ПРОГНОЗИРОВАНИЕ АВАРИЙНЫХ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНАХ, ВСКРЫВАЮЩИХ РАЗРЕЗ МНОГОЛЕТНЕМЕРЗЛЫХ ПОРОД

В.Ф.Клейменов, А.А.Размышляев, Д.В.Плющев

Геолгия, геохимия, геофизика и разработка нефти и газа, М.: ВНИГНИ, 1998, С. 149 – 162.

В последнее десятилетие геологоразведочные работы на нефть и газ во все больших объемах разворачиваются в осложненных покровом многолетнемерзлых пород (ММП) приполярных регионах России.

Бурение в мерзлоте в большинстве случаев сопровождается непредсказуемыми и поэтому неуправляемыми аварийными флюидопроявлениями. Осложнения возникают вследствие растепляющего воздействия на замерзшие породы циркулирующего бурового раствора в бурящихся скважинах, а также воздействия извлекаемых нефти и газа в эксплуатационных скважинах. В первом случае растепление приводит к выбросам флюидов вследствие их фазовых видоизменений - перехода замерзшей воды в жидкое состояние и высвобождения свободного газа, связанного при отрицательных температурах в гидратах. Во втором - вызывает потерю устойчивости буровых вышек и колонн эксплуатационных труб. Обусловливается это тем, что при остановке работы скважин (бурящихся, эксплуатационных) в их заколонном и межтрубном пространстве происходит обратное промерзание жидкости. Возникают непредсказуемые напряжения, вызывающие смятие труб и нарушение их герметичности.

Все названные виды аварийных проявлений в скважинах в полном объеме встречены при работах практически на всех месторождениях и разведочных площадях севера Западной Сибири. На Ямале отсутствие методов их прогнозирования и предупреждения существенно осложняет промышленное освоение месторождений, в первую очередь, Бованенковского газоконденсатного месторождения (ГКМ).

По данным научно-технической фирмы «Криос», исследующей особенности вскрытия бурением мерзлого разреза, практически во всех скважинах Бованенковского ГКМ отмечены газопроявления. Причем газовыми и газоводяными выбросами разной интенсивности (до 4000 м3/сут) и продолжительности (от нескольких минут до нескольких суток) проявляются разные интервалы всего разреза надсеноманской турон-палеогеновой мерзлой толщи.

Анализ фактического материала фирмы «Криос» и Тю-менНИИГипрогаз о геокриологическом строении, а также характере аварийных флюидопроявлений позволил обосновать геологическую модель формирования энергоемкого газовыбросоопасного разреза Бованенковского ГКМ.

На месторождении мерзлота имеет сплошное монолитное строение, ее мощность изменяется в пределах 240-270 м.

Разрез осложненной мерзлотой надсеноманской флюидоупорной турон-палеогеновой толщи образуют преимущественно глинистые отложения кузнецовской (глинистость до 95%), березовской (80-85%), ганькинской (75-80%), талицкой (70-75%) и люлинворской (75-80%) свит.

Флюидодинамические расчеты свидетельствуют о полной гидравлической разобщённости сеноманских и турон-палеогеновых отложений. Пластовые давления флюидов в первых из названных образований равны гидростатическим, во вторых - последовательно увеличиваются по гидрогеологическому разрезу сверху вниз и достигают во флюидонасыщенных коллекторах нижнеберезовской подсвиты аномальности 1,7-1,8. Существование над региональным глинистым кузнецовским флюидоупором по всему разрезу пластов с АВПД исключает возможность восходящего перетока газа из сеноманских и более глубоких продуктивных отложений, а также возможность образования за счет него газовых скоплений («техногенных» по принятой у буровиков терминологии) в вышележащих отложениях.

Фактические данные позволяют обоснованно констатировать наличие собственной изначальной газоносности турон-палеогеновых отложений. Весь их разрез в значительной степени обогащен органическим веществом преимущественно гумусового состава (углистые включения, оторфованность), которое в предледниковое время в обстановке «мягкого» катагенеза (протокатагенез, буроугольная стадия углефикации) и активной бактериальной переработки произвело масштабное количество углеводородного газа (метан до 99 %). По данным изотопно-спектрометрического анализа (ВНИИГАЗ) газы турон-палеогеновых отложений преимущественно бактериальные, а не катагенетические «техногенные».

| Сингенетичность газов подтверждается систематичностью эпизодов аварийных скважинных проявлений на огромной территории севера Западной Сибири (п-ова Ямал, Гыдан, Тазовский), а также приуроченностью очагов газовых выбросов к интервалам вскрываемого разреза, располагающимся существенно выше продуктивных сеноманских отложений -предполагаемого «техногенного» газового источника. Техногенное проникновение газов носило бы очаговый эпизодический характер газопроявлений.

Согласно геохимическому балансовому расчету газовая емкость газопроизводящей турон-палеогеновой толщи на Ямале оценивается в 6-8 млн.м3/км2. На Бованенковском месторождении немногочисленные маломощные проницаемые пласты и линзы в объеме 600-метровой надсеноманской толщи аккумулировали не менее 10 млрд.м3 свободного газа.

При изучении толщи ММП Бованенковского месторождения было обращено внимание на то, что в разных ее интервалах литологически однородные глинистые и песчаные породы существенно отличаются между собой по целому ряду параметров - влажности, засолоненности, льдистости, температуре начала замерзания поровых вод (таблица; Тюмен-ИИГипрогаз, 1990). Вместе с тем, морские условия, в которых накапливались эти отложения, придавали породам отличие от современных первичную высокую влажность и однородную (равную морской - 35 г/л) минерализацию поровых вод.

Таблица

Характеристика пород криогенной толщи
Бованенковского ГКМ по скв.300

В уплотняющихся глинах с глубиной резко снижается фильтрационная способность поровых каналов, и с уменьшением их радиусов механизм фильтрации переходит в механизм ионномолекулярной бародиффузии, при которой в сопредельные с глинами песчаные пласты селективно выводятся разные компоненты поровых растворов и, в первую очередь, молекулы воды и метана, имеющие наименьшие размеры.

Молекулы воды, поступая в песчаный коллектор, разбавляют первично захороненные морские воды, молекулы газа, проникая в коллектор из материнской глины и образуя поверхности раздела с пластовой водой, обособляются в пузырьки, которые, коалесцируя, формируют газовые скопления. Растворенные же соли и более сложные углеводородные соединения остаются в глинах.

Пластовое давление флюидов внутри турон-палеогеновой толщи регулируется объемным весом вышележащей толщи пород. В глинах давление соответствует геостатическому, в песчано-алевролитовых пропластках и линзах давление также выше гидростатического:

H/10,где
γ - объемный вес породы, кг/м3;
0,5(0,2 - влагоемкосгь исследуемых пород;
Н - мощность толщи перекрывающих пород, м.

Согласно расчетам в коллекторских пропластках пластовое давление флюидов может превышать условное гидростатическое более чем в 1,5 раза.

Суммарным результатом массофлюидообменных литификационных процессов явилось возникновение в маломощных коллекторах внутри глин избыточных выбросоопасных давлений флюидов.

Газогенерация с образованием собственного газопродуктивного разреза, а также литификационные процессы, приведшие к возникновению избыточных давлений флюидов в проницаемых пластах и линзах турон-палеогеновой толщи, продолжались до современного ее оформления, в течение не менее 50 млн. лет, вплоть до наступления в раннем плейстоцене (0,7-0,9 млн. лет назад) эпохи резкого похолодания климата, начала глубокого промерзания разреза и образования толщи ММП.

Промерзание приостановило флюидодинамические процессы, привело к переходу поровой воды в лед, а газа, частично или полностью, в гидраты. Динамичные энергосистемы пластов-коллекторов превратились в потенциально динамичные. Проявиться они могут только при техногенном воздействии (растеплении, декомпрессии), возникающем при вскрытии их скважинами.

Существование реального, собственного источника углеводородного газа, повышенных пластовых давлений флюидов в коллекторах и резкое охлаждение флюидосистемы создали оптимальные условия перехода газа в гидратное состояние, формирования на севере Западной Сибири в широком интервале надсеноманского разреза зоны образования и стабильности гидратов.

Изучение многочисленных аварий на скважинах Бованенковского месторождения показало, что очагами их проявлений - газоводяных выбросов, обратного промерзания - являются рассредоточенные в глинистом разрезе маломощные коллекторские интервалы, в которых пластовые флюиды выводятся в процессе бурения из криологически связанного стабильного состояния.

Поэтому для предупреждения аварийных осложнений должны быть решены проблемы установления характера литологической неоднородности и флюидонасыщения мерзлого турон-палеогенового разреза, определения вещественного состава, фазового (пластовая вода-лед, газ-газогидрат) и динамического состояния флюидов в проницаемых его интервалах.

В настоящее время для решения задач выделения в мерзлых толщах флюидонасыщенных, в том числе и газонасыщенных, интервалов традиционно применяются скважинные геофизические исследования. Однако практика показывает, что только методами ГИС детальная корреляция разрезов ММП обеспечена быть не может. Характеристики стандартного каротажа, отражающие литологическую неоднородность разреза, искажаются влиянием льдистости пород, что выражается в завышении значений показаний КС и искажении профиля стенок скважин, которые при растеплении во время бурения приобретают увеличенные каверны.

На рис.1 отчетливо видно, что в разных скважинах стандартный каротаж позволяет выделять искомые коллекторские объекты только с определенных глубин. Этот глубинный рубеж определяется фазовым состоянием поровых вод в мерзлом разрезе. В скв.ЗОО Бованенковского ГКМ (рис.2), по данным термометрии и замерам температуры начала замерзания, до глубины 210 м поровые воды находятся в замерзшем твердом состоянии, глубже - в свободном жидком. Совершенно очевидно, что именно степень промерзания поровых вод является причиной некоррелируемости верхов разрезов (льдистых) на иллюстрируемых каротажных диаграммах и, наоборот, их коррелируемости ниже глубин, где поровые воды в коллекторе находятся в незамерзшем состоянии.

Рис.1. Промыслово-геофизическая характеристика разреза ММП скважин южной части Бованенковского ГКМ (каротаж и корреляция выполнены фирмой «Криос»): I - газонасыщенный пласт-коллектор

Интерпретация записей радиоактивного каротажа (в колонне) также практически не позволяет осуществить расчленение разреза. Не отмечается и РК аномалий, указывающих на возможное газонасыщение отдельных интервалов разреза.

Анализ геолого-геохимических условий формирования турон-палеогеновой толщи п-ва Ямал, особенностей ее газоносности и современного криологического воздействия на поровые флюиды позволил разработать нетрадиционные приемы выявления в мерзлом разрезе потенциально флюидовыбросоопасных интервалов.

Расчленение разреза проведено на основе детального графоаналитического сопоставления исследованных физических параметров пород - влажности, засолоненности, температуры, а также температуры начала замерзания поровых вод (таблица). Интерпретация параметров основывается на предпосылке, что изначально осаждавшиеся породы, сформировавшие разрез, были насыщены морскими водами нормальной солености (35 г/л). При погружении осадков и их литификации в формирующемся разрезе происходили массофлюидообменные процессы, приводящие к повышению солености поровых вод в глинистых интервалах разреза и понижению минерализации в проницаемых песчано-алевролитовых горизонтах. При современной криогенной обстановке в разрезе соответственно распределяются и значения температур начала замерзания поровых вод. Пониженные температуры характерны для глинистых интервалов разреза, повышенные - для проницаемых горизонтов.

Рис. 2. Геотермическая характеристика разреза ММП скв.300 Бованенковского ГКМ: 1-2 - кривые замеренных температур, °С: 1 - пород, 2 - начала замерзания поровых вод; 3-4 - интервалы разреза с состоянием перовых вод: 3 - замерзшего, 4 - незамерзшего свободного.

Таким образом, параметр суммарной влажности отражает динамику удаления из глин поровой воды (и газа) под воздействием увеличивающейся с глубиной литостатической нагрузки и, соответственно, нарастание динамической напряженности флюидов в пластах-коллекторах.

Параметр засолоненности1 и определенная по нему минерализация поровых вод отражают характер флюидообмена между глинистыми и песчаными горизонтами. Наблюдаемые в терригенных разрезах неуклонное увеличение минерализации поровых вод в глинах (в сравнении с морскими, захороненными при седиментации) и параллельное ее снижение в перекрывающих песчаных пластах фиксируют действие восходящего межпластового флюидообмена.

Параметр температуры начала замерзания, являясь производным от параметра засолоненности, несет ту же смысловую нагрузку - отражает характер флюидообмена и фиксирует, по повышенным своим значениям, местонахождение в разрезе ММП коллекторских пластов.

Таким образом, по названным трем параметрам могут быть с высокой степенью детальности идентифицированы потенциально флюидодинамичные интервалы в разрезах мерзлых терригенных пород (рис.3).

Рис.3. Идентификация проницаемых газоносных горизонтов разреза ММП Бованенковского ГКМ: 1 - изменение по разрезу физических и теплофизических параметров мерзлых пород; 2 -газонасыщенный пласт-коллектор.

Во взаимодействии флюидоформирующего источника и дренирующего отжимающиеся флюиды коллекторского пласта прослеживается отчетливая закономерность. Чем большее количество избыточных объемов флюидов формируется в уплотняющейся глинистой толще (функция мощности толщи, глубины ее погружения, газогенерационной способности), тем в большей степени разбавлены (понижена минерализация) поровые воды и повышена удельная газовая емкость принимающего флюиды песчано-алевролитового пласта.

Рассчитанные по показателю суммарной влажности значения величин пластовых давлений флюидов в выделенных проницаемых интервалах разреза в сопоставлении с замеренными значениями температуры пород позволили определить современную зону стабильности газовых гидратов в разрезе Бованенковского месторождения, располагающуюся в интервале глубин 135-585 м, Именно современную, так как на Ямале в прошлом атмосферные температуры были на 6-10°С ниже. Палеозона стабильности газогидратов была обширнее современной. Это важно, так как при отступлении подошвы гидратной зоны «твердый» газ обретает свободное состояние и образует подгидратные залежи. На Бованенковском месторождении такие залежи могут вмещаться кремнистыми трещинно-поровыми коллекторами березовской свиты.

Аналитические построения и выполненные по ним расчеты наряду с данными фактических наблюдений позволяют сделать следующие выводы.

Главной причиной выбросов в скважинах, вскрывающих турон-палеогеновую глинистую толщу Бованенковского месторождения являются рассредоточенные в ней газовые скопления, обладающие избыточным давлением. Наиболее опасными в отношении газовых выбросов являются песчаные прослои, встречающиеся в отложениях ганькинской и талицкой свит. Обе они находятся в зоне стабильности газогидратов и для их песчаных пластов возможны три варианта газоаккомуляции:

  • сохранение первичных (домерзлотных) свободных газовых скоплений;
  • образование в толще мерзлоты комбинированных газгазогидратных залежей;
  • формирование собственно газогидратных скоплений.

Газовыбросоопасными являются отложения нижнеберезовской подсвиты. В них могут быть вскрыты подгидратные скопления свободного газа.

В заключение можно констатировать, что выбросоопасные скопления газа сформировались за счет генерации и аккумуляции углеводородов во вмещающих их пластах. Пластовая система турон-палеогеновых отложений сложилась как гидродинамически автономная, пластовое давление флюидов в ней регулируется литостатической нагрузкой и возрастает с глубиной до величины не более 1,8 МПа/100 м. Этот показатель является решающим при прогнозировании давления в газовых скоплениях турон-палеогеновой толщи, как в реликтово сохраняющихся свободных, так и в новообразующихся при техногенном разложении газогидратов.


[1]* Засолоненность (количество солей в % на 100 г породы) определяют соли, растворенные в поровой воде конкретной породы, т.е. это минерализация воды, которую можно рассчитать. Пример расчета (см. табл.,гл.210 м):

По значениям параметров определяются:

1. Весовое количество солей (г) на 100 г породы. Засолоненность 1,89 % означает, что на 100 г породы приходится 1,89 г солей. 2. Объем породы (см3) Объем 100 г породы равен: 100/1,76 (объемный вес породы) = 56,8 см3. 3. Объем поровой воды в породе (см3). В 100 г породы объемом 56,8 см3 поровой воды содержится: 56,8 х 24,6 (влажность = пористость) / 100 = 14 см3. 4. Содержание солей в 1 см3 поровой воды (г): 1,89 г/14 = 0,135г (0,135 г/см3).

Таким образом, в одном литре (1000 см3) поровой воды данного интервала разреза содержится 135 г солей (135 г/л).