Способ выявления газогидратных пород в криолитозоне


 


Владельцы патента RU 2428559:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (ООО "Газпром ВНИИГАЗ") (RU)

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано для выявления газогидратных пород в криолитозоне при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности обнаружения газогидратных пород. Для этого при бурении ствола скважины в криолитозоне и низкотемпературных породах регистрируют газопроявления на устье скважины. Проводят стандартный каротаж, затем скважину переводят в режим простоя. После окончания простоя скважины проводят термометрию ее ствола. По данным термометрии выделяют нулевую изотерму, соответствующую расположению подошвы криолитозоны, и изотерму, соответствующую значению температуры начала протаивания многолетнемерзлых пород в разрезе криолитозоны. При регистрации газопроявления в качестве области залегания газогидратных пород в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах выбирают область, лежащую ниже изотермы начала протаивания многолетнемерзлых пород в разрезе криолитозоны. Также выбранная область характеризуется значениями кажущегося электрического сопротивления, равными не менее 20 Ом·м, и значением пластового давления, равным не менее величины давления образования стабильных газогидратных пород, соответствующей температуре начала протаивания многолетнемерзлых пород. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано, в частности, для выявления газогидратных пород в криолитозоне при строительстве и эксплуатации скважин в криолитозоне (КЛЗ).

Наиболее близким к предлагаемому является способ выявления газогидратных пород в криолитозоне, заключающийся в том, что осуществляют бурение ствола скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах (НП), проводят определение пластового давления и термометрию в стволе скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах (см. книгу: Романовский Н.Н. Основы криогенеза литосферы. - М., МГУ, 1993, с.218-227).

Недостатком известного способа является его низкая эффективность, обусловленная трудоемкостью обнаружения скоплений газогидратных пород (сокращенно - газогидратов) в мерзлой толще, когда мерзлые и газогидратные породы соседствуют в разрезе криолитозоны.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое техническое решение, является повышение эффективности обнаружения газогидратных пород за счет снижения трудоемкости их определения в многолетнемерзлой толще, когда мерзлые и газогидратные породы соседствуют в разрезе криолитозоны.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе выявления газогидратных пород в криолитозоне, заключающемся в том, что осуществляют бурение ствола скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах, проводят определение пластового давления и термометрию в стволе скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах, согласно изобретению при бурении ствола скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах регистрируют газопроявления на устье скважины, после окончания бурения скважины проводят стандартный каротаж ее ствола, по данным которого выделяют зону в криолитозоне и расположенных ниже низкотемпературных породах, характеризующуюся тем, что измеренные значения кажущегося электрического сопротивления (КЭС) внутри нее равны не менее 20 Ом·м, затем скважину переводят в режим простоя на срок не менее одного года, после окончания которого проводят термометрию ствола скважины, по данным которой выделяют нулевую изотерму, соответствующую расположению подошвы криолитозоны, и изотерму, соответствующую значению температуры начала протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) в разрезе криолитозоны, при этом при регистрации газопроявления в качестве области залегания газогидратных пород в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах выбирают область, лежащую ниже изотермы начала протаивания многолетнемерзлых пород в разрезе криолитозоны и характеризующуюся значениями кажущегося электрического сопротивления, равными не менее 20 Ом·м, и значением пластового давления, равным не менее величины давления образования стабильных газогидратных пород, соответствующей температуре начала протаивания многолетнемерзлых пород, а также за счет того, что газопроявления регистрируют в виде, по меньшей мере, одного газопоказания о наличии газа в буровом растворе, и, кроме того, за счет того, что газопроявления регистрируют в виде, по меньшей мере, одного выброса газа.

Сущность способа поясняется диаграммой, приведенной на чертеже, где показаны результаты исследования разреза КЛЗ и НП на семи скважинах северного месторождения. На чертеже приняты следующие обозначения: 1 - нулевая изотерма, являющаяся границей - подошвой залегания криолитозоны; 2 - изотермы в разрезе криолитозоны и в нижезалегающих НП; 3 - нижняя граница зоны мерзлотногазогидратных пород (МГГП), проведенная по линии, характеризующейся значением КЭС, равным не менее 20 Ом·м (в примере предполагается, что верхняя граница этой зоны совпадает с земной поверхностью); 4 - изотерма минус 1,4°С, являющаяся изотермой начала протаивания ММП в конкретном исследуемом разрезе КЛЗ; 5 - область залегания газогидратных пород; 6, 7 - верхняя и нижняя границы области, в которой возможно стабильное по термобарическим условиям существование газогидратных пород в разрезе КЛЗ и НП; 8 - зоны с повышенными значениями температур пород в разрезе КЛЗ, располагающиеся над газогидратными породами; 9 - область КЛЗ и НП, в которой отмечены газопроявления в виде выбросов газа и/или газопоказаний, зафиксированных на устье скважины №2 и на других скважинах при бурении на соответствующих глубинах; 10 - обозначение скважин месторождения.

На практике существуют различные способы выявления газогидратных пластов в разрезе скважины, например, с помощью данных о КЭС, акустического метода, термометрии. Однако в разрезе КЛЗ каждый из этих методов, используемый по отдельности, не позволяет однозначно выявить газогидраты. Это объясняется тем, что основные характеристики, сопровождающиеся изменением КЭС в породах, а также скорости распространения звуковых волн в многолетнемерзлых породах (ММП) и породах, насыщенных газогидратами, фактически одинаковы.

Предлагаемый способ позволяет выявлять мерзлые, талые, обводненные породы, а также породы, насыщенные газогидратами.

Способ осуществляется следующим образом. Проводится разбуривание ствола скважины в криолитозоне (КЛЗ) и расположенных ниже нее низкотемпературных породах (НП) при строительстве скважин. При этом проводят определение по результатам измерения или оценки пластового давления, считая его равным гидростатическому давлению, и термометрию в стволе скважины в КЛЗ и НП. При осуществлении данных мероприятий при бурении ствола скважины в КЛЗ и НП регистрируют газопроявления в виде, по меньшей мере, одного выброса газа и/или, по меньшей мере, одного газопоказания в буровом растворе на устье скважины. После окончания бурения скважины в ее разрезе проводят стандартный каротаж (СК) ее ствола, по данным которого выделяют зону в КЛЗ и НП, характеризующуюся тем, что измеренные значения кажущегося электрического сопротивления внутри нее равны не менее 20 Ом·м. При этом ранее проведенные исследования показывают, что только по данным СК однозначно выделить мерзлые или газогидратные породы сложно, так как эти породы имеют одинаковые высокие значения измеренных КЭС. Между тем, при обработке полученных после СК данных в интервале криолитозоны могут выявляться мерзлые и/или газогидратные породы, а также талые и обводненные породы, в которых газогидраты отсутствуют. В интервале неразделенной зоны МГГП, характеризующейся значениями КЭС более 20 Ом·м, при соответствующих термобарических условиях может быть выявлена зона образования стабильных газогидратов. Следует отметить, что в данном случае под термобарическими условиями понимают давления и температуры, при которых в исследуемых породах рассматриваемого разреза скважины могут образовываться и длительно (стабильно) существовать газогидраты. При этом целесообразно сообщить, что газогидраты метана при температуре 0°С в пласте образуются при давлении в пласте 2,57 МПа и более. Для сравнения укажем, что для неминерализованной воды такие гидростатические давления в разрезе скважины будут отмечаться на глубине 257 м и более. При температуре минус 1,4°С давление в пласте, где возможно образование газогидратов метана, должно быть не менее 24,7 МПа.

После выделения зоны в КЛЗ и НП, характеризующейся тем, что измеренные значения КЭС внутри нее равны не менее 20 Ом·м, скважину переводят в режим простоя на срок не менее одного года. После окончания данного срока проводят термометрию ствола скважины, по данным которой выделяют нулевую изотерму. Нулевая изотерма соответствует расположению в разрезе скважины подошвы КЛЗ. Также по данным термометрии определяют изотерму, соответствующую значению температуры начала протаивания многолетнемерзлых пород в разрезе КЛЗ. Здесь следует отметить, что для выделения в разрезе КЛЗ газогидратных пород при простое скважины, например, после окончания ее строительства или при остановке в процессе эксплуатации, когда температура мерзлых окружающих пород восстанавливается и становится близкой к начальной невозмущенной температуре, важное место отводится термометрии в исследуемой скважине и нахождению распределения температур в разрезе КЛЗ. При этом в выявленной толще МГГП в интервале от изотермы начала протаивания ММП до нижней границы толщи МГГП и при наличии газопроявлений на устье скважины выявляются газогидратные породы, причем нижняя граница толщи МГГП может находиться глубже, чем выделенная подошва КЛЗ.

В интервале пород, залегающих глубже, чем нижняя граница МГГП, и характеризующихся положительными температурами, можно выделить толщу газогидратных пород или пород со свободным газом при значениях КЭС более 20 Ом·м, причем это выделение сопровождается регистрацией газопроявлений на устье скважины при бурении. Важно также указать на необходимость при реализации способа использовать обработанные данные с выявлением МГГП, полученные по результатам стандартного каротажа, который проводится после окончания бурения ствола скважины в КЛЗ и НП. Также следует отметить, что по результатам исследований, проводимых при реализации способа, может быть построен глубинный геокриологический разрез с использованием данных термометрии, а с учетом определенных термобарических условий в КЛЗ и НП может быть выделена зона, в которой могут располагаться газогидраты. В КЛЗ и НП может быть построен температурный профиль длительно простаивающей скважины, определена траектория изменения изотермы начала протаивания многолетнемерзлых пород, а также промерзания пород с учетом возможного наличия в исследуемом разрезе мерзлых и/или газогидратных пород, что сопровождается высокими значениями КЭС, полученными для выделенной зоны наличия газогидратных пород.

Так как свойства мерзлых и газогидратных пород достаточно близки, то достоверно нельзя определить, какие конкретно типы пород выделены. В связи с этим согласно способу следует установить процесс газопроявления на устье скважины, после чего, констатируя регистрацию газопроявления, в качестве области залегания газогидратных пород в КЛЗ и НП выбирают область, лежащую ниже изотермы начала протаивания многолетнемерзлых пород в разрезе КЛЗ и характеризующуюся одновременно совпадающими значениями КЭС, равными не менее 20 Ом·м, и значением пластового давления, равным не менее величины давления образования стабильных газогидратных пород, соответствующих температуре начала протаивания многолетнемерзлых пород.

Применение предлагаемого способа

Применение предлагаемого способа рассмотрено на примере месторождения, которое расположено в зоне ММП на участке строительства семи эксплуатационных скважин (см. чертеж). На этом месторождении были проведены исследования по предлагаемому способу с выявлением газогидратных пород в разрезе КЛЗ.

На чертеже приведены результаты исследования разреза КЛЗ на скважинах 10 северного месторождения №№1-7 по выделению зоны залегания газогидратных пород на основе построения мерзлотного разреза и температурного профиля в этом разрезе с учетом возникающих при бурении газопроявлений в области 9 КЛЗ и НП.

Область 9 КЛЗ и НП, в которой отмечены газопроявления, определяется воздействием на газогидраты бурового раствора при бурении в области 5 залегания газогидратных пород и НП, что приводит к разложению газогидратов и газопроявлению из газогидратных пород. Это фиксируется на устье скважин.

На основе проведенной термометрии в скважинах 10 при длительном их простое выявлена температура начала протаивания ММП - изотерма 4 «минус 1,4°С», а именно, температура фазового перехода, при превышении которой мерзлые породы протаивают и вместо них образуются газогидраты, располагающиеся в области 5 (выделена штриховыми линиями). Например, на скважине №1, где газогидраты в разрезе КЛЗ не выявлены, изотерма 4 начала протаивания ММП совпадает с подошвой МГГП, которая является нижней границей 3 МГГП. На скважине №7, где гидраты не выявляются, подошва МГГП лежит выше, чем изотерма 4. При этом следует отметить, что породы, залегающие между границей 3 и изотермой 4, находятся вне зоны МГГП.

На основе предлагаемого способа и использования СК и при контроле за газопроявлениями во время бурения возможно выявление в толще МГГП интервала залегания газогидратных пород по температурным аномалиям, что хорошо проявляется при построении и анализе различных изотерм. На чертеже эти данные проиллюстрированы зоной 8 с повышенными значениями температур пород в разрезе КЛЗ, располагающейся на меньшей глубине (изотермы температур минус 1,4°С, минус 1,6°С, минус 2,0°С) над газогидратными породами. Например, в зоне нахождения скважин №№2-6 имеется наличие залежей газогидратов, а в зоне нахождения скважин №1 и №7 таких изотерм нет.

По данным термометрии, проведенной при длительном (более года) простое скважин, определяется распределение начальных или близких к ним температур в исследуемом разрезе. При этом полученные при длительном простое скважин изотермы 2 температур приводятся на чертеже, как в интервале залегания КЛЗ, так и в интервале залегания НП. Нулевая изотерма 1 является границей, определяющей глубину залегания подошвы КЛЗ.

Внутри зоны стабильного существования газогидратов, характеризующейся верхней 6 и нижней 7 границами, выделяется толща МГТП с учетом полученных значений КЭС, а внутри МГГП выявляется зона возможного образования газогидратных пород.

На скважинах №№2 и 3 отмечаются газопроявления в области 9 КЛЗ и НП при бурении на глубинах 400-440 м, а на скважинах №№4, 5, 6 - на глубинах 370-515 м. Это свидетельствует о растеплении, разложении газогидратов при углублении скважин в зоне МГГП и ниже. Этот факт также свидетельствует о наличии подтока газа с глубины, что определяет ход процесса образования газогидратов в отмеченной толще, прилегающей к подошве криолитозоны.

Проведенные исследования на скважинах, результаты которых представлены на чертеже, позволили на скважинах №№2-6 по характеру изменения изотерм уточнить расположение газогидратных пород в разрезе КЛЗ и НП.

Для уточнения нахождения газогидратов в разрезе может проводиться бурение мерзлотных скважин с отбором и исследованием керна на присутствие в нем газогидратов из отмеченных газогидратных интервалов.

Предлагаемый способ с использованием СК и термометрии, в том числе непосредственно при бурении разведочных и эксплуатационных скважин без отбора керна, позволяет обеспечить высокую достоверность выявления газогидратных пород со значительной экономией средств и времени. Применение данного способа в дальнейшем позволяет выбрать конструкцию скважины, технологию ее строительства и крепления в криолитозоне для надежного перекрытия газогидратных зон с предотвращением осложнений и аварий, связанных с газопроявлениями, выбросами газа из газогидратных пород.

Таким образом, использование данного способа повышает эффективность обнаружения газогидратных пород за счет снижения трудоемкости их определения в многолетнемерзлой толще, когда мерзлые и газогидратные породы соседствуют в разрезе криолитозоны.

1. Способ выявления газогидратных пород в криолитозоне, заключающийся в том, что осуществляют бурение ствола скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах, проводят определение пластового давления и термометрию в стволе скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах, отличающийся тем, что при бурении ствола скважины в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах регистрируют газопроявления на устье скважины, после окончания бурения скважины проводят стандартный каротаж ее ствола, по данным которого выделяют зону в криолитозоне и расположенных ниже низкотемпературных породах, характеризующуюся тем, что измеренные значения кажущегося электрического сопротивления внутри нее равны не менее 20 Ом·м, затем скважину переводят в режим простоя на срок не менее одного года, после окончания которого проводят термометрию ствола скважины, по данным которой выделяют нулевую изотерму, соответствующую расположению подошвы криолитозоны, и изотерму, соответствующую значению температуры начала протаивания многолетнемерзлых пород в разрезе криолитозоны, при этом при регистрации газопроявления в качестве области залегания газогидратных пород в криолитозоне и расположенных ниже нее низкотемпературных породах выбирают область, лежащую ниже изотермы начала протаивания многолетнемерзлых пород в разрезе криолитозоны, и характеризующуюся значениями кажущегося электрического сопротивления, равными не менее 20 Ом·м, и значением пластового давления, равным не менее величины давления образования стабильных газогидратных пород, соответствующей температуре начала протаивания многолетнемерзлых пород.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что газопроявления регистрируют в виде, по меньшей мере, одного газопоказания о наличии газа в буровом растворе.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что газопроявления регистрируют в виде, по меньшей мере, одного выброса газа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области измерений давления бурового раствора в скважине. .

Изобретение относится к области добычи жидких полезных ископаемых и предназначено решить задачу изобарного картирования продуктивного пласта на произвольную календарную дату.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при изоляции зон водопритоков в скважинах. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении дебита пластов в скважине. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения тепловых параметров подземных структур на основе скважинных динамических тепловых измерений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для опрессовки и исследования скважин, а также при капитальном и текущем ремонте скважин.

Изобретение относится к области гидрогеологии и может найти широкое применение при ведении объектного мониторинга подземных вод на действующих скважинных водозаборах.

Изобретение относится к технике и технологии добычи углеводородов (нефть, газ, газоконденсат и пр.) и предназначено для измерения давления и/или температуры в затрубной (призабойной) и/или трубной зонах в добывающей, нагнетательной или пьезометрической скважине, имеющей одну или несколько эксплуатационных объектов, в частности при одновременно-раздельной добыче или закачке, или исследовании пластов одной скважины.

Изобретение относится к способам и устройствам для геофизических исследований необсаженных скважин и предназначено для определения тепловых свойств горных пород.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению скважин, и в частности к геофизическим исследованиям, и предназначено для измерения температуры в скважинах в процессе бурения.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для определения коэффициента теплопроводности теплоизоляции теплоизолированной лифтовой трубы (ТЛТ) в скважине, имеющейся в составе конструкций нефтяных, газовых, термальных и других скважин.

Изобретение относится к добыче природного сырья и более конкретно к добыче природного сырья с использованием инжекции нагретой текучей среды в подземную зону. .

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта (ПП) высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи ПП и дебита скважин, а также возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды.

Изобретение относится к области нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для определения тепловых параметров подземных структур на основе скважинных динамических тепловых измерений.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при сооружении опорных конструкций надземных трубопроводов обвязки газо- и нефтедобывающих скважин на многолетнемерзлых грунтах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону и пласт с тяжелыми нефтями или битумами, в том числе для предупреждения или разогрева парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, в частности к фонтанной арматуре, и предназначено для предотвращения замерзания пластового флюида (смесь нефти, воды, газа, механических примесей) при добыче из скважины.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к конструкции многофункциональной установки для одновременного питания погружного электродвигателя и обогрева скважинной жидкости, или раздельного выполнения указанных действий
Наверх