CC BY
57
УДК 553.98
ПРОБЛЕМЫ ДОБЫЧИ МЕТАНА ИЗ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ И НОВЕЙШАЯ ГЕОДИНАМИКА НА ПРИМЕРЕ ТАЛДИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (ЮЖНЫЙ КУЗБАСС)
Т.В.Дмитриевская, С.Г.Рябухина (Российский государственный университет нефти и газа им. И.М.Губкина), В.А.Зайиев (Московский государственный университет им. М.В.Ломоносова)
Угольный метан относится к нетрадиционным источникам УВ. Принципиальная возможность крупномасштабной промышленной добычи метана из угольных пластов была доказана опытом освоения метаноугольных промыслов в США, где добыча угольного метана ведется с начала 80-х гг. прошлого столетия и достигла 50 млрд м3/год, что составляет около 8 % всего потребляемого газа. Россия, обладая солидными ресурсами угольного метана, около 83,7 трлн м3, только с конца 2009 г. приступила к созданию своего метаноугольного промысла. Первое метаноугольное месторождение располагается в пределах юго-восточного крыла Талдинской структуры (Южный Кузбасс). В статье проанализированы проблемы, возникшие за время опытно-промышленной эксплуатации промысла. Это, прежде всего, малые объемы метана, полученные в результате почти 2-летней эксплуатации скважин, и большой разброс дебитов газа по скважинам. Показана необходимость учета проницаемости угольных пластов для определения величины извлекаемости метана. Установлена связь между новейшей геодинамикой и проницаемостью угольных пластов. Предложена технология оценки степени газоотдачи угольных пластов, выполненная с помощью программного комплекса 'ЧгарРМБ" компании "РОХАР".
Ключевые слова: нетрадиционные источники; метан; угольные пласты.
Проведение рациональной стратегии при выборе участков, наиболее перспективных для добычи метана из угольных пластов, требует учета степени проницаемости горных пород рассматриваемой территории. Проницаемость, как известно, определяется типом отложений (для углей — метаморфизмом), степенью их нарушенности и полем тектонических напряжений. Различные сочетания структурно-геодинамических параметров оказывают как положительное, так и отрицательное влияние на объемы газовыделения угольных пластов. Значение проницаемости угольных пластов является главным фактором, определяющим способность угля к газоотдаче, т.е. влияет на коэффициент извлекаемости газа из угольных пластов. Практика показывает, что учет структурно-геодинамических параметров возможен с помощью геодинамического моделирования и позволяет существенно (в несколько раз)
уменьшить поисковые площади, перспективные для добычи метана из угольных пластов, и тем самым значительно повысить рентабельность промысла.
Результаты пробной добычи метана на юго-восточном крыле Талдинского метаноугольного месторождения
В течение 2009 г. на Талдинской площади Кузбасса ООО "Газпром Добыча Кузнецк" было пробурено семь углеметановых скв. УМ-5.4-5.10 и оборудован углеметановый промысел. С конца 2009 г. ведется пробная промышленная эксплуатация этих скважин, к группе которых была подключена скв. УМ-5.2, пробуренная в 2004 г.
В каждой скважине методом гидроразрыва были обработаны по 5-6 угольных пластов. В половине скважин добыча ведется в верхней части угольного разреза (пласты
51-57), в другой половине — в нижней (пласты 39-50) . Эксплуатация скважин заключается в первичном понижении уровня подземных вод с помощью погружных насосов. С понижением уровня воды происходит частичная разгрузка углепородного массива от горного давления (депрессия на пласт) и начинается десорбция метана. К настоящему моменту накопилась обширная информация по эксплуатации скважин с декабря 2009 г. Результаты статистической обработки этих данных, а также ожидаемые среднесуточные дебиты по каждой скважине показаны на рис. 1.
Рассмотрение этого графика позволяет сделать ряд вполне определенных выводов. Во-первых, ожидаемые и полученные среднесуточные дебиты скважин сильно различаются. Это свидетельствует о том, что данные, использованные при прогнозе добычных возможностей углеметановых скважин, были недостаточными. Учитывались толь-
Рис. 1. ОЖИДАЕМЫЕ (А) И ПОЛУЧЕННЫЕ (Б) СРЕДНЕСУТОЧНЫЕ ДЕБИТЫ ГАЗА (м3/сут) НА СКВАЖИНАХ ТАЛДИНСКОГО УГЛЕМЕТАНОВОГО ПРОМЫСЛА
Группа пластов: 1, 3 - верхняя, 2, 4 - нижняя
ко количество и качество угля, а также объем сорбированного в нем метана. Очевидно, что существуют факторы, которые определяют способность угля к газоотдаче, которые необходимо также принимать во внимание.
Во-вторых, верхняя группа пластов характеризуется в 2-3 раза большими дебитами, чем нижняя. Важно отметить, что полученное распределение дебитов по скважинам не зависит ни от мощности угольных пластов, ни от их газоносности.
В-третьих, характер распределения добычных возможностей скважин показывает, что есть четкая корреляция между дебитами газа и среднесуточными дебитами воды, что явно указывает на проницаемость угольных пластов как основного фактора, определяющего способность угля к газоотдаче. Значение проницаемости обуслов-
ливает дебит добывающих метано-угольных скважин, т.е. определяет коэффициент извлекаемости газа из угольных пластов. Это неоднократно подчеркивалось иностранными компаниями, занимающимися добычей метана из угольных пластов (рис. 2).
В-четвертых, подтверждается тектоническая (структурная) приуроченность благоприятных и неблагоприятных мест для добычи метана из угольных пластов. На рис. 3 показано распределение дебитов газа по площади Талдинского месторождения. Хорошо видно, что минимальные дебиты приурочены к лежачему крылу небольшого разрывного нарушения, выявленного с помощью разрезов, построенных по углеразведочным скважинам, в то время как максимальные дебиты расположены в висячем, наиболее активном, крыле данного разлома.
Таким образом, объемы добычи метана на юго-восточном крыле Талдинского метаноугольного месторождения зависят не столько от количества угля и объема сорбированного в нем метана, сколько от фильтрационных параметров пластов, которые в свою очередь определяются структурно-геодинамическим состоянием горного массива.
Зависимость между деформацией и газовыделением угольного пласта
Анализ литературных данных, касающихся связи между пластовым давлением, проницаемостью и газовыделением из угольного пласта, позволяет говорить о том, что газоносные угольные пласты в нетронутом (недеформируемом) состоянии непроницаемы всюду ниже зоны газового выветривания [1, 2]. Иначе говоря, в нетронутых газоносных угольных пластах нет фильтрационных каналов, несмотря на множество разных открытых и закрытых трещин и пор. Все отдельности угля, образованные этими трещинами, достаточно плотно прижаты друг к другу под действием горного давления. Закрытые трещины не имеют зазоров, а открытые трещины, как и поры, изолированы друг от друга. В результате в нетронутом пласте нет достаточной совокупности трещин, образующих общую систему каналов, в которых возможно движение флюида при градиенте давления. Таким образом, фильтрационные параметры проницаемых зон зависят главным образом от развития деформационных процессов в угле, при которых раскрываются трещины. Существенным фактором, определяющим проницаемость угольного пласта, является литостатическое давление. Известно, что дебиты газа в метаноугольных скважинах заметно падают на глубине более 600 м. Это свидетельствует о том, что ли-тостатическое давление способст-
Рис. 2. СВЯЗЬ ПРОНИЦАЕМОСТИ С ДЕБИТОМ УГОЛЬНЫХ СКВАЖИН (по данным компании "British Petroleum")
Дебит скважин, л-10"3 мкм2: 1 - 10, 2 - 5, 3 - 1
вует закрытию существующих трещин независимо от степени деформации угольного пласта.
Модели проницаемости для извлечения метана угольных пластов традиционно основаны на распределении макротрещин. Однако хорошо развитые системы мезо- и микротрещин могут играть существенную роль в полной проницаемости угольных пластов, уменьшая время диффузии газов через угольную матрицу. Взаимосвязь между неоднородностями геологической среды, имеющими иерархическое строение, определяется принципами самоподобия. Отметим, что сорб-ционные свойства угля также связаны с микропорами (размеры их соизмеримы с размерами молекул газа) и они могут в значительной мере определять возможные запасы газа в угле. Собственно появление трещин начинается во время процесса образования угля из растительного материала на стадии диагенеза. За счет этих процессов появляются первичные трещины, которые пересекают уголь под углами, близкими к 90о к поверхности напластования. Таким образом, первичными трещинами называются дизъюнктивные нарушения в угле, формирование которых связано с физическими и химическими процессами, проходящими при углефи-кации. Выделяют два типа таких трещин — главный, или основной, и второстепенный [3, 4]. Главные трещины представляют хорошо выраженную группу, развитую перпендикулярно напластованию. Второстепенные трещины менее выражены, они также перпендикулярны напластованию и ориентированы примерно под углом 90° к основной системе трещин. Протяженность первичных трещин поперек напластования 0,5-2,0 см, расстояние между ними для каменных углей составляет от 0,5 до 2,0 мм, а в антрацитах — 5-20 мм.
За время своего существования угольный пласт может подвергаться воздействию различных тек-
тонических процессов, в результате которых формируются вторичные или тектонические трещины. В отличие от первичных трещин, тектонические трещины характеризуются различной ориентировкой, которая связана с тектоническими напряжениями. Таким образом, время образования первичной и вторичной трещиноватости не совпадает, при этом первичные трещины являются теми неоднородностями, по которым происходит частичная релаксация тектонических напряжений. Тектонические трещины особенно развиты в зонах, расположенных вблизи геологических нарушений. В малонарушенных углях резко преобладают первичные трещины.
Исследование карбонатов позволило установить связи между проницаемостью, обилием трещин и степенью раскрытия трещин [5]. Это связь показывает, что проницаемость увеличивается от степени раскрытия трещин в кубе и изменяется обратно пропорционально распределению трещин
к = (84,4105) м?/г, (1)
где: к — проницаемость, л-10-3 мкм2; щ — степень раскрытия трещин, см;
г — расстояние между трещинами трещин, см.
Уравнение [1] является модификацией стандартного определения трещинной проницаемости в соответствии с кубическим законом, упрощенной для расчета только по двум переменным (степени раскрытия и распределения трещин). А.Р.БсоН использовал связь, предложенную Р.1Ыс1а (1983), для моделирования поведения проницаемости в угле [6]. Он объяснял это тем, что проницаемость осуществляется главным образом через трещины, потому что матрица между ними в карбонатах и углях считается практически непроницаемой, вероятно, это предположение справедливо для угля вследствие замедленной диффузии газа из угольной матрицы.
Построение детальной ЭО-геодинамической модели
юго-восточного крыла Талдинского месторождения
Для моделирования трещиноватых залежей необходимо корректно использовать исходную инфор-
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СРЕДНЕСУТОЧНЫХ ДЕБИТОВ ГАЗА ПО ПЛОЩАДИ ТАЛЛИНСКОГО УГЛЕМЕТАНОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
мацию, учесть многие геологические факторы. При этом подходе применяется регулярная Эй-сетка, подобная той, которая используется в геологическом моделировании. В конечном счете создается интегрированная залежь с трещиноватой и пористой средой, где свойства трещин зависят от большого числа геологических факторов. Обобщение большого числа промысловых данных показало, что плотность трещин и их ориентация могут быть предсказаны довольно точно еще перед началом бурения. Проблема моделирования месторождений решается простым объединением большого числа доступных данных в согласованных моделях. Исходными данными, необходимыми для построения модели трещиноватого коллектора, являются ориентировка и плотность трещин. Эти данные в косвенном виде содержатся в атрибутах геомеханических карт напряженного состояния. Помимо этого информация о трещиновато-сти содержится в скважинных данных (ГДИ, FMI). В некоторых случаях трещиноватость можно изучать непосредственно на обнажениях. Современный программный продукт,
позволяющий моделировать вторичную пористость и проницаемость углей, называется "Irap RMS". Структурная, литологическая и петрофи-зическая модели RMS используются для контроля распределения трещин. Напряженное состояние коллектора в программном модуле "FracPerm" моделируется с помощью упругой конечно-элементной модели. При этом региональное поле напряжений рассматривается как граничное условие.
Реконструкция напряженно-деформированного состояния горного массива (пространственное распределение осей эллипсоида напряжений и зон пригрузки и разгрузки) имеет первостепенное значение для прогноза проницаемости угольных пластов. Именно этот параметр, как было показано, связан со степенью раскрытости трещин, а следовательно, оказывает непосредственное влияние на проницаемость угля. Для наиболее успешной добычи метана необходимо выполнение условия, чтобы объем области интересов был расположен в зоне максимальных деформаций.
Для реконструкции напряженно-деформированного состояния
горного массива был выполнен комплекс исследований, который включал построение математических моделей. Были применены известные в тектонофизике схемы распределения деформаций вблизи разрывного нарушения при заданной априори блочной делимости района и ориентировке главного сжимающего напряжения. Последняя была задана исходя из имеющихся сведений о механизмах очагов землетрясений в регионе и расчетов ориентировок осей максимального сжатия, выполненных для региональных разломов Кузнецкого бассейна. Внешнее сжатие Талдинской площади обусловлено субмеридиональной ориентировкой осей максимального сжатия при вертикальном расположении оси растяжения. Это вывод имеет существенное значение при создании детальной геодинамической модели Талдинской площади.
Исходным материалом при создании геодинамической модели являлась структурно-геологическая модель, построенная в программном пакете "Irap RMS". Зоной интересов Талдинского метаноугольного
Рис. 4. МОДЕЛЬ НАПРЯЖЕННОГО СОСТОЯНИЯ ТАЛЛИНСКОЙ ПЛОЩАДИ
промысла являются угольные пласты 39-57 ленинской свиты, которые залегают в интервале глубин 300-900 м.
Модель рассчитывалась для площадки 2350х5100 м и глубиной 1700 м. Информация об ориентировке и кинематике разрывных нарушений была взята с геологической карты масштаба 1:25 000 и дополнена данными, полученными с помощью углеразведочных скважин. Параметры ячеек модели выбраны 25х25м, а по толщине соответствуют мощности угольных пластов и межпластового пространства. С помощью программного модуля "РгасРегт" было выполнено моделирование напряженного состояния углепородного массива.
Как известно, горные породы на глубине находятся под суммарным воздействием многих физико-механических сил: собственная масса пород, тектонические силы различного масштабного уровня, внутреннее давление насыщающих флюидов и др. Все это приводит к возникновению в массиве горных пород сложного объемно-напряженного состояния. Поскольку массив состоит из неоднородных по физико-механическим свойствам горных пород, структурных неодно-родностей, обладающих определенной геометрией, на поверхности массива имеется расчлененный рельеф, то при анализе напряженного состояния необходимо учитывать каждый фактор, влияющий на суммарное поле напряжений. В данной статье были учтены: горизонтальное сжатие, вызванное тектоническими процессами, и литостатиче-ское давление, вызванное массой вышележащих пород.
Рассмотрим сначала эффект, возникающий за счет горизонтального сжатия (рис. 4). Наличие такого сжатия подтверждается сейсмичностью, структурно-геоморфологическими методами и полевыми наблюдениями за трещино-ватостью. Установленное субмери-
А - куб значений напряженного состояния Таллинской площади, Б - субмеридиональный разрез и местоположение добывающих скважин, В - куб значений величины литостатического давления; 1 - ориентировка приложенной нагрузки
диональное сжатие рассматривает- строении модели. Проведенные ся как граничное условие при по- расчеты позволили сделать ряд вы-
водов, отражающих общий характер развития деформации в блоковой среде на Талдинской площади. По отношению к приложенным напряжениям были выделены границы блоков: компрессионные (закрытые), декомпрессионные (открывающиеся), транспрессионные (сдвиг со сжатием), транстенсион-ные (сдвиг с растяжением), свободные (напряжения отсутствуют). Для внутриблоковых областей распределение напряжений в значительной степени определяется данной конкретной конфигурацией блоков, характером их границ, механическими обстановками. Выделяется южный блок, наименее затронутый деформацией. Отметим, что именно в этом блоке располагаются скв. УМ-5.9 и УМ-5.10, имеющие минимальные среднесуточные дебиты газа и воды (см. рис. 1). Центральный блок значительно более деформирован и, как следствие этого, содержит скв. УМ-5.2 и УМ-5.4 — с максимальными деби-тами газа. И наконец, самый северный блок, расположенный в лежачем крыле крупного разрывного нарушения, слабо деформирован, что, по-видимому, определяет его низкую газоотдачу. Очевидно, что выявленные закономерности позволяют считать максимальные сжимающие напряжения трендом, связанным со значениями проницаемости.
Помимо бокового сжатия, на распределение среднесуточных де-битов, а следовательно, на проницаемость оказывает влияние лито-статическое давление (см. рис. 4). Для учета этого параметра была использована модель распределения литостатического давления. При расчете учитывался рельеф дневной поверхности. Рассчитанные значения литостатического давления были использованы в качестве отрицательного тренда для построения прогнозной модели проницаемости Талдинского месторождения.
Построение детальной ЭО-модели проницаемости угольных пластов юго-восточного крыла Талдинского месторождения
В результате объединения моделей бокового сжатия и литоста-тического давления была получена основа для создания трехмерной прогнозной модели проницаемости углепородного массива Талдинской площади. В качестве исходных данных для ее создания были использованы следующие параметры: Эй-куб расчетов значений максимальных напряжений, Эй-куб расчетов литостатического давления и данные по замерам проницаемости на скважинах. Поскольку значение проницаемости для угольного пласта определяется по формуле (1), то необходимо оценить степень открытости трещин, поскольку расстояние между трещинами в первом приближении можно считать константой. В свою очередь значение открытости трещин прямо пропорционально степени деформирован-ности среды и обратно пропорционально значению литостатического давления, которые были оценены с помощью компьютерного моделирования. С помощью программного комплекса 'ЧгарРМБ" были рассчитаны значения проницаемости для каждого угольного пласта изучаемой территории. И на последнем этапе моделирования рассчитанные значения распределения параметра проницаемости были отнормирова-ны по имеющимся результатам ГДИ скважин.
В результате проведенных работ были выявлены благоприятные участки для добычи метана из угольных пластов. Наиболее проницаемый участок располагается в центральной части Талдинской площади. Южнее и севернее этого участка находятся блоки, малопригодные для добычи газа.
Таким образом, разработана методика, благодаря которой мож-
но прогнозировать участки с высокими коэффициентами газоотдачи метана из угольных пластов. Недоучет этого параметра может привести к необоснованно завышенным ожидаемым дебитам метана на месторождениях. Оценка проницаемости необходима для выбора оптимального расположения добывающих скважин на промыслах (чем выше значение проницаемости, тем больше должна быть оптимальная дистанция между скважинами). Структурно-тектонический анализ территории промысла позволит не расходовать средства на заведомо низкорентабельные участки. Угольные пласты с низкими значениями проницаемости не должны вовлекаться в промысел, поскольку они не только не позволят окупить затраты на их подготовку к эксплуатации, но и могут оказывать отрицательное воздействие на дебиты газа, получаемые из соседних пластов.
Литература
1. Кузнецов С.В. Природная проницаемость угольных пластов и методы ее определения / С.В.Кузнецов, Р.Н.Кригман. - М.: Наука, 1978.
2. Кузнецов С.В. Природа и механизм формирования газопроницаемых зон в угольных пластах / С.В.Кузнецов, В.А.Трофимов // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. - 1999. - № 1.
3. Ammosov I.I. Fracturing in Coal, version translated from Russian / I.I.Am-mosov, I.V.Eremin. — Office of Technical Services, U.S. Department of Commerce, Washington, D.C., 1963.
4. Close J.C. Natural fractures in coal / Eds.: B.E.Law, D.D.Rice//Hydro-carbons from Coal, American Association of Petroleum Geologists, Studies in Geology. - 1993. - V. 38.
5. Lucia F.J. Petrophysical parameters estimated from visual descriptions of carbonate rocks: a field classification of carbonate pore space // Journal of Petroleum Technology. - 1983.
6. Scott A.R. Improving coal gas recovery with microbially enhanced coal-bed methane / Eds.: M.Mastalerz, M.Glik-
PROBLEMS OF METHANE PRODUCTION FROM COAL BEDS AND RECENT GEO-DYNAMICS WITH REFERENCE TO TALDINSKOYE FIELD (SOUTH KUZBAS)
Dmitrievskaya TV, Ryabukhina S.G. (Russia's state university named after Gubkin), Zaitsev V.A. (Lomonosov Moscow state university)
Coal methane is related to nontraditional sources of HC. Principal possibility of large-scale commercial methane production from coal beds was experienced in USA where coal methane production is underway since beginning of eighties of last century and attained 50 billion m3, that is about 8 % of total gas consumption. Russia possessing significant resources of coal methane, 83,7 trillion m3, only in late 2009 began its methane coal exploitation. The first methane coal field is located within south-eastern side of Taldinsky structure (South Kuzbas). The article considers problems of commercial exploitation of the field and, first of all, small volumes of methane obtained during 2 years of exploitation and great spread of gas rates by wells. It is shown a necessity to consider permeability of coal beds in determining methane recovery value. It is established a relation between recent geodynamic and permeability of coal beds. Technology of evaluating extent of gas recovery of coal beds performed using software com plex ' IrapRMS" of "ROXAR" company is proposed.
son, S.D.Golding // Coalbed Methane: Scientific, Environmental and Economic Evaluation. — Dordrecht, The Netherlands: Kluwer Academic Publishers, 1999.
© Т.В.Дмитриевская, С.Г.Рябухина, В.А.Зайиев, 2012
Татьяна Венедиктовна Лмитриевская, старший научный сотрудник, v.zaitsev@mail.ru;
Светлана Георгиевна Рябухина, руководитель лаборатории, кандидат геолого-минералогических наук, v.zaitsev@mail.ru;
Владимир Александрович Зайцев, ведущий научный сотрудник, кандидат геолого-минералогических наук, v.zaitsev@mail.ru.
Key words: nontraditional sources; methane; coal beds.
