CC BY
0Науки о земле
УДК 550.832:550.8.011
к.г.-м.н. Иванов Л. А., Туманов В. В., к.г.-м.н. Савченко А. В.
(РАНИМИ, г. Донецк, ДНР, ivanov.donetsk@mail.ru)
ОЦЕНКА ГАЗОНОСНОСТИ УГЛЕВМЕЩАЮЩИХ ПОРОД ПО СВОБОДНОМУ ГАЗУ В УСЛОВИЯХ ДЕФИЦИТА ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
На основе данных угольной геофизики и петрофизики разработан способ определения газоносности угленосных пород по свободному газу, в котором удельное электрическое сопротивление газоносного пласта определяется по данным каротажа скважин, а коэффициент открытой пористости и удельное электрическое сопротивление того же пласта в водонасыщенном состоянии — по петрофизическим данным.
Ключевые слова: газоносность, углевмещающие породы, геофизические методы.
Введение. Изучение газоносности угле-вмещающих пород является актуальным вопросом, поскольку с ним связано решение проблем безопасной добычи угля и определения условий попутной добычи метана на угольных месторождениях.
Согласно инструкции [1], рекомендуется использование прямого метода определения газоносности при помощи газокер-нонаборников (ГКН), но лишь при условии, что породы характеризуются малой скоростью газоотдачи. Из-за невыполнения данного условия прямой метод определения газоносности пород практически не используется. Для этого применяется косвенный метод.
В РАНИМИ разработана геолого-геофизическая система оценки газоносности углевмещающих пород. В ней выделяются две составляющие газоносности, соответствующие свободной и сорбированной форме нахождения газа.
Свободная форма газа распространена преимущественно в высокопористых песчаниках и алевролитах. Они залегают на месторождениях углей начальных стадий метаморфизма (1Д-4Ж) углей.
Газоносность по свободному газу определяется по газоемкости, приведенной к пластовым условиям залегания породы. Для расчета используется следующая формула:
Х — К
п.свб ~ пэф
Р Т а
пл пл ^ (1)
Р Т а '
А п -«-л л
где Хп.свб — газоносность вмещающих пород по свободному газу, м3/м3;
Кпэф — коэффициент эффективной пористости, отн. ед.;
Рпл — пластовое давление, МПа; Ро — атмосферное давление у устья скважин в период отбора проб, МПа; Тпл — пластовая температура, К; То — стандартная температура (293 К); а — поправка на отклонение реальных газов от закона Бойля-Мариотта при пластовом давлении, отн. ед;
ао — поправка на отклонение реальных газов от закона Бойля — Мариотта при атмосферном давлении у устья скважины, отн. ед.
Оценка газоносности пород по свободному газу сводится к определению расчетных параметров, входящих в выражение (1). Данные параметры определяются двумя видами методов: лабораторными и геофизическими исследованиями скважин (ГИС). Первые методы позволяют получить точечную характеристику геологического разреза в местах отбора проб. Вторые методы раскрывают непрерывную картину изменения газоносности по разрезу скважины в условиях естественного залегания пород, что дает наиболее реали-
ISSN 2077-1738. Сборник научных трудов ДонГТИ 2021. № 23 (66)
Науки о земле
стичное представление о газоносности исследуемого месторождения.
Определение газоносности является основной задачей изучения нефтегазовых месторождений. Для ее решения используется соответствующий комплекс методов ГИС. Поэтому было бы целесообразно позаимствовать геофизические технологии нефтегазовой геологии. Однако такой подход является нереальным, поскольку угольные месторождения исследуются иным комплексом ГИС, не позволяющим в рядовых разведочных скважинах непосредственно по геофизическим данным определить газоносность пород.
Из всех геофизических параметров, измеряемых в углеразведочных скважинах, особо выделяется удельное электрическое сопротивление пород. Оно определяется во всех рядовых скважинах и реагирует на изменение газоносности пород. Однако его использованию препятствует отсутствие возможности получить опорное значение данного параметра, соответствующее водонасыщенно-му состоянию исследуемого газоносного пласта. Поэтому проблема оценки газоносности пород на угольных месторождениях непосредственно по данным ГИС заключается в дефиците геофизических параметров.
Цель исследования — обосновать способ преодоления дефицита геофизических параметров, необходимых для определения газоносности на угольных месторождениях, на основе определения удельного электрического сопротивления пласта в водонасыщенном состоянии по петрофи-зическим характеристикам исследуемого газоносного пласта.
Изложение основного материала. Определение газоносности пород предполагает использование петрофизических связей, необходимых для определения коэффициента эффективной пористости пород и его расчетных параметров.
Коэффициент эффективной пористости рассчитывается по формуле
Кпэф = Кпо • kг , (2)
где Кпэф — коэффициент эффективной пористости, отн. ед.;
Кпо — коэффициент открытой пористости, отн. ед.;
kг — коэффициент газонасыщенности пород, отн. ед.
Из формулы (2) следует необходимость в нахождении параметров Кпо и ^. Параметр Кпо определяется лабораторными и геофизическими методами, либо по его тесной связи с коэффициентом общей пористости (Кп)
Кпо = а • Кп + Ъ, (3)
где а и Ъ — эмпирические коэффициенты.
Коэффициент ^ выражается через коэффициент водонасыщенности (кВ), от которого зависит электропроводность породы
кг = (1 - К ). (4)
Коэффициент ^ определяется на основе использования зависимости Арчи — Дах-нова для параметра насыщения (Рн )
Рн = а • Г-П, (5)
Рн = —, (6)
Реп
где а, п — эмпирические коэффициенты, зависящие от типа породы и определяемые лабораторным путем;
Ргп — удельное электрическое сопротивление газоносного пласта, Омм;
Реп — удельное электрическое сопротивление того же пласта в водонасыщен-ном состоянии Омм.
Рассмотрим возможности определения расчетных параметров на угольных месторождениях.
Коэффициент открытой пористости. Параметр Кпо определяется лабораторным или акустическим методом ГИС. Последний применяется лишь в некоторых разведочных скважинах. Предпочтительным является петрофизический подход, базирующийся на определении параметра
Науки о земле
Кпо по его тесной связи с параметром Кп. Выбор данного подхода объясняется тем, что по параметру Кп выполнены детальные петрофизические исследования. Очень важно, что в результате этих исследований установлены закономерности изменения пористости, обусловленные первичными (генетическими) и вторичными (эпигенетическими) факторами. Также создана геолого-геофизическая методика определения параметра Кп в числе других физико-механических свойств по результатам ГИС [2, 3]. Данное обстоятельство позволяет получить детальную картину изменения параметра Кпо по разрезу скважины на основе использования параметра Кп.
Изменение параметра Кп пород с глинистым цементом обусловлено степенью катагенеза (или метаморфизма углей) и размером обломочных зерен пород (рис. 1, табл. 1). При этом показатель метаморфизма (Пм) довольно точно определяется по углехимическим и углепетрографиче-ским данным [4], размер зерен и глинистый цемент пород — по данным ГИС [5]. Поэтому параметр Кп исследуемого слоя породы с достаточной точностью определяется по показателям Пм и dз.
25 20
*=10
5 О
\l
N л
\
X
50 100
Пм, усл. ед.
150
Пм — параметр метаморфизма углей; 1 — песчаник к/з; 2 — песчаник с/з; 3 — песчаник м/з; 4 — алевролит
Рисунок 1 Общая пористость обломочных пород донецкого карбона в метаморфическом ряде углей
Таблица 1 Параметр метаморфизма и стадии метаморфизма углей Донбасса
Стадия метаморфизма Параметр метаморфизма
от до
ОБД 0 20
1Д 20 40
2Г 40 60
3Г 60 80
4Ж 80 120
5К 120 150
Коэффициент газонасыщенности. Для
определения параметра ^ необходимо задать величины коэффициентов а и п в уравнении (5) и значения параметров ргп и рвп. Коэффициент а обычно принимается равным единице. Численное значение коэффициента п может изменяться от 1,73 до 4,33. Для песчано-глинистых пород чаще всего значение коэффициента п изменяется от 2,00 до 2,16 и в среднем равняется 2,08 [6].
Связь параметров Кп и Кпо показана на рисунке 2. Данная зависимость характеризуется некоторой универсальностью, допускающей определение параметра Кпо без разделения песчаников по размеру зерен ^з).
20
15
№
S 10
у =0,8 R2 341х- 0,0 = 0,9499 167 I
о
f£"uy=o, R 7616х-0, 1 = 0,752i 8175
10
15
20
К„
о песчаник д алевролит
Рисунок 2 Связь открытой пористости (Кпо) с общей пористостью (Кп) углевмещающих пород. Донецкий каменноугольный бассейн, Очеретинская глубокая скважина К-900
Науки о земле
При уменьшении пористости пород значение коэффициента п увеличится. По данным [7], вблизи северо-западной границы Донбасса в Днепровско-Донецкой впадине, где параметр Кпо песчаников среднего и верхнего карбона составляет около 4 %, коэффициент п равняется 5,2. При уменьшении размера зерен пород от песчаников до алевролитов и аргиллитов величина коэффициента п увеличивается соответственно от 5,2 до 6,9 и 9,5.
Приведенные данные свидетельствуют об увеличении коэффициента п угленосных пород с ростом катагенеза и уменьшением размера зерен пород. Однако ввиду отсутствия лабораторных данных по Донбассу значение данного коэффициента принято равным 2.
Учитывая выражения (3)-(6), получаем окончательную формулу для определения коэффициента ^ углевмещающих пород по их электрическим свойствам
\0,5
(7)
кг = 1 -
ГР Л
Увп
V Ргп у
исследуемого пласта. Использование параметра пористости приводит к значимым погрешностям, поскольку уравнение данного параметра не остается постоянным на угольном месторождении [6]. Повторные измерения и использование дополнительных геофизических методов (не включенных в основной комплекс) реализуются в редких случаях и не позволяют изучать газоносность по всем пластам и скважинам.
Предлагаемый способ определения параметра рвп по данным угольной петрофизики является решением указанной проблемы. Способ заключается в расчете параметра рвп по факторам, определяющим его изменение: типу породы, минерализации пластовых вод (Св), параметрам К и Тпл.
Связь параметра рвп с указанными факторами представлена на рисунке 3.
Чтобы воспользоваться выражением (7), необходимо получить значения параметра рвп для того же слоя породы, по которому геофизическим методом измерен параметр ргп.
Параметр рвп в нефтегазовой геофизике рекомендуется определять несколькими способами [8]:
- путем измерения данного параметра в других скважинах, расположенных за контуром газоносности;
- путем расчета данного параметра на основании проведения повторных измерения или использования дополнительных методов ГИС;
- на основе использования параметра пористости и удельного электрического сопротивления пластовых вод.
Применение указанных способов на угольных месторождениях является проблематичным по нескольким причинам. Так, определение параметра рвп в другой скважине нарушает идентичность состава и свойств
1000,0 100.0
s
О 10.0 ' 1.0
песчаники
% \ > •ч ^ N чч : .'чЛч
•0.6 5 10 ■20 30 •40 50 ■60
10 20 30 40 Кп. %
1000,0 100,0 О 10;0 г 1,0 0.1
алевролиты
S
■0,6 5 10 -20 ■30 ■40 50 ■60
10 20 30 40 Кп. %
Шифр кривых — минерализация пластовых вод, г/л
Рисунок 3 Зависимость удельного электрического сопротивления водонасыщенных песчаников и алевролитов (рвп) от коэффициента общей пористости (Кп) и минерализации пластовых вод при температуре 20 °С [6]
ISSN 2077-1738. Сборник научных трудов ДонГТИ 2021. № 23 (66)
Науки о земле
При использовании данной связи тип породы определяется по данным ГИС, параметр Кп — по типу породы и показателю Пм (см. рис. 1). Показатель Св снимается с графика изменения данного показателя с глубиной (Н), построенного для исследуемого месторождения. Величина параметра рвп, полученная по рисунку 3, приводится к температуре пласта по формуле [3]
0.022 • Тпл + 0,56'
где ры — удельное электрическое сопротивление породы при температуре пласта, Омм;
рП2о — удельное электрическое сопротивление породы при температуре 20 °С, Омм;
Тт — температура пласта, °С.
Значения параметров рвп и Кп, определенные по петрофизическим связям, являются исходными данными для нахождения параметров ^ и Кпо, по которым рассчитывается параметр Кпэф.
В формулу (1), используемую для определения показателя Хп.свб, наряду с параметром Кпэф, входят показатели Рпл, Тпл, а. Их определение не представляет особой трудности. Параметры Рпл и Тпл измеряются в ходе испытания пластов и выполнения ГИС. Обычно значения данных параметров снимаются с графиков их изменения с глубиной. Параметр а, учитывающий отклонение углеводородных газов от закона
Библиографический список
Бойля — Мариотта, зависит от величин Рпл и Тпл [9]. С глубиной параметр а закономерно увеличивается и составляет 1,0 на земной поверхности, 1,02 на глубине 500 м, 1,04 на глубине 1000 м и 1,06 на глубине 1500 м.
Выводы. Таким образом, на основе данных угольной петрофизики разработан способ определения газоносности, заключающийся в использовании двух параметров удельного электрического сопротивления пород: измеренного в газоносном пласте (ргп) и приведенного к водонасы-щенному состоянию этого же пласта (рвп).
Данный способ позволяет использовать результаты измерения параметра ргп электрическими методами ГИС и результаты определения коэффициента открытой пористости (Кпо) и параметра рвп по петрофи-зическим данным. При помощи данного способа кривые угольного комплекса ГИС трансформируются в кривую изменения коэффициента газонасыщенности по разрезу скважины.
В предложенном способе эмпирические коэффициенты, входящие в выражение Арчи — Дахнова, приняты как постоянные величины. Предполагается, что дальнейшее развитие данного способа связано с установлением генетических и эпигенетических закономерностей изменения указанных коэффициентов.
1. Инструкция по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах [Текст]. — М. : Недра, 1977. — 96 с.
2. Гречухин, В. В. Изучение угленосных формаций геофизическими методами [Текст] / В. В. Гречухин. — М. : Недра, 1980. — 360 с.
3. Гречухин, В. В. Петрофизика угленосных формаций [Текст] /В. В. Гречухин. — М. : Недра, 1990. — 472 с.
4. Левенштейн, М. Л. Комплект карт метаморфизма углей Донецкого бассейна [Текст] / М. Л. Левенштейн, О. И. Спирина. — К. : ЦТЭ, 1991. — 104 с.
5. Руководство по геолого-геофизической методике изучения литологии отложений угольных месторождений [Текст] : утв. Министерством геологии СССР. — М. : ВНИИГеофизика, 1980. — 83 с.
6. Авчян, Г. М. Петрофизика осадочных пород в глубинных условиях [Текст] / Г. М. Авчян, А А. Матвеенко, З. Б. Стефанкевич. — М. : Недра, 1979. — 224 с.
Науки о земле
7. Вижва, С. А. Петроф!зичш параметри nopid, перспективних на сланцевий газ (диянки сх1дного сектору Днтровсъко-Донецъког западини) [Текст] / С. А. Вижва, В. А. Михайлов, Д. I. Онищук, 1.1. Онищук //Геoфiзичний журнал. — 2014. — Т. 36. — № 1. — С. 145-157.
8. Дахнов, В. Н. Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород [Текст] /В. Н. Дахнов. — М. : Недра, 1985. — 310 с.
9. Коэффициент сжимаемости природного газа [Электронный ресурс]. — Режим доступа : http://www. chem21. info/page/219149164218215191156003115085227135229206125153/15.10.2020.
© Иванов Л. А. © Туманов В. В. © Савченко А. В.
Рекомендована к печати д.т.н., проф., зав. каф. СГДонГТИЛитвинским Г. Г.,
д.т.н., с.н.с., зав. отделом компьютерных технологий РАНИМИ МОН ДНР Глуховым А. А.
Статья поступила в редакцию 14.04.2021.
PhD in Geological and Mineralogical Sciences Ivanov L. A., Tumanov V. V., PhD in Geological and Mineralogical Sciences Savchenko A. V. (RANIMI, Donetsk, DPR, ivanov.donetsk@mail.ru) ASSESSMENT OF GAS-BEARING CAPACITY OF COAL-ENCLOSING ROCKS BY FREE GAS UNDER THE LACK OF GEOPHYSICAL PARAMETERS
Based on the data of coal geophysics and petrophysics, a method for determining the gas-bearing capacity of coal-bearing rocks by free gas has been developed, in which the specific electrical resistance of gas-bearing formation is determined from well logging data, and the open porosity coefficient and the specific electrical resistance of the same formation in the water-saturated state are determined from petrophysical data.
Key words: gas-bearing capacity, coal-enclosing rocks, geophysical methods.
