книги из ГПНТБ / Макогон, Ю. Ф. Гидраты природных газов

Мессояхского) присущи большие значения вторичной гамма-актив­ ности (С. М. Ленда, 1968 г.)- Для интересующих же нас пластов, газонасыщениость которых доказана результатами испытаний в восьми скважинах, значения вторичной гамма-активпости анало­ гичны водойасыщсппым пластам.

М Е С С О Я Х С К А Я

П Л О Щ А Д Ь

Рис. 100. Условия образования гидратов газов в пластах Мессояхского место­ рождения

Подобное явление вызвано тем, что газ, перешедший в гидраты вследствие сильного уплотнения, резко увеличивает водосодержанне коллекторов, имитируя их водонасыщеиность.

Для получения наиболее полных данных о гидратах в залежи при выполнении геофизических исследований делается сопоставле­ ние кривых ПС, КС и кавернометрии для всего разреза, включая покрышку и газо-водяной контакт. На ри. 101 приведены три харак­ терные серии геофизических характеристик залежей природного газа при наличии: а) свободного газа во всей продуктивной части залежи; б) гидрата во всей продуктивной части залежи; в) в верхней части залежи гидратов, а в нижней — свободного газа.

Отмеченные выше аномальные явления несвойственны газосодер­ жащим: породам залежи ниже геоизотермы —10° С, что свидетель­ ствует об отсутствии здесь кристаллогидратов газа. Отсутствие гидратов газа в нижней части залежи и возможное их наличие в верх­ ней части подтверждаются данными замеров пластовых давлений и статической термометрии, указывающими на существование равно­ весных условий гпдратообразоваиня только в верхней половине залежи.

0 50 т 150Ом-м 0

50 WO WO Он и 0 50 WO WOOm h

Р и с . 101 Характерная геофизическая характеристика залежей при­ родного газа.

1 — глинистая покрышка; 2 — газонасыщсиный песчаник; 3 — гидратопасыщемный песчапик; 4 — водонасыщенные пласты

В процессе опробования скважин было выявлено влияние пла- -стовой температуры на дебит скважины. При расположении интер­ валов перфорации вверх от нижней границы газогидратной зоны (изотерма + 10° С) наблюдается снижение дебптов скважин. При рас­ положении интервалов перфорации вниз от границы газогидратной зоны дебиты скважин значительно возрастают (табл. 24).

На основе анализа термодинамической и геофизических характе­ ристик Мессояхского месторождения определены интервалы нали­

та б л и ц а 24

	Абсолютная	Абсолютная	Расстояние до
			дыр перфораціи!
Номер скважины	отметка интерва­	отметка глубины	от абсолютной
	лов перфорации,	изотермы	отметки
	м	4-Ю °С, м	изотермы,
			4-10 °С
121	-716 -727	-791	4-64
109	—748—794	-8 0 0	+ 6
150	-741-793	—787	- 6
195	-779 -795	—766	—29
131	-771-793	-734	-5 9

Абсолютно

свободный дебит газа, тыс. м3/сут

26

133

4J3

626

1000

152

чия гидратов в продуктивных пластах и построен профиль, на кото­ ром нанесена нижняя граница существования гидратов в залежи

(рис. 102).

С целью подтверждения наличия гидратов газа в гидратном состоянии в залежи были выполнены специальные исследования по закачке метилового спирта в пласт на ряде скважин, который, разрушая и предупреждая последующее образование гидратов,

Рис. 102. Интервалы глубин зоны наличия гидратов в пластах Мессояхского месторождения.

1 лт продуктивный пласт; 2 — непродуктивные пропластки; 3 — изотерма 10° С; 4 — интервал вскрытого пласта

Т а б л и ц а 25

Изменение продуктивной характеристики скважины до н после обработки призабойной зоны метанолом

	До обработки		После обработки
Номер скважины	депрессия,	дебит,	депрессия,	дебит,
	ьтс/см2	тыс. м3/сут	кгс/см2	тыс. м3/сут
133	3,5	25	0,4	50
	7,0	50	0,8	100
	14	100	1,1	150
	19	150	1,5	200
142	22	200	2,0	250
	8	5	0,4	50
	13	10	0,5	100
	19,5	25	0,7	150
	25	50	1,0	200
	30	100	1,4
	33	150

153

значительно повышает продуктивную характеристику призабойной зоны пластов.

Результаты исследований разложения гидратов в призабойной зоне с помощью закачки метанола по двум скважинам приведены в табл. 25, по данным которой видно, что при закачке метанола в пласт, содержащий газ в гидратном состоянии, продуктивность скважин возрастает больше чем на порядок.

Используя методику определения компонентного состава гидрата по составу свободного газа в залежи, определили суммарные запасы газа при наличии гидрата в залежи Мессояхского месторождения. При этом исходили из условия, что только треть залежи содержит часть газа в гидратном состоянии, а в остальных двух третях газ находится в свободном с о с т о я н и и .

Как показали расчеты, суммарные запасы газа в залежи оказа­ лись на 54% большими, чем учтенные при допущении заполнения всего коллектора залежи газом в свободном состоянии.

§ 8. Метод подсчета запасов газа газогпдратпой залежи

Подсчет запасов газа в газогпдратпой залежи не может быть проведен методами, используемыми при подсчете запасов газа обыч­ ных месторождений природного газа.

Методы подсчетов запасов газа, основанные на использовании результатов обработки газогидродинамических исследований сква­ жин и пластов в том виде, в каком они существуют, неприемлемы, т. е. фазовая проницаемость в пластах газогпдратной залежи не поз­ воляет определить количественные соотношения свободного и связан­ ного гндратного газа в залежи. Кроме того, фазовая пронпцаемость при отборе газа пз залежи является величиной переменной, завися­ щей от условий отбора газа, термодинамической характеристики залежи, состава газа и т. д.

Определенпе запасов газа газогпдратпой залежи на основе емкост­ ных характеристик отбираемых из продуктивной толщи кернов и обрабатываемых по стандартной методике, также не отражает коли­ чественных соотношений свободного и связанного объемов газа в залежи.

Для достоверного определения запасов газа в газогпдратной залежи не только необходимо располагать конечными параметрами месторождения, но и требуется знать начальные значения парамет­ ров и их изменение в период формирования газогпдратной залежи.

Газогпдратное месторождение может содержать газ в виде гидра­ тов и свободный газ. Их соотношение определяется различными факторами (пористостью, начальным содержанием связанной воды в поровом пространстве, исходным составом газа, наличием мигра­ ции воды и газа и конечной величиной пластовых давлений и темпе­ ратур, условиями формирования газогидратных залежей и т. д.).

При образовании гидратов в пластовых условиях часть газа перехо­ дит в гидраты и при неизменном давлении размер залежи значительно

сокращается, так как при образовании гидратов природных газов 1 м3 поровой воды способен поглотить от 70 до 220 м3 газа. При неподвиж­ ном контакте образование гидратов сопровождается понижением давления газа в пласте. При этом могут образовываться залежи природного газа с аномально низкпм давлением. При бурении сква­ жин на таких структурах промывочная жидкость может сильно поглощаться. Снижение объема залежи и л и пластового давления газа необходимо учитывать при подсчете запасов природного газа

вместорождениях, приуроченных к зопе гпдратообразования. Запасы газа в месторождении, когда часть газа находится в свя­

занно,м состоянии в виде гидратов, могут значительно превышать запасы, соответствующие показателям давления и объема залежи.

При наличии гидрата в пласте основные запасы в залежи состоят из двух частей: свободный газ, содержащийся в свободном простран­ стве пор, и связанный газ, содержащийся в гидрате. Запасы газа в залежи, имеющей частично или полностью газ в гидратном состоя­ нии, определяются уравнением:

		Q = Q g + Q h		+ Q ^	(IV.7)
где	Q — суммарные запасы		газа в	залежи,	м3; Qc, — запасы газа
в свободном состоянии,		м3;	QH — запасы газа в гидратном состоя­
нии,	м3; Qi — запасы	растворенного газа,			м3.

Запасы свободного газа определяются свободным объемом норо­ вого пространства, давлением и температурой и находятся из выра­

жения :
Qg = Vm	[ l - s w+ s„ (ShVh - s„)].	(IV.8)

Запасы газа, содержащегося в гидратном состоянии, определя­ ются количеством поровой воды, перешедшей в гпдрат, и коэффи­ циентом реагирования:

QH = VmswsHi'-

(IV.9)

Запасы газа, растворенного в свободной поровой воде, определя­ ются из выражения:

(ІѴ.10)

В уравнениях (IV.8)—(ІѴ.10) приняты следующие обозначения: V — объем залежи, м3; т — полная пористость продуктивной части

вдолях единицы от объема залежи; р — пластовое давление, кгс/см2;

Т— пластовая температура, °К; р 0,Т 0 — нормальные давления и тем­ пература; z — коэффициент сверхсжимаемости свободного газа в за­

лежи; sw — общее содержание поровой воды в долях единицы от тп (sw в газогидратиой залежи может значительно превышать ее вели­ чину, определяемую размерами пор и параметрами обычной газовой залежи, вследствие миграции поровой и жидкой воды при образо­

вании гидратов);	% — часть поровой воды,		перешедшей в	гидрат
в долях единицы	от	ф — коэффициент	реагирования	(равен

155

■отношеншо числа объемов газа при нормальных условиях к объему воды, содержащейся в моле гидрата):

Уд 10з	(IV. 11)
Ч>= 18«FfJ ’

тде VG— объем моля газа при нормальных условиях, м3; п — моляр­ ное соотношение воды и газа в гидрате; Ѵн — удельный объем воды

вгпдратном состоянии, м3/кг; Я — коэффициент растворимости газа

вводе при наличии гидрата.

При подсчете запасов газа в газогндратной залежи объемом рас­ творенного газа в свободной поровой воде можно пренебречь вслед­

	300				ствие того, что при наличии гид­
					рата Я имеет небольшие значения
					[35,	41,		52].		реагирования ф
					Коэффициент
					также		может		иметь размерность
					м3/кг, тогда
^ 1	wo	zoo	зоо	т				Чѵ		У д ]03	(IV. 12)
										и 18
■'=>	Молекулярная масса гиОрата				На практике					всегда	ф2
Рис. 103. Зависимость ф от молеку­
	лярной	массы	гидрата		Коэффициент ф является функцией
					состава			газа,	давления		и темпе­
ратуры. На рис. 103 дана зависимость							ф от		молекулярной массы
гидратов природных газов и гидратов метана.

Как видпо из рис. 103, величина ф снижается с возрастанием молекулярной массы гидрата и с повышением давления гпдратообразования.

При определении sa н % необходимо учитывать количество поро­ вой и жидкой вод, мигрировавших в залежь при ее переходе в гпдратное состояние, которое можно определить по результатам обра­ ботки газогндродпнамических исследований пласта, содержащего гидрат, и емкостных характеристик керна, отбираемого из продук­ тивной части пласта.

Свободная пористость и проницаемость пласта, содержащего гидрат, полученные при обработке газогндродпнамических исследо­ ваний, будут всегда ниже, чем при обработке кернового материала по стандартной методике. Их разница определяется содержанием гидрата в поровом пространстве залежи.

Так, при значительной закупорке норового пространства гидра­ том и при проведении гидродинамических исследований, при депрес­ сиях, не позволяющих снизить давление ниже давления разложения гидрата, будут получены крайне низкие фильтрационные параметры пласта, в то время как исследование кернового материала может дать очень высокие фильтрационные параметры.

Переход газовой залежи в газогидратиую может сопровождаться понижением давления — прн неподвижном газо-водяном контакте (ГВК) и отсутствием диффузионной миграции в залежь газа и воды;

156

запасы газа в заленш останутся неизменными, хотя пластовое давле­ ние значительно снизится. При перемещающемся ГВК и при отсут­ ствии миграции газа в залежь в период ее формирования образование гидрата сопровождается уменьшением размеров залежи при неизмен­ ных запасах газа. При достаточно сильной миграции газа и воды в залежь, при образовании в ней гидратов размеры залежи могут сохраняться первоначальными, а запасы газа при неизменном пла­ стовом давлении значительно возрастут.

Рассмотрим несколько		конкретных примеров.
1. Определить запасы газа,			имея следующие данные: суммарный
объем залежи V — 1 - ІО10 м3 =			const; общая пористость т		°36
					= —	=
			.|09	— 0,15;	иЫ)
= 0,347;					влагонасы-
	эффективная пористость тэ = ~
	1 = 0,568;		680
щенпость		относительная		плотность	газа	Д =

=0,6012.

Суммарные запасы газа в залежи при ее переходе в гндратную

остаются неизменными, а соотношение объемов свободного газа и связанного в гидратиое состояние изменяется с изменением давле­ ния и температуры, с переходом части поровой воды в гидраты. Результаты расчетов приведены в табл. 26 и 27. В табл. 26 н 27 приведеио сопоставление запасов газа в газогидратпой п свободной залежи при изменении давления и температуры в замкнутой залежи, т. е. когда отсутствовало перемещение ГВК и миграция газа и воды в залежь при образовании гидрата. Как видно из данных таблиц, запасы газа в газогидратной залежи превышают запасы свободного газа в этих залежах в 4—15 раз. Однако при миграции газа и воды в залежь, при образовании в пей гидратов может произойти полная закупорка норового пространства гидратом и в этом случае превы­

шение запасов		газогидратной залежи будет			более	значительным.
						Т а б л и ц а 26
	Распределение запасов в газогидратной залежи
	Параметры			Изменение параметров
р, кгс/см2		70	64,5	58	44	32	25
г,	°С	20	11	10	5	1	—2,1
Wl, 10е, ы3		1,97	1,52	1,847	1,697	1,370	1,501
Wh , 107, м3		—	1,78	12,42	27,3	40,8	45,4
Qc 10-9, м3		117	113,4	92,2	63,3	38,0	30,0
Qh 10"s, м3		—	3,64	24,82	53,7	79,0	87,0
2.Q ІО-8, м3		117	117	117	117	117	117
S P	о/	100	103	122	185	307	390

ë F >/0

Примечание, р—давление в залежи; (—температура залежи; W/,—объем жидкой воды в поровом пространстве залежи; Wjg—количество воды, перешедшей в гидрат; Qq— объем свободного газа в залежи; Qj.j—объем газа в гндратиом состоянии; 2 Q -суммарное

содержание газа в залежи.

157

Т а б л и ц а 27

Распределение запасов в газогіідратиоіі залежи при начальном высоком давлении

Параметры				Изменение параметров
р , кгс/см2		235	170	123	81	48	32	25
1, СС	м 3	25	20	14	10,5	5	0	—10
Wl іо- 3,		2,84	2,222	1,628	0,96	0,57	0,40	0,33
ІГя 'Ю "9,	т	—	0,618	1,212	1,88	2,27	2,44	2,51
Qg ІО"9, м 3		450	331	219	120	63	40	30,4
Qu ІО"9, м3		—	129	231	330	387	410	420
2Q 10-«, м3		450	450	450	450	450	450	450
Ѵ'с ІО9		1,74	1,578	1,422	1,25	1,15	1,11	1,08
Qu ß Q		100	28,7	51,3	73,2	86	91	93
Q/Qg			136	205	375	715	1120	1500
Ф		—	209	190	175	170	168	167
		450	366	267	167	95	62	48,3
ZQ/Qc*		100	123	169	270	475	725	930

§9. Некоторые соображения о газогндратах

впридонной части океана

Открытие свойства природных газов находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогндратиые залежи позво­ лило по новому подойти к решению задачи формирования и поисков скоплений углеводородов в придонной части океана.

В последние годы появился ряд работ, посвященных проблеме гидратов в придонной части океана [7, 42, 44, 50].

Следует отметить, что к настоящему времени накоплен чрезвы­ чайно ограниченный фактический материал, подтверждающий нали­ чие гидратов в осадочном чехле придонной части океана, что можно объяснить в первую очередь новизной проблемы, сложностью тех­ нического решения герметичного отбора керна при неизменном термодинамическом режиме, малым объемом специально поставлен­ ных работ.

Однако даже единичные факты отбора кернов из придонной части океана, содержащих гидрат, можно считать подтверждением поло­ жения о значительном скоплении гидратов газов в осадках аквато­ рии. Интересно отметить тот факт, что все океанологические экспе­ диции, в план которых входила задача отбора гидратсодержащнх кернов из придонных осадков, успешно справились с поставленной задачей.

Исключительная важность проблемы гидратов в океане, ее влия­ ние на вопросы генезиса газов и формирование залежей природных газов значительно ускорят решение многосторонних задач, стоящих перед наукой и практикой. Особым катализатором в решении про­ блемы гидратов газов в океане является тот факт, что большая часть

158

акватории мирового океана является нейтральной зоной, что обост­ рит межгосударственную конкуренцию. Преимущества получит тот, кто первый широко возьмется за решение этой перспективной про­ блемы, кто располагает более совершенными поисковыми методами

иметодами бурения и отбора газа в пределах акватории. Вероятно, непроницаемая газогидратная оболочка в придонной

части осадков акватории определенным образом повлияла пе только па формирование залежей газа, но и залежей нефти. Хотя моря и океаны занимают 2/3 площади нашей планеты и роль газов, нахо­ дящихся в водной оболочке в общем газообмене велика, о газах глубоководных зон известно очень мало. И только в последние го­ ды при изучении шельфовых и глубоководных зон морей и океанов в процессе поисков нефти, газа и других полезных ископаемых полу­ чены новые данные, свидетельствующие о существовании скоплений природного газа в твердом (гидратном) состоянии в придонных частях глубоководных водоемов.

Так, по данным Р. Д. Столла и др., во время буровых работ, проведенных компанией «Гломар Челленджер» на подводном хребте Блейк-Бехаме, были подпяты керны, содержащие газ и разруша­ вшиеся в результате бурного выделения газа. При быстром подъеме кернов на поверхность этот процесс сопровождался образованием льда, который потом таял. Подобные явления наблюдаются и при разрушении искусственно образованных гидратов. Содержащие газ осадки отмечены в горных породах, залегающих на глубине 600 м ниже морского диа под слоем воды 3000 м.

В поверхностной части диа в заливе Санта-Барбара у Мексикан­ ского побережья Емери и Хоггеном [8] под 500-метровой толщей воды обнаружены осадки с большим количеством газа (свыше 500 мл на литр осадка), содержащего СҢ, — 43—45%, С02 — 17—20%, NHS — 38%. Очевидно, что столь высокое содержание газа в осадке связано с образованием гидратов, так как при соответствующей термодинамической обстановке получение такого количества газа в растворенном или сорбированном состоянии пе находит объяснения.

Сероводородная зона на Черном море, начиная с глубин 200— 300 м, возможно, является следствием существования H 2S в гидратном состоянии. Предварительное изучение осадков Черного и Кас­ пийского морей, проведенное комиссией по проблеме «Преобразо­ вание органического вещества в современных и ископаемых осадках и основные этапы генерации свободных углеводородов», показало,

что в	осадках	генерируется большое количество различных газов,
в том	числе	углеводородных, и что газы в них и захороняются.

Об этом свидетельствует тот факт, что осадки из некоторых колонок, поднятых со диа Черного и Каспийского морей, при подъеме их на борт судна начинают «пузыриться» из-за энергичного выделения газов. Любопытно, что в некоторых пустотах, заполненных газом, наблюдаются кристаллы его гидратов. В колонке, поднятой в Чер­ ном море с глубины 1950 м (станция № 116), обнаружены гидраты в интервале с 640 см от поверхности осадка и до подошвы колонки —

159

810 см. Некоторые колонки, поднятые в Черном и Каспийском морях, «пузырились» сверху донизу.

При разломе свежеподиятых колонок можно наблюдать гидраты в виде пнееподобных кристаллов в порах.

Керны более крупных размеров (диаметром 18 см и длиной до нескольких десятков метров) были подняты из придонной части Тихого океана, они содержали газ в гидратном состоянии. Гидрат можно было наблюдать визуально на изломах кернов. Кроме того, газ бурно выделялся при повышении температуры керна. В ряде случаев происходил разрыв кернов в кернодержателях. Известно, что при повышении температуры происходит разложение гидрата и в замкнутом объеме (объем норового пространства керна), резко воз­ растает давление газа, что приводит к разрыву керна. Разрыв керна будет тем интенсивнее, чем менее проницаемы торцевые части керна.

Важность проблемы гидратов газов в океане выдвигает ряд неот­ ложных задач, решение которых позволит поставить по-новому принципиальные вопросы формирования и поисков залежей угле­ водородов не только в пределах акватории, но и, особенно, в зоне сочленения зоны шельфа с материками.

Кратко рассмотрим существо проблемы гидратов в придонной части океана.

Большая часть дна Мирового океана сложена осадочными поро­ дами, мощность которых составляет от нескольких десятков метров до нескольких километров.

Термодинамический режим придонной части океана, начиная с глубин 250—500 м, практически полностью соответствует усло­ виям существования гидратов газов.

Полярные моря характеризуются незначительными колебаниями температуры воды, величина которой близка к 0° С. Температура воды любого экваториального океана на глубине около километра практически не превышает 5° С, а на глубине свыше 2000 м она практически остается постоянной в пределах 1—3° С.

На рнс. 104 приведен график для определения глубины образо­ вания гидратов отдельных газов в океане в зависимости от темпера­ туры и давления. На рис. 104 нанесены равновесные кривые образо­ вания гидрата азота, метана, углекислоты, сероводорода и природ­ ного газа относительной плотности 0,6 в зависимости от гидростати­ ческого давления (от глубины). Здесь же нанесены две температур­ ные кривые в зависимости от глубины океана: для субтропической зоны Тихого океана и для Арктического океана. Точка пересечения равновесной кривой образования гидратов с кривой изменения температуры определяет положение границы (верхней) зоны воз­ можного гидратообразования в осадочном чехле океана. Как видно из рис. 104, для субтропиков сероводород может образовывать гид­ рат на глубинах в несколько десятков метров, углекислота — свыше 250 м, метан 500 м, азот —1700 м. Природный газ с относитель­ ной плотностью 0,6 образует гидрат при данных термодинамических условиях на глубинах свыше 300 м.

160