Подошва криолитозоны и предпосылки существования газогидратов на месторождении Т севера Западной Сибири

Введение

Газовые гидраты представляют собой особую форму существования природного газа и являются потенциальным и стратегически важным сырьем. За 2015–2020 гг. в России защищено не менее 25 научных диссертаций по темам, связанным с газогидратами, подано более 50 заявок на получение патентов РФ (Шиц и др., 2021). За последние несколько лет количество публикаций, посвященных газогидратам, еще более возросло. Одним из важных направлений исследования газовых гидратов является их изучение в естественном природном залегании.

Подход к газогидратам как ресурсному потенциалу Западной Сибири в конце 70-х, начале 80-х годов прошлого века развивался усилиями Васильева В.Г, Трофимука А.А., Макогона Ю.Ф. (Васильев и др., 1970; Макогон, 1985; Трофимук и др., 1983), якутских ученых Никитина С.П., Царева В.П., Черского Н.В. (Никитин и др., 1982; Царев, 1976; Черский и др., 1983, 1987). В 80-х годах оценки ресурсов выполнялись в Ленинграде Барканом Е.С., Гинсбургом Г.Д., Вороновым А.Н., Якуцени В.П. (Баркан и др., 1983, 1989; Гинсбург и др., 1990). В Тюмени особенности газогидратных процессов в недрах Западной Сибири исследовались Агалаковым С.Е., Ненаховым В.А., Курчиковым А.Р., Царевым В.П. (Агалаков и др., 1990, 1996, 2003, 2019; Агалаков, 2010; Курчиков, 1984; Ненахов, 1982). В XXI веке активно занимаются оценками ресурсов и методами разработки газогидратов Басниев К.С., Истомин В.А., Леонов С.А., Перлова Е.В., Сухоносенко А.Л., Якушев В.С. (Басниев и др., 2010; Леонов, 2010; Якушев и др., 2007, 2014; Перлова и др., 2017; Перлова, 2018; Сухоносенко, 2013). В литературе появляются обзоры по проблематике газовых гидратов (Якуцени, 2015; Гудзенко и др., 2016; Шиц и др., 2021).

Хотя основные ресурсы газогидратов приурочены к отложениям морских шельфов, газогидраты в отложениях континентальной части также обладают значимым потенциалом. В Западной Сибири в этом отношении выделяется надсеноманские отложения. Достигнутая к настоящему времени изученность их строения и свойств позволяет анализировать и моделировать характеристики, являющиеся ключевыми для оценки ресурсов газогидратов.

Методика определения положения подошвы стабильности газовых гидратов

Основные характеристики, определяющие равновесные термобарические условия существования газогидратов в поровом пространстве (Макогон, 1985) – температура разреза, пластовое давление, плотность газа по воздуху, минерализация пластовых вод.

Для расчета подошвы стабильности газогидратов в толще горных пород использована усовершенствованная формула, предложенная в работе (Пономарев, 1960).Формула получена на основе обработки экспериментальных данных по условиям гидратообразования природных газов различного состава.

Методика и необходимые для расчета региональной карты подошвы интервала стабильности газогидратов данные для условий Западной Сибири по температуре разреза, характеристике пластового давления, минерализации пластовых вод и составу газа были собраны и обобщены в работе (Агалаков и др., 2023).

Методика изучения температурного режима разреза

Ключевым фактором существования газогидратов является охлажденность разреза, вызванная наличием многолетнемерзлых пород (ММП). Для определения глубины подошвы криолитозоны применены следующие подходы (Володько, 1989; Ирбэ, 1974; Острый, 1969; Агалаков, Ненахов, 1990; Курчиков, Агалаков, 2004).

1. Прямым и наиболее надежным методом определения температурного режима разреза является термометрия в выстоявшихся скважинах – метод определения геотемпературного градиента (ОГГ).
2. Положение подошвы криолитозоны и значение градиента температуры в подмерзлотных отложениях определяется также и по результатам интерпретации данных температурных измерений при опробовании отдельных интервалов в скважинах.
3. Используются материалы ГИС. По ГИС определяется положение подошвы ММП:

• термометрия в невыстоявшихся скважинах по изгибу термограммы отбивки цементного кольца (ОЦК),
• каротаж электрического сопротивления (физической основой является эффект повышения сопротивления породы при замещении поровой воды диэлектриком – льдом),
• кавернометрия – для льдосодержащих пород характерны каверны.

При построении карт подошвы криолитозоны учитывается, что высокая минерализация пластовых вод и высокая глинистость разреза приводит к тому, что подошва криолитозоны может проходить существенно ниже подошвы ММП. Поэтому для каждого района и площади проводится изучение возможности корректного перехода от подошвы ММП к подошве криолитозоны.

Результаты региональных исследований

Построение региональных карт подошвы криолитозоны Западной Сибири выполнено с привлечением материалов ГИС по 735 скважинам. При построении также использованы литературные данные (Балобаев, Левченко, 1988; Девяткин, 1993), данные каталога ММП (Ан и др., 2002) и Геотермического Атласа (Геотермический атлас Сибири..., 2012). Карта (рис. 1) построена исключительно с учетом комплекса имеющихся данных по скважинам в исследуемом районе (Агалаков и др., 2023). Наземные геофизические методы, а также другие подходы, связанные с модельными представлениями о формировании-расформировании многолетнемерзлых пород, при построении не использованы.

Следует отметить обширную меридионально вытянутую зону повышенной мощности криолитозоны на запад от реки Енисей. Здесь по сравнению с западными и центральными областями в интервале ММП располагаются породы с более высокой песчанистостью и льдистостью, которые характеризуются медленным подъемом подошвы криолитозоны вследствие потепления климата. В целом, построенная карта согласуется с опубликованными ранее картами (Баулин, 1985; Геокриология СССР..., 1989) и, по мнению авторов, является надежной актуализированной основой для определения интервала стабильности газогидратов Западной Сибири.

Полученная авторами итоговая карта температурного градиента по территории Западно-Сибирского бассейна представлена на рис. 2 (Агалаков и др., 2023). На представленной карте по изолинии 3,5 град/100 м локализуются области пониженного геотемпературного градиента – северо-восточная область восточной части Гыданского полуострова, Енисей-Хатангского регионального прогиба и Большехетской впадины, а также область Обь-Надымского междуречья. К области повышенных геотемпературных градиентов относятся запад региона и Надым-ПУР-Тазовское междуречье.

Результаты исследований на месторождении Т

На северо-востоке Западной Сибири, наряду с повышенной мощностью ММП, выявлен ряд месторождений с относительно неглубоко залегающими газовыми залежами. Одним из них является месторождение Т (рис. 3). Авторы работы решили более детально изучить месторождение и определить возможность существования газовых гидратов в выявленных залежах долганской и дорожковской свиты.

Геологическое строение

В мерзлом состоянии на месторождении Т находятся (сверху вниз) четвертичные отложения, а также отложения танамской (маастрихт – датский ярусы) и салпадинской (кампанский ярус) свит (рис. 4).

Разрез сложен песчано-глинистыми отложениями, причем глинистость возрастает вниз по разрезу. На месторождении мерзлые породы не изучены. Литология дана по описанию стратиграфических подразделений на стратиграфических схемах. Физические свойства пород изучены на соседнем месторождении Х до глубины 380 м. До этой глубины суммарная естественная влажность в зависимости от гранулометрического состава пород изменяется от 0,17 до 0,33 д.е. и от глубины не зависит. Коэффициент пористости изменяется от 0,18 до 0,54. Содержание солей не превосходит 0,13%.

Подошва ММП проходит в глинистых отложениях салпадинской свиты, что по сравнению с песчаными отложениями затрудняет определение ее положения по ГИС вследствие постепенного перехода от льдистых пород к породам, не содержащим льда.

Продуктивные газонасыщенные отложения представлены пластами Др и Дл дорожковской и долганской свит.

Отложения долганской свиты имеют прибрежно-континентальный генезис – неравномерное переслаивание песчаников мелкозернистых с прослоями углисто-слюдистого материала и аргиллитоподобных глин, аргиллитов и алевролитов с прослоями и линзами углей.

Коллекторы пластов Дл имеют повсеместное распространение. Коллекторские свойства высокие. По керну в коллекторе пористость изменяется от 3 до 41%, в среднем – 31%.

Пласты прибрежно-морской дорожковской свиты (Др) сложены зеленовато-буровато-серыми глинами и алевролитами, нередко с глауконитом и конкрециями сидерита с редкими прослоями песков и песчаников серых, мелкозернистых. Коллекторские свойства хуже, чем в пластах Дл. По керну в коллекторе пористость изменяется от 1,6 до 38,5%, в среднем – 30%.

Температурный режим

На месторождении Т в выстоявшихся скважинах термометрия не проводилась.

Ближайшая термометрия в выстоявшихся скважинах проведена на месторождениях X и Z, при этом на месторождении Z температура измерена только до глубины 380 м.

Месторождение Х находится в 300 км от исследуемого месторождения Т. По термометрии на месторождении Х подошва криолитозоны 550 м (рис. 5). По градиенту испытаний термометрии подошва криолитозоны – 570 м. По каротажу удельного электрического сопротивления (КС) подошва ММП на глубине 550 м соответствует выраженному переходу от 25 Омм к 15 Омм.

По данным лабораторных исследований на соседнем месторождении Z снижение температуры начала замерзания пород вследствие незначительной засолоненности и высокой влажности разреза находится в диапазоне от –0,17 до 0,23 °С, что при среднем термоградиенте 3 °С на 100 м разреза дает разницу в положении подошвы ММП и криолитозоны не более 8 м, то есть менее погрешности определения другими методами. Этот факт был учтен при прогнозировании положения подошвы криолитозоны по данным о подошве ММП.

Таким образом, тремя различными методами получен сопоставимый результат, что дает основание для использования двух косвенных методов для восстановления температурного режима разреза для месторождения Т.

На месторождении Т определение положения подошвы криолитозоны моделировалось комплексированием термоградиента, рассчитанного при испытаниях скважин и положения подошвы ММП по данным каротажа удельного электрического сопротивления.

В результате по термоградиенту удалось рассчитать положение нулевой изотермы по 8 скважинам (рис. 6), относительно равномерно расположенным в купольной части структуры. При этом диапазон значений составил 626–687 м, со средним значением 649 м. Среднеквадратическое отклонение (СКО) определения глубины нулевой изотермы для разных скважин находится в диапазоне 6–47 м. Среднее значение СКО составило 28 м.

Одну скважину с минимальным количеством определений (З) не приняли в расчет, поскольку в ней глубина подошвы криолитозоны отличается от общей выборки на 70 м, что в 3,5 раза больше отклонения от среднего по остальным скважинам.

По ГИС на месторождении подошва ММП в связи с неопределенностью показаний каротажа сопротивлений определена для двух вариантов – по снижению сопротивления пород от 25 и от 15 Омм. Всего удалось использовать каротажные диаграммы по 17 скважинам для определения положения подошвы ММП.

Сопоставление определения положения подошвы ММП по данным ГИС и нулевой изотермы по термоградиенту оказалось возможным по трем скважинам T_A, T_Б и T_З (рис. 7).

Неопределенность определения подошвы ММП по ГИС составила ±20 м. Отличие положения подошвы ММП от подошвы криолитозоны за счет минерализации пластовых вод, как отмечалось выше, не превосходит 8 метров.

В итоге, неопределенности определения подошвы криолитозоны по данным ГИС и испытаний (28 м) сопоставимы. При этом есть хорошее соответствие этих методов в среднем по скважинам: среднее значение по термоградиенту – 649 м, среднее значение по ГИС – 652 м.

В связи с неоднозначностью определения положения подошвы ММП и криолитозоны принято решение построить два возможных варианта карты подошвы криолитозоны – минимальный и максимальный (рис. 8).

Выполнена работа по определению других необходимых параметров для расчета положения подошвы зоны стабильности газогидратов – пластового давления, минерализации пластовых вод и состава природного газа.

Пластовое давление

По данным испытаний в пластах Др и Дл аномально-высокого давления не зафиксировано. Коэффициент аномальности при расчетах принят равным 1.

Минерализация пластовых вод и состав газа

В таблице 1 приведены данные по минерализации пластовых вод и составу газа.

Диапазон изменения минерализации пластовых вод составил 7600–8900 мг/л. Для расчетов принято среднее значение минерализации М = 8395 мг/л.

Природный газ метанового состава (метана около 99%); плотность газа по воздуху изменяется в диапазоне 0,559–0,563 при среднем значении Р = 0,561.

В соответствии с двумя вариантами карты подошвы криолитозоны построено 2 варианта карты подошвы зоны стабильности газогидратов – минимальный и максимальный (рис. 9).

В максимальном варианте подошва зоны стабильности газогидратов залегает в интервале глубин 1100–1180 м, в минимальном – 1005–1140 м.

Согласно полученным построениям, в зоне стабильности газогидратов находится как минимум верхняя часть залежи пласта Др-1, как максимум – залежи пластов Др-1, Др-2 и верхняя часть залежи пласта Др-3 (рис. 10).

Выводы

В научной литературе, касающейся газогидратов Западной Сибири, в основном обсуждалось наличие газогидратов на Мессояхском месторождении. Настоящая работа предлагает еще один перспективный на наличие природных газовых гидратов объект изучения – месторождение Т.

Обобщены данные по температурному режиму разреза, составу природного газа, пластовым давлениям и минерализации пластовых вод месторождения Т.

В связи с имеющимися неопределенностями в температурном режиме разреза расчеты подошвы криолитозоны и, соответственно, подошвы стабильности газогидратов для месторождения Т выполнены в максимальном и минимальном вариантах.

Впервые показано, что верхние газонасыщенные пласты месторождения Т находятся в зоне стабильности газогидратов.

Дальнейшие исследования должны быть связаны с:

• выполнением температурных измерений в выстоявшихся скважинах;
• анализом результатов испытаний в газовых и газогидратных интервалах разреза;
• проведением специальных исследований ГИС в потенциально гидратосодержащих интервалах разреза;
• проведением газогидратных лабораторных исследований на керне продуктивных пластов;
• выполнением работ по извлечению герметизированного керна с неразложившимися газогидратами, его изучению как на скважине, так и в специализированной лаборатории;
• оценкой запасов газа, адаптация технологии разработки газовых залежей с учетом их гидратонасыщенности.

Финансирование

Публикация статьи поддержана Министерством науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-10-2022-011 в рамках программы развития НЦМУ.