона, а также коэффициента пороупру-гости Био. В связи с нестабильностью угольного керна наблюдается недостаток указанных данных. В настоящее время керновый материал метаноугольных месторождений
Рис. 3. Применяемые при исследовании физико-механических свойств угольного керна методы борьбы с нестабильностью материала: восстановление торцов (слева) и компенсация бокового распора (справа)
5
Рис. 4. Пример анализа направлений развития кливажа угольных пластов в пределах Нарыкско-Осташкинского месторождения: схема Кузнецкого угольного бассейна с обозначением лицензионного участка ООО «Газпром добыча Кузнецк» и линеаментов (слева) и схема месторождения с обозначением разрывных нарушений
и направлений кливажа (справа)
Кузбасса направляется в Тюменский центр исследования пластовых систем (керн и флюиды) ООО «Газпром ВНИИГАЗ», где уже используются различные методы получения кондиционных данных при прочностных испытаниях угольного керна - восстановление нарушенных торцов и компенсация бокового распора угольного керна [5, 6] (рис. 3).
Анализ тектоники региона и месторождения, геоморфологический анализ и анализ данных кросс-дипольного каротажа и сейсмического профилирования позволяют определить наиболее вероятное направление максимального напряжения, вдоль которого в угле распространяется кливаж. Задача на текущий момент для ООО «Газпром добыча Кузнецк» новая, но перспективная, так как позволяет оптимизировать конструкции скважин, в особенности многозабойных. На рис. 4 представлен пример анализа направленности кливажа угольных пластов в пределах Нарыкско-Осташкинского месторождения.
***
Подводя итог, можно сделать следующие выводы. Угольный коллектор как нетрадиционный источник газа значительно отличается от традиционных коллекторов и требует тщательного изучения пластовых систем. Пористость угольных пластов минимальна и не является проводящей, движение флюидов в угольных пластах осуществляется преимущественно в эндогенных трещинах. Проницаемость угольных пластов в значительной степени зависит от действующего в массиве НДС, которое изучается методами геомеханики. Для уточнения результатов одномерного геомеханического моделирования и определения главных напряжений, действующих в целевых угольных пластах, необходимо и далее повышать эффективность работ с нестабильным угольным керном и провести исследования в области определения коэффициента по-роупругости Био для метаноугольных месторождений Кузбасса.
Список литературы
1. Rogers R.E. Coal bed methane: Principles and practices / R.E. Rogers, K. Ramurthy, G. Rodvelt, et al. - Houston, TX: Halliburton Co., 2007. -504 с.
2. Al-Jubori A. Coalbed methane: clean energy for the world / Al-Jubori, A., S. Johnston, Ch. Boyer, et al. // Oilfield Review. - Лето 2009. - Т. 21. -№ 2. - С. 4-17.
3. Аммосов И.И. Трещиноватость углей /
5. Gray I. Mechanical properties of coal measure rocks containing fluids at pressure / I. Gray, X. Zhao, L. Liu // Coal Operators Conference. 2018. - C. 195-204.
И.И. Аммосов, И.В. Еремин. -
М.: Изд. Академии наук СССР, 1960.
4. Quarterly activities report // State Gas
Limited: [сайт]. - https://stategas.com/wp/
wp-content/uploads/2021/07/2021-Q4-Qtrly-
Reports_30-July-2021.pdf
6. Kumar H. Experimental evaluation of geo-mechanical properties of coal using sonic wave velocity / H. Kumar, S. Mishra, K. Mishra // International Conference on AABES. - 2015. -C. 41-45.
Research specifics of bedded systems belonging to coalbed methane fields in Kuzbass
A.G. Shevtsov
Gazprom dobycha Kuznetsk LLC, off. 46, Bld. 32, prospect Sovetskiy, Kemerovo, Kemerovo region - Kuzbass, 650000, Russian Federation E-mail: [email protected]
Abstract. The paper presents the special features of studying the bedded systems at the Kuzbass coalbed methane fields within the framework of the Gazprom dobycha Kuznetsk LLC licensed site. The topical problems of the special core material testing of the coal seams are highlighted, namely these are the unsteady fracture pattern of coal, and the need to determine Biot poroelasticity coefficient for the productive deposits. Author notes the necessity of geomechanical modelling to investigate the stress-strain state of coal-bearing rock massifs and to assess its effect on frequency and extent of the cleavage opening, as well as the permeability of the productive coal seams of the deposits being developed.
Keywords: coalbed methane, geomechanical modelling, stress-strain state, geophysical well logging, dynamic well testing, core material.
References
1. ROGERS, R.E., K. RAMURTHY, G. RODVELT, et al. Coal bed methane: Principles and practices. Houston, TX: Halliburton Co., 2007.
2. AL-JUBORI, A., S. JOHNSTON, Ch. BOYER, et al. Coalbed methane: clean energy for the world. Oilfield Review. Summer 2009, vol. 21, no. 2, pp. 4-17, ISSN 0923-1730.
3. AMMOSOV, I.I., I.V. YEREMIN. Fracture porosity of coals [Treshchinovatost ugley]. Moscow: AN SSSR, 1960. (Russ.).
4. Quarterly activities report. In: State Gas Limited [online]. Available from: https://stategas.com/wp/ wp-content/uploads/2021/07/2021-Q4-Qtrly-Reports_30-July-2021.pdf
5. GRAY, I., X. ZHAO, L. LIU. Mechanical properties of coal measure rocks containing fluids at pressure. In: Coal Operators Conference, 2018, pp. 195-204.
6. KUMAR, H., S. MISHRA, K. MISHRA. Experimental evaluation of geo-mechanical properties of coal using sonic wave velocity. In: International Conference on AABES, 2015, pp. 41-45.
