CC BY
98ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗРАБОТКИ СОДЕРЖАЩИХ ГАЗОГИДРАТЫ ЗАЛЕЖЕЙ МЕДВЕЖЬЕГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЗАПАДНАЯ СИБИРЬ)
УДК 550.832+550.84+550.8.05
С.В. Нерсесов, к.т.н., ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ),
Nersesov.SV@nadym-dobycha.gazprom.ru
A.А. Нежданов, д.г.-м.н., ООО «Газпром геологоразведка»
(Тюмень, РФ), a.nezhdanov@ggr.gazprom.ru
B.В. Огибенин, к.г.-м.н., ООО «Газпром геологоразведка»,
v.ogibenin@ggr.gazprom.ru
Д.Б. Родивилов, ООО «Газпром геологоразведка»,
d.rodivilov@ggr.gazprom.ru
Газоносносные отложения сенона в последние годы все чаще рассматриваются в качестве возвратного объекта разработки на месторождениях с выработанными запасами сеноманского газа. Активное изучение геологического строения и газоносности сенона на Медвежьем месторождении, проводимое ПАО «Газпром», выявило ряд проблем, среди которых важное место занимает проблема гидратоносности этих отложений.
В настоящей работе проведен детальный анализ результатов геофизических и геолого-технологических методов исследования скважин, включая акустический широкополосный каротаж, ядерно-магнитный каротаж, газовый каротаж и газовую хроматографию и др. Установлено, что в верхних продуктивных пластах сенона НБ0 и НБ1 (нижняя подсвита березовской свиты) присутствуют газогидраты, а в нижнем пласте НБ2 - свободный газ. Наличие газогидратов подтверждено в первую очередь выделением газа из пласта НБ1 в скважине 4С при бурении на теплом (около 40 °С) буровом растворе. Кроме того, детальные газохимические исследования по буровому раствору и керну показали, что выделение газа из основных пластов НБ1 и НБ2 происходит «в противофазе» - свободный газ из нижнего пласта выделяется в буровой раствор, а газогидратный газ из верхнего пласта - после дегазации герметизированного керна. Содержание метана в пластах НБ1 и НБ2 соизмеримо - 10-30 об. %, что свидетельствует об их промышленной значимости.
На основании анализа литературных данных о фазовых равновесиях в системе «газогидрат -вода - газ» и данных о структуре пустотного пространства пород обсуждается гипотеза о вероятной причине различной гидратоносности верхних и нижних пластов. Высказано предположение о том, что диссоциация газогидратов при снижении пластового давления может положительно сказаться на темпах падения дебитов газа при разработке. Предложено провести оценку промышленной значимости газоносности пласта НБ1 путем заложения разведочной скважины за зоной гидратоносности, положение которой установлено по данным сейсморазведки методом общей глубинной точки.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: МЕДВЕЖЬЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, СЕНОНСКИЕ ОТЛОЖЕНИЯ, ВЕРХНИМ МЕЛ, ГАЗОВЫЕ ЗАЛЕЖИ, ГАЗОГИДРАТЫ, ДИССОЦИАЦИЯ, СЕЙСМОРАЗВЕДКА МЕТОДОМ ОБЩЕЙ ГЛУБИННОЙ ТОЧКИ, ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН, ГАЗОХИМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ.
ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ
Газопроявления в надсеноман-ских отложениях севера Западной Сибири известны с первых этапов освоения газовых ресурсов этого региона. Наиболее интенсивные газопроявления наблюдались при эксплуатационном разбурива-
нии первого из введенных в разработку крупнейших месторождений Западной Сибири - Медвежьего месторождения. Основной интерес представляет газоносность глинистых опок нижней подсвиты березовской свиты (НПБС) сенон-ского возраста.
В старых, еще советских скважинах (разведочный и эксплуатационный фонд)признаки наличия газонасыщенного коллектора в сеноне по данным стандартного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) (повышенное электрическое сопротивление,
S.V. Nersesov, Candidate of Sciences (Engineering), Gazprom dobycha Nadym LLC (Nadym, Russian
Federation), Nersesov.SV@nadym-dobycha.gazprom.ru
A.A. Nezhdanov, Doctor of Sciences (Geology and Mineralogy), Gazprom geologorazvedka LLC (Tyumen, Russian Federation), a.nezhdanov@ggr.gazprom.ru
V.V. Ogibenin, Candidate of Sciences (Geology and Mineralogy), Gazprom geologorazvedka LLC,
v.ogibenin@ggr.gazprom.ru
D.B. Rodivilov, Gazprom geologorazvedka LLC, d.rodivilov@ggr.gazprom.ru
Gas hydrate containing formations of the Medvezhye field (West Siberia): development prospects
Lately the Senonian gas bearing deposits have been increasingly often considered as return development targets at depleted fields with Cenomanian gas deposits. The active study of the geological structure and gas bearing capacity of the Senonian deposits at the Medvezhye field carried out by Gazprom revealed a number of problems, including an important issue of gas hydrates.
The present paper analyses in detail the results of geophysical and geotechnical methods for well surveys, including acoustic broadband logging, nuclear magnetic logging, gas logging, gas chromatography, etc. It has been shown that the Senonian upper pay zones - NB0 and NB1 (lower sub-sequence of the berezovskaya sequence) - contain gas hydrates and the lower formation NB2 - free gas. The presence of gas hydrates has been confirmed primarily by gas releases from NB1 formation in 4C well when drilling using warm (about 40 °C) drilling mud. Moreover, detailed gas chemical studies of the drilling mud and core showed that gas is released from NB1 and NB2 main formations in the counter-phase - the free gas from the lower formation is released into the drilling mud and gas hydrate containing gas from the upper formation - after sealed core degassing. The methane content in NBj and NB2 formations is comparable - 10-30 vol. %, which points to their commercial relevance. Based on the analysis of data on phase equilibria in gas hydrate - water - gas system and the structure of rock voids the paper looks at the hypothesis on the probable reason for different hydrates content of upper and lower formations. It has been suggested that gas hydrates dissociation under reduced formation pressure can have a positive impact on gas production decline rate during development.
The paper proposes to assess the commercial relevance of NB1 gas bearing capacity by drilling an exploration well beyond the gas hydrate zone identified by the seismic survey based on the common depth point method.
KEYWORDS: MEDVEZHYE FIELD, SENONIAN DEPOSITS, UPPER CRETACEOUS, GAS DEPOSITS, GAS HYDRATES, DISSOCIATION, SEISMIC SURVEY BY COMMON DEPTH POINT METHOD, WELL LOGGING, GAS CHEMICAL STUDIES.
наличие отрицательной амплитуды самопроизвольной поляризации, приращений по микрозондам) более типичны для верхней части разреза НПБС, или, как сейчас принято считать, для пластов НБ0 и НБ1 [1]. Также методом индукционного каротажного зондирования (ИКЗ) давно установлено, что повышенное удельное электрическое сопротивление (УЭС) в отложениях сенона
прямо указывает на газоносность и контролируется гипсометрией на многих месторождениях Западной Сибири [2, 3].
В настоящее время геологическое строение и газоносность сенона наиболее активно изучаются на Медвежьем месторождении. Установлено, что прямые признаки газоносности по данным сейсморазведки методом общей
глубинной точки (МОГТ) (падение скоростей отраженных волн и связанные с ними раздувы временных толщин) относятся не к верхней, а к средней и нижней частям разреза сенона (пласт НБ2). Это было объяснено тем, что в верхнем пласте (НБ1) пластовые давления гидростатические, а в нижнем (НБ2) они несколько повышенные и даже аномальные (значения коэффици-
Рис. 1. Соотношения между значениями коэффициента общей пористости (Кп) по ЯМК и интервального времени пробега продольной акустической волны по данным АКШ в сеноне скважины 5С Медвежьего месторождения: 1 - верхняя подсвита березовской свиты (ВПБС); 2 - пласт НБ0; 3 - пласт НБ1; 4 - пласт НБ2; 5 - пласт НБ3; 6 - кузнецовская свита; 7 - зона распространения ГГ; 8 - область газонасыщенных пород; 9 - область пород-неколлекторов
Fig. 1. Correlation between the total porosity factor (Кп) according to nuclear magnetic logging and P-wave distance travel time (DTp) according to acoustic broadband logging in the Senonian formation of 5C well of the Medvezhye field: 1 - upper sub-sequence of berezovskaya sequence; 2 - NB0; 3 - NB1; 4 - NB2; 5 - NB3; 6 - kuznetsovskaya sequence; 7 - gas hydrates zone; 8 - gas-saturated rocks; 9 - non-reservoir rocks
ента аномальности К составляют
а
1,2-1,3 [1]).
Снижение пластового давления до гидростатического в пласте НБ1 объяснялось большей степенью связанности пустот этого пласта [4]. В пласте НБ2 давление не понизилось по причине меньшей доли связанной емкости коллектора трещинно-порового типа. Исходя из этого предположения, а также с учетом данных по имевшимся скважинам, верхний пласт (НБ1) оценивался в плане газоносности как весьма перспективный [4].
На месторождении пробурен ряд специальных («сенонских») вертикальных и горизонтальных скважин с полным отбором керна из целевого интервала в вертикальных стволах и расширенным современным комплексом ГИС. В горизонтальных стволах выполнен многостадийный гидроразрыв, в результате чего получены промышленные, но довольно быстро снижающиеся дебиты газа из отложений сенона [5].
В результате проведенных лито-лого-петрофизических исследова-
ний обнаружено [6], что газоносная часть разреза сенона НПБС сложена опоками разного минерального состава: в нижней части (пласт НБ2) доминируют кварцевые опоки, в верхней (пласт НБ1) кремнезем опок представлен комбинацией кварца и группы опал-кристо-балит-тридимитовой фазы (ОКТ). Кварцевые опоки имеют более крупные макропоры размером 50-200 нм, а ОКТ-опоки - мелкие ультрамикроскопические мезопоры размером от 2 до 50 нм.
По замерам влажности свеже-поднятого керна (авторы называют данную водонасыщенность «естественной», а керн «изолированным»), отождествляемой с остаточной водонасыщенностью пород, установлено, что она выше в пласте НБ1 по сравнению с пластом НБ2 (в среднем 74,7 % против 55,1 %). Поэтому значения коэффициента эффективной пористости для верхнего пласта составляют не более 7,5 %, для нижнего они несколько выше - 13,5 % [7].
На этом основании в [7] сделан вывод о том, что вследствие
мелких размеров пор и высокой остаточной водонасыщенности в пласте НБ1 содержание газа и его подвижность низкие. Это, по мнению авторов, существенно снижает газовый потенциал пласта и объясняет, почему в скважинах 3С и 4С из интервала НБ1 притоков газа практически не получено.
Это объяснение не представляется нам на данный момент единственно верным, т. к. в ходе выполненных исследований изучены только емкостные свойства матрицы без учета наличия крупных пор многочисленных органических остатков (радиолярии и диатомеи) и широко развитой трещиноватости, установленной по описанию полноразмерного керна скважин 4С-6С.
Однако на практике, в отличие от пласта НБ2, породы-коллекторы пластов НБ0 и НБ1, обладая более высокой общей и эффективной пористостью (по данным ядерно-магнитного каротажа (ЯМК)), во время геолого-технических исследований (ГТИ) в большинстве случаев не проявляли признаков газоносности: отсутствовали аномалии газового каротажа, редки случаи отбора проб газа и подтверждения подвижности флюида по данным гидродинамического каротажа и опробования пластов приборами на кабеле (ГДК-ОПК) [8, 9].
Аналогичная ситуация складывается и при освоении скважин сенонского проекта. Несмотря на такие меры интенсификации притока, как многостадийный гидроразрыв пласта, верхняя часть залежи не проявляла признаков промышленной газоносности.
Цель настоящей работы заключалась в выяснении причин этого явления путем интегрированного анализа геофизической, промысло-во-геологической, геохимической и другой информации, полученной при детальном изучении геологического строения и газоносности сенона на Медвежьем лицензионном участке ООО «Газпром добыча Надым».
ПОЛУЧЕННЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ
Детальный анализ материалов ГИС по сенонским скважинам показал, что по данным акустического широкополосного каротажа (АКШ) и ЯМК породы пластов НБ1 и НБ2 имеют кардинально различные характеристики (рис. 1). Так, интервальное время пробега продольной волны ^Г) в пласте НБ2 превышает 470 мкс/м, в то время как в пласте НБ1 йТр, как правило, ниже 425 мкс/м. Для пород-неколлекторов значения DTp лежат в промежуточной области.
Повышенные относительно вмещающих пород значения йТр в пласте НБ2 логично объясняются наличием газа в радиусе исследования зонда АКШ. Нетипичная для газонасыщенных коллекторов акустическая характеристика пласта НБ1 дала основание Д.Б. Родивилову высказать предположение о наличии в пласте газовых гидратов (ГГ) (устное сообщение, 2018 г.).
Эта гипотеза выдвинута на основе анализа приведенных на рис. 2 данных, где отражено соотношение скоростей продольных и поперечных волн (псевдокоэффициент Пуассона) и акустического импеданса по продольным волнам по результатам АКШ. Как видно из рисунка, водогазонасыщенные породы формируют на графике единый тренд с повышением акустического импеданса от газонасыщенных пород пласта НБ2 до пород глинистых покрышек. В то же время пласту НБ1 соответствует отдельная область точек с высокими значениями акустического импеданса, характерными для пород-неколлекторов.
Изначально резкая смена упруго-прочностных характеристик на границе пластов объяснялась неоднородностью литологиче-ского состава разреза. Однако результаты определения скорости прохождения акустических волн по образцам изолированного керна в лабораторных условиях, моделирующих пластовые, опровергли данное предположение. Всего в эксперименте изучено
х106 Пас/м Z, х10< Pas/m
Рис. 2. Соотношение между значениями псевдокоэффициента Пуассона и акустическим импедансом по продольным волнам Za по данным ГИС в сеноне скважины 5С Медвежьего месторождения: 1 - ВПБС; 2 - пласт НБ0; 3 - пласт НБ1; 4 - пласт НБ2; 5 - пласт НБ3; 6 - кузнецовская свита; 7 - зона распространения ГГ; 8 - область водо- и газонасыщенных пород
Fig. 2. Correlation between pseudo Poisson's ratio values and acoustic impedance (P-wave) Za according to logging data from the Senonian formation of 5C well of the Medvezhye field: 1 - upper sub-sequence of berezovskaya sequence; 2 - NB0; 3 - NBj; 4 - NB2; 5 - NB3; 6 - kuznetsovskaya sequence; 7 - gas hydrates zone; 8 - waterand gas-saturated rocks
30 образцов пород пласта НБ1 и 40 образцов - НБ2. Тесты не выявили различий акустических характеристик ОКТ-содержащих и чисто кварцевых опок.
Полученные данные свидетельствуют о том, что эффект повышенной акустической жесткости пород пласта НБ1, наблюдаемый по данным каротажа, обусловлен исключительно поровой компонентой, а именно - наличием ГГ - кристаллических веществ невысокой плотности с акустическими свойствами, как у твердых тел [10, 11].
Однако ввиду отсутствия прямых доказательств и неблагоприятных для образования и сохранения ГГ термобарических показателей в интервале залегания сенона Медвежьего месторождения вопрос о наличии ГГ долгое время оставался дискуссионным.
В пользу гипотезы о зоне гид-ратообразования в верхней части сенонской залежи свидетельствуют два независимых факта. Рассмотрим первый из них.
Характеристика упруго-прочностных свойств пород сенона, представленная на рис. 1 и 2, спра-
ведлива для всех скважин проекта, кроме одной - скважины 4С. В этой скважине в нижней части пласта НБг по данным газового каротажа установлено повышенное содержание метана, а показания АКШ близки к уровню показаний в газонасыщенном пласте НБ2. Смену акустических свойств в пласте НБг ниже глубины 998 м в скважине 4С иллюстрирует рис. 3.
Аналогичная ситуация наблюдается и в горизонтальном стволе скважины 4С. Отличие только в том, что зафиксировано три аномалии газопоказаний на протяжении всего интервала пласта НБ1, причем их интенсивность значительно превышает уровень газопроявлений пласта НБ2.
Комплексный анализ данных ГИС и ГТИ показал, что газовая аномалия в пласте НБг в скважине 4С закономерна. Дело в том, что начальная температура подачи раствора при бурении первых интервалов с отбором керна достигала 44 °С. Для сравнения, в скважинах 5С и 6С интервал пласта НБ1 бурился на растворах с температурой от 11 до 16 °С. Также для интервала
Рис. 3. Данные ГИС и ГТИ (в том числе гамма-каротажа (ГК), гамма-гамма-каротажа плоскостного (ГГК-П)) в сенонском интервале по скважинам 4С-6С Медвежьего месторождения; пояснения в тексте: 1 - аномалии газового каротажа Fig. 3. Geophysical and geotechnical data for the Senonian interval of 4C-6C wells of the Medvezhye fields; see text for clarifications: 1 - gas logging anomalies
аномалии характерна максимальная разница температур раствора на входе и выходе.
Различия температур буровых растворов объясняются временем года и климатическими условиями. Скважина 4С единственная пробурена в зимний период (с января по февраль). Прочие скважины сенонского проекта были пробурены в весенне-летний период. Согласно данным ГТИ, в скважине 4С буровой раствор предварительно подогревался (как и буровой инструмент) для предотвращения промерзаний и последующих за этим осложнений процесса бурения.
Аномалии газопоказаний в пилотном и горизонтальном стволах скважины 4С напрямую подтверждают наличие ГГ, т. к. эти анома-
лии - не что иное, как результат диссоциации ГГ, вызванной прогревом прискважинной зоны пласта разогретым раствором и буровым инструментом. Очевидно, что разложение ГГ при температурах бурового раствора на входе до 16 °С происходит очень слабо. Именно по этой причине в верхней части сенонской залежи аномалии газового каротажа в прочих скважинах не наблюдаются.
Второе подтверждение наличия ГГ в сенонской газовой залежи Медвежьего месторождения дают результаты газохимического изучения бурового раствора и керна. Эти исследования выполнены по всем сенонским скважинам в ЗАО «НПЦ Геохимия» под руководством В.Л. Бондарева и М.Ю. Миротворского в 2012-
2018 гг. Газонасыщенность бурового раствора определялась на выходе его из скважин с контролем по газонасыщенности раствора «на входе», с герметизацией и последующей дегазацией отобранных проб. Образцы керна также были герметизированы и в дальнейшем подвергнуты термовакуумной дегазации.
В газе дегазации (свободный газ в барботерах) найдены углеводороды (УВ) С1-С6 (предельные, непредельные, в том числе структурные изомеры), в водных вытяжках - ароматические УВ (бензол, толуол,этилбензол,ксилолы, изопропилбензол, пропилбензол, стирол). Также изучен состав неуглеводородных газов, ароматических и высокомолекулярных УВ. Хроматографический анализ
Рис. 4. Сопоставление данных газового каротажа, ГДК-ОПК и результатов газохимических исследований по керну и буровому раствору в сенонских скважинах 2С-6С Медвежьего месторождения: 1 - аномалии газового каротажа
Fig. 4. Comparison of gas logging, hydro-dynamic logging and formation testing on logging cable data and results of gas chemical studies of the core and drilling mud in 2C-6C Senonian wells of the Medvezhye field: 1 - gas logging anomalies
выполнен на приборах «Цвет-Аналитик» и «Кристалл 5000.2». Относительно УВ-компонентов концентрация метана максимальна (порядка 10 об. %). Содержание других УВ значительно ниже (~10-3-10-4 об. %). Закономерность их распределения не выявлена.
Особенности распределения метана в разных пластах по керну и в буровом растворе по данным газохроматографических исследований позволили подтвердить вывод о присутствии ГГ в сенонской газовой залежи Медвежьего месторождения (рис. 4). По материалам ГИС и ГТИ наличие ГГ установлено в верхней половине залежи в пластах НБ0 и НБ1. В нижней части залежи (пласт НБ2) газ находится в свободном состоянии. Поэтому при разбуривании резервуаров верхней части залежи (НБ0, НБ1), где содержатся ГГ, газ в буровой раствор выделяется слабо, а из резервуара НБ2, в котором находится свободный газ, - интенсивно.
С керном наблюдается обратная тенденция: ГГ из пластов НБ0 и НБг разлагаются медленно и сохраняются в изолированном керне, а свободный газ из пласта НБ2 выделяется из керна еще в процессе разбуривания. Поэтому по буровому раствору аномально высокое количество метана отвечает нижней половине разреза НПБС (НБ2), а по керну - верхней его части (НБ0 и НБ1). Используя эту закономерность, по скважинам, разрезы сенона которых полностью охвачены газохроматографиче-скими исследованиями, выявить интервалы залегания ГГ несложно. Содержание метана в пластах НБг и НБ2 соизмеримо - 10-30 об. %, что свидетельствует об их промышленной значимости.
Нам представляется, что приведенные выше данные по акустическим свойствам пород, температурам растворов и содержанию метана однозначно свидетельствуют о наличии залежи ГГ метана
в пласте НБ1 сенона Медвежьего месторождения.
ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ
Стоит отметить, что сама идея о наличии ГГ в отложениях НПБС Медвежьего месторождения не нова. Еще в 2012 г. А.В. Ильин [13] высказал предположение о том, что весь разрез НПБС - это зона стабильного состояния гидратов. Согласно проведенным нами исследованиям, выводы [13] не совсем верны.Реализованный метод определения фазового состояния сенонской газовой залежи показал, что зона гидратообразования заключена строго в пределах верхней части НПБС, а именно - в границах пластов НБ0 и НБ1.
Замеры пластовых давлений (РПЛ = 9,4-12,3 МПа) и температур (Т = 24-29 °С) в сеноне Медвежьего месторождения в сопоставлении с диаграммой равновесного состояния системы «ГГ - вода - газ» (рис. 5) свидетельствуют о том,
Газовый гидрат + метан+лед Gas hydrate + methane + ice Метановый гидрат + газ + вода Methane hydrate + gas + water
Метан + лед Methane + ¡ce Метан + вода Methane + water
« 1
- 2
- 3
- 4
Рис. 5. Диаграмма равновесного состояния системы «ГГ - вода - газ» [12]: 1 - точки замера пластовых температур и давлений, цифрами указаны номера скважин Медвежьего месторождения; 2 - линия геотермического тренда Медвежьего месторождения; 3 - граница раздела фаз «гидрат - метан»; 4 - граница раздела фаз «лед - вода»
Fig. 5. The phase diagram of gas hydrate - water - gas system [12]: 1 - formation temperature and pressure check points, figures stand for the well numbers of the Medvezhye field; 2 - the line of geothermic trend of the Medvezhye field; 3 - hydrate - methane phase boundary; 4 - ice - water phase boundary
что современные термобарические условия не соответствуют условиям стабильного состояния ГГ в сенон-ских отложениях, причем температура существенно (на 10-15 °С) выше фазовой границы.
Для ГГ характерно свойство «самоконсервации» [14] - способность длительное время существовать при неблагоприятных термобарических условиях. На этом основании можно считать, что условия для формирования ГГ в пласте НБ1 (т. е. в типичных ОКТ-опоках) были благоприятнее, чем в пласте НБ2, сложенном кварцевыми опоками. Учитывая, что глубины их залегания отличаются крайне незначительно и соответствующий перепад температуры (2-3 °С) и давления невелик, необоснованно полагать разницу в термобарических условиях залегания пластов НБ1 и НБ2 определяющим фактором наличия или отсутствия ГГ.
Более вероятная причина избирательной гидратоносности - разная пустотность пород пластов НБ1 и НБ2 и высокая активность флюидоди-намического заполнения их газом
за счет вертикальной миграции из глубоких горизонтов. Можно предположить, что вследствие более высокой степени связанности пор верхнего пласта попавший туда глубинный газ резко расширился и, охладившись за счет положительного дроссельного эффекта, превратился в ГГ. В пласте НБ2 с меньшей долей связанной пористости такого расширения и охлаждения не происходило, и ГГ там не образовались.
Свойство ГГ при диссоциации высвобождать значительные объемы газа [11] открывает перспективы газоносности ОКТ-содержащего пласта НБ1 на уровне, сопоставимом с пластом НБ2, сложенным кварцевыми опоками,несмотря на меньший размер пор в породах НБ1. Поскольку газокинетический диаметр метана не превышает 0,44 нм, у других УВ составляют порядка 0,5 нм, у молекул воды - 0,3 нм, допустимо полагать, что даже мелкие мезопоры диаметром около 50 нм способны вмещать и перемещать молекулы УВ-газов и Н20 в случае диссоциации гидратов.
Кроме того, как уже отмечено выше, остается открытым вопрос корректной оценки макропористости верхней части разреза НПБС, представленной трещинами и крупными пустотами органических остатков (полости выщелачивания раковин диатомей, радиолярий). На наш взгляд, ГГ пласта НБ1 ассоциируется именно с макротипами пористости.
Наличие ГГ (вода + газ) в пласте НБ1 объясняет и более высокую водонасыщенность этого пласта, а также затрудняет возможность достоверной оценки значений коэффициентов газонасыщенности опок сенона по влажности «изолированного» (т. е. свежеотобранного на нефильтрующемся растворе и герметизированного) керна [15].
Представляется, что обнаружение ГГ в ОКТ-опоках пласта НБ1 и вероятный механизм их образования путем резкого расширения глубинного газового потока позволяет более высоко оценивать перспективы газоносности этого пласта. Однако нельзя исключать, что формированию ГГ в этом объекте способствовали морфология и размеры пор ОКТ-опок, а также повышенное содержание связанной воды в их поровом пространстве.
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
Доказано наличие залежей ГГ метана в пласте НБ1 сенона НПБС Медвежьего месторождения.
Диссоциация ГГ при снижении пластового давления потенциально может компенсировать резкое падение дебитов трудноизвлекае-мого газа. Примером может послужить скважина 4С, при испытании которой наблюдается увеличение дебита газа после его падения в течение 50 сут со стартовых значений около 140 103 м3/сут до уровня (50-55)103 м3/сут, после чего на протяжении двух недель дебит постепенно возрастал до (70-75)-103 м 3/сут. При этом тренд дебита технической жидкости характеризовался стабильным падением. К сожалению, по организационно-техническим причинам
дальнейшая отработка скважины была прекращена. Присутствие ГГ не только объясняет отсутствие значимых дебитов из верхней части залежи в результате блокировки пустотного пространства ОКТ-опок, но и реабилитирует их в качестве газоносных резервуаров.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Очевидно, что проблема гидра-тоносности сенона Медвежьего месторождения требует дальнейшего изучения. Кроме того, для оценки коллекторских свойств и добывных возможностей пласта НБг вне зоны гидратонакопления целесообразно заложить разведоч-
ную скважину 7С на юго-западной периклинали Медвежьего вала, где по данным сейсморазведки МОГТ 3D установлены раздувы временных толщин в верхней части НПБС, свидетельствующие о газоносности и наличии аномального пластового давления в пласте НБ1. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Нежданов А.А., Огибенин В.В., Скрылев С.А. Строение и перспективы газоносности сенонских отложений севера Западной Сибири // Газовая промышленность. 2012. № S (676). С. 32-37.
2. Агалаков С.Е., Бакуев О.В. Новые объекты поисков углеводородов в надсеноманских отложениях Западной Сибири // Геология нефти и газа. 1992. № 11. С. 25-28.
3. Бакуев О.В. Перспективы нефтегазоносности березовской свиты на территории ХМАО и сопредельных районов // Вестник недропользователя ХМАО. 2003. № 11. С. 30-37.
4. Пережогин А.С., Нежданов А.А., Смирнов А.С. Перспективы освоения сенонского газоносного комплекса севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2016. № 6 (52). С. 42-45.
5. Черепанов В.В., Меньшиков С.Н., Варягов С.А. и др. Проблемы оценки нефтегазоперспективности отложений нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2015. № 2. С. 11-26.
6. Дорошенко А.А., Карымова Я.О. Характеристика пустотного пространства опок сенонских отложений севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2017. № 6 (59). С. 23-27.
7. Карымова Я.О. Литолого-емкостная модель пустотного пространства наноколлекторов нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 3 (63). С. 20-24.
8. Родивилов Д.Б., Кокарев П.Н., Мамяшев В.Г. Газонасыщенность нетрадиционного коллектора нижнеберезовской подсвиты севера Западной Сибири и ее связь с минеральным составом и структурой пустотного пространства // Экспозиция Нефть Газ. 2018. № 3 (63). С. 26-31.
9. Родивилов Д.Б. Разработка методики выделения эффективных толщин и оценки подсчетных параметров коллекторов трудноизвлекаемых запасов газа нижнеберезовской подсвиты // Сборник тезисов докладов XX Научно-практической конференции молодых ученых
и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности». Тюмень: ООО «Газпром проектирование», 2018. С. 79-80.
10. Аксельрод С.М. Разведка и опытная эксплуатация месторождений газогидратов (по материалам зарубежной литературы) // Каротажник. 2009. № 8 (185). С. 92-123.
11. Якуцени В.П. Газогидраты - нетрадиционное газовое сырье, их образование, свойства, распространение и геологические ресурсы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2013. Т. 8. № 4. С. 12.
12. Пережогин А.С. Перспективы нефтегазоносности сенонских отложений севера Западной Сибири: Автореф. дис. ... к.г.-м.н. Тюмень, 2017. 22 с.
13. Ильин А.В. Газогидраты севера Тюменской области как новый объект изучения геофизическими методами: Автореф. дис. ... к.г.-м.н. Екатеринбург, 2012. 22 с.
14. Истомин В.А., Якушев В.С., Махонина Н.А. и др. Эффект самоконсервации газовых гидратов // Газовая промышленность. 2006. № S3. С. 36-46.
15. Родивилов Д.Б., Кокарев П.Н., Мамяшев В.Г. Оценка газонасыщенности нетрадиционных коллекторов сенонских отложений севера Западной Сибири // Каротажник. 2018. № 9 (291). С. 18-25.
REFERENCES
(1) Nezhdanov AA, Ogibenin VV, Skrylev SA. The structure and gas bearing prospects of the Senonian deposits in the north of West Siberia. Gas industry = Gazovaya promyshlennost. 2012; S(676): 32-37. (In Russian)
(2) Agalakov SYe, Bakuyev OV. New hydrocarbon targets in Upper-Cenomanian deposits of West Siberia. Oil and gas geology = Geologiya nefti i gaza. 1992; 11: 25-28. (In Russian)
(3) Bakuyev OV. Prospects of oil and gas content of the berezovskaya sequence at the territory of Khanty-Mansiysk Autonomous District and adjacent areas. KMAD subsoil user newsletter = Vestnik nedropolzovatelya KHMAO. 2003; 11: 30-37. (In Russian)
(4) Perezhogin AS, Nezhdanov AA, Smirnov AS. The Senonian gas bearing complex of the north of West Siberia: development prospects. Oil and gas exposition = Ekspozitsiya neft gaz. 2016; 6(52): 42-45. (In Russian)
(5) Cherepanov VV, Menshikov SN, Varyagov SA, et al. Oil and gas prospects of the lower-berezovskaya sub-sequence in the north of West Siberia: assessment issues. Geology, geophysics and oil and gas field development = Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanykh i gazovykh mestorozhdeniy. 2015; 2: 11-26. (In Russian)
(6) Doroshenko AA, Karymova YaO. Properties of gaize voids in the Senonian deposits in the north of West Siberia. Oil and gas exposition = Ekspozitsiya neft gaz. 2017; 6(59): 23-27. (In Russian)
(7) Karymova YaO. Lithological and capacitative model of the void of lower-berezovskaya sub-sequence nano-reservoirs in the north of West Siberia. Oil and gas exposition = Ekspozitsiya neft gaz. 2018; 3(63): 20-24. (In Russian)
(8) Rodivilov DB, Kokarev PN, Mamyashev VG. Gas saturation of a non-conventional reservoir of the lower-berezovskaya sub-sequence in the north of West Siberia and its relation to the mineral content and structure of the void. Oil and gas exposition = Ekspozitsiya neft gaz. 2018; 3(63): 26-31. (In Russian)
(9) Rodivilov DB. Development of the method for identifying the net pay zones and assessment of volumetric data of hard-to-recover gas reserves
in the lower-berezovskaya sub-sequence. In: Proceedings of the XXScientific-Practical Conference of Young Scientists and Specialists "Gas Industry: Development Issues". Tyumen: Gazprom proyektirovaniye LLC; 2018. p. 79-80. (In Russian)
(10) Akselrod SM. Exploration and pilot operation of gas hydrate fields (based on foreign literature). Logger = Karotazhnik. 2009; 8(185): 92-123. (In Russian)
(11) Yakutseni VP. Gas hydrates - non-conventional gas feedstock, their generation, properties, propagation and geological resources. Oil and gas geology. Theory and practice = Neftegazovaya geologiya. Teoriya i praktika. 2013; 8(4): 12. (In Russian)
(12) Perezhogin AS. Prospects of oil and gas content of the Senonian deposits in the north of West Siberia. Cand. geol. mineral. sci. diss. Abstr. Tyumen: 2017. (In Russian)
(13) Ilyin AV. Gas hydrates of the north of the Tyumen region as a new subject of studies by geophysical methods. Cand. geol. mineral. sci. diss. Abstr. Yekaterinburg, 2012. (In Russian)
(14) Istomin VA, Yakushev VS, Makhonina NA, et al. Gas hydrates self-conservation effect. Gas industry = Gazovaya promyshlennost. 2006; S3: 36-46. (In Russian)
(15) Rodivilov DB, Kokarev PN, Mamyashev VG. Assessment of gas saturation of non-conventional reservoirs of the Senonian deposits in the north of West Siberia. Logger = Karotazhnik. 2018; 9(291): 18-25. (In Russian)
