Спосіб визначення місць закладення свердловин при пошуках вуглеводнів

1. Спосіб визначення місць закладення свердловин при пошуках вугле воднів, який характеризується тим, що свердловини розташовують у зонах, які визначені з урахуванням тектоніки, мають високу перспективність на природний газ, мають умови для його достатньої циркуляції в зонах розущільнення порід, причому поряд з падінням, простяганням і розміром тектонічних порушень C2 2 (19) 1 3 81504 пошуку зон розущільнення, формування яких обумовлено іншими факторами. Крім того, недоліком є те, що розглянутий спосіб визначає наявність зон розущільнення порід, але не характеризує тип їх флюїдонасиченості (газ або вода). Відомий спосіб визначення місць закладення бурових свердловин (прототип), який полягає в визначенні місць закладення свердловин при пошуках вуглеводнів в тектонічно напружених і гірничо не розвіданих відкладеннях вугленосної формації, який характеризується тим, що свердловини розташовують у певних зонах, які визначені з урахуванням тектоніки, мають високу перспективність на природний газ, мають умови для його достатньої циркуляції (в зонах розущільнення порід), причому поряд з падінням, простяганням і розміром тектонічних порушень використовують викликані тектонічною енергією розпушення, зминання й ущільнення, а також тектонічні переноси уламкового матеріалу як основу планування [див. патент Росії №2143555, 6 МПК 6 Е21B43/30, публ. 27.12.1999р., Бюл. №36]. Недоліком способу за прототипом є те, що він не визначає ізольованості виявлених за його допомогою проникливих тектонічних зон від поверхні і, відповідно, не характеризує газо- або водонасиченість вугленосної товщі. Це значно знижує ефективність робіт по пошуку вуглеводнів, веде до невиправданих витрат, пов'язаних з бурінням "пустих" свердловин, які розкривають не газо-, а водонасичені проникливі зони. Заявлена авторами надійність у виборі місць закладення свердловин не забезпечується через те, що способом не враховується можливий зв'язок цих проникливих зон з поверхнею і, відповідно, їх водо-, а не газонасиченість. Задачею винаходу є підвищення ефективності пошукових робіт і надійності вибору місць закладення свердловин за рахунок чіткого визначення у розрізі вугленосної формації положення газоопірної товщі, виділення границь між газо- і водонасиченими відкладами в межах вугленосної формації і тестового підтвердження того факту, що флюїдом, який насичує обраний для подальших пошукових робіт блок, є вуглеводні. Пропонується спосіб визначення місць закладення свердловин при пошуках вуглеводнів, який характеризується тим, що свердловини розташовують у зонах, які визначені з урахуванням тектоніки, мають високу перспективність на природний газ, мають умови для його достатньої циркуляції в зонах розущільнення порід, причому поряд з падінням, простяганням і розміром тектонічних порушень використовують викликані тектонічною енергією розпушення, зминання й ущільнення, а також тектонічні переноси уламкового матеріалу як основу планування, згідно винаходу попередньо у ході буріння або по даним раніше пробурених свердловин визначають верхню границю викидонебезпечності вугільних шарів і вер хню границю викидонебезпечності порід, нижче цих границь виявляють зони розущільнення порід і 4 вважають їх перспективними на поклади вуглеводнів при наявності газоопірної товщі, що залягає не нижче верхньої границі викидонебезпечності вугільних шарів, свердловину закладають таким чином, щоб розкрити зону розущільнення в найбільшому обсязі, а при наявності насувів виділяють насуви з зустрічним падінням площин змісників, встановлюють їх відносний вік і як першочергову для закладення свердловин визначають зону розущільнення порід, яка знаходиться в висячому крилі більш давнього насуву нижче за падінням від точки його пересічення з більш молодшим насувом. Теоретичною основою способу є наступне. Згідно до генетичної класифікації більшість фа хівців поділяє природні газоконденсатні системи (ГКС) на дві групи: первинні - вихідні і вторинні -новоутворені [Чахмахчёв В. А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М., 1983 с.182-192]. Виділення цих двох гр уп обумовлене не тільки різним складом вуглеводнів, а і принципово різними умовами формування та розміщення покладів вуглеводнів промислового значення в їх межах. Формування первинних ГКС відбувається безпосередньо в матриці розсіяної органічної маси і теригенних та карбонатних різновидів порід, що її вміщує. При зануренні осадової товщі вона зберігається і в жорстких умовах катагенезу МК 4 та вище. На цьому етапі розвитку вони можуть займати майже весь поровий простір порід. Пластові води в більшості випадків відсутні і, відповідно, відсутнім є водяний контур навколо покладів вуглеводнів, які сформувалися в межах цієї ГКС. Вугленосна формація за рахунок високого вмісту органічної речовини, яка генерує великий обсяг вуглеводнів, має високий потенціал для утворення первинних ГКС. Характерна для цієї формації велика кількість у розрізі піщаних пластів-колекторів та зон розущільнення різного походження, створює надзвичайно сприятливі умови для подальшого зберігання первинних ГКС. Саме на пошук покладів вуглеводнів в зонах розущільнення природного походження в межах поширення цього типу ГКС і направлений запропонований спосіб. Відомі праці "Перспективність ДДЗ на нетрадиційний газ центрально-басейнового типу" [Кабишев Б.П., Євдощук M.I. та ін. Збірник наукових праць, матеріали 5-ої Міжнародної конференції "Нафта - Газ України-98", Полтава, 15-17 вересня] та "Безводність розтину як критерій оцінки перспективності ДДЗ на нетрадиційний газ центральнобасейнового типу" [Кабишев Ю.Б. Збірник наукових праць, матеріали 5-ої Міжнародної конференції "Нафта - Газ України98", Полтава, 15-17 вересня], в яких зони розущільнення з проникливістю, достатньою для промислового видобутку вуглеводнів, характеризуються як "поклади газу центральнобасейнового типу". Даний термін запозичений з американської науково-технічної літератури. В інши х термінологіях вони ж мають назву "газонасичені тріщинуваті зони". Одним з їх 5 81504 різновидів є "поклади газу в зонах ділатансії". За своєю фізичною сутністю все це обсяги порід, які за рахунок впливу накладених тектонічних процесів на даний час мають підвищені (у порівнянні з оточуючим гірничим масивом) фільтраційні і, можливо, ємнісні можливості. Це визначає їх практичну цінність: здатність віддавати вуглеводні у свердловину, що їх розкрила, у більшому обсязі за той же час у порівнянні з іншими зонами нерозущільнених порід. Вторинні ГКС формуються за рахунок латеральної та вертикальної міграції вуглеводнів в породи з більшими ємкісними характеристиками в зоні катагенезу МК1 - МК3 . Тут вони накопичуються в пастках різного походження і оточені пластовими водами, які по обсягу на багато порядків перевищують обсяги газу, які вміщуються в межах будь-якого продуктивного горизонту. Зони розущільненя, пов'язані з тектонічними порушеннями, тут не формують покладів вуглеводнів, бо навіть якщо зона порушення є газонасиченою, то при її розкритті свердловиною і створенні найменшої депресії відбувається прорив вод по проникливій зоні і заводнення привибійного простору з витісненням газового скупчення або навіть його розформуванням. Зважаючи на різні умови формування і збереження покладів вуглеводнів в межах первинних і вторинних ГКС, принципово різною повинна бути і оптимальна технологія вибору місць закладення свердловин при пошуках покладів вуглеводнів в їх межах. Спосіб, що заявляється, дозволяє встановлювати сучасні границі між первинними і вторинними ГКС у просторі, виявляти газонасичені зони розущільнення порід, які в межах первинних ГКС є перспективними для промислового видобутку вуглеводнів, та розташовувати в них свердловини в найбільш оптимальних умовах для вирішення задач пошуку, розвідки і експлуатації. Це має значний практичний інтерес, бо найбільші поклади вуглеводнів у вторинних ГКС на даний час вже виявлені. Можлива їх кількість дуже обмежена, тому поклади вуглеводнів у первинних ГКС є основним перспективним джерелом енергетичної сировини у всіх регіонах світу. Для вирішення задачі виділення у обсязі порід і розмежування первинних та вторинних ГКС, тобто перспективних і безперспективних на пошуки покладів вуглеводнів у зонах розущільнення, автори найбільш ефективним вважають використання показників, що характеризують викидонебезпечність теригенних різновидів порід (далі викидонебезпечність порід) і викидонебезпечність вугільних шарів. Фізична сутність полягає в тому, що: наявність ознак викидонебезпечності вугільних шарів вказує на перенасиченість порового і сорбційного простору останніх вуглеводневим газом і набуття вугільними шарами властивостей подібних до солі, тобто формування газоопірної товщі; - наявність ознак викидонебезпечності порід вказує на суцільну насиченість порід 6 вуглеводнями і відсутність рухомих пластових вод у розрізі. Таким чином автори вважають, що два ви ще наведені показники можуть бути використані в пошукових цілях для з'ясування положення у розрізі регіональної газоопірної товщі (показник викидонебезпечності вугільних пластів) та контролю за суцільною насиченістю газом у малорухомому стані теригенних різновидів порід (показник викидонебезпечності порід). Для цього при бурінні свердловин або переінтерпретації даних, одержаних при попередніх бурових роботах, проводиться розрахунок показників викидонебезпечності вугільних шарів та теригенних порід розтину одним із відомих способів (наприклад, шляхом розрахунку показників згідно до ["Инструкции по безопасному ведению горных работ при разработке пластов, склонных к внезапным выбросам угля, породы и газа". - М.: Недра, 1977. - 159с. чи "Временного руководства по применению метода регионального прогноза выбросе-опасности пород Донбасса по геологоразведочным данным". Мингео СССР; АН УССР, ИГТМ ан УССР.Днепропетровск, 1973. 51с.]. Так, для теригенних порід по відібраних зразках керну визначається комплексний показник, який враховує такі параметри, як: - - тимчасовий супротив розтяганню; - - відкрита пористість; - - вміст уламкового і регенераційного кварцу; - - слюдисто-глинистих мінералів; середньозважений розмір породоутворюючих мінералів; - - протяжність контактів зерен. Верхня границя регіональне газонасичених відкладів проводиться на глибині виявлення ознак викидонебезпечності вугільних шарів. Автори вважають, що сам вугільний шар, або вугільний шар і глинисті різновиди порід, що його безпосередньо вмішують, створюють у розрізі специфічний екран, який розділяє регіональне водонасичену товщу, яка знаходиться в межах гідродинамічної системи інфільтраційного типу, від регіональне газонасичених порід, які знаходяться в межах гідродинамічної системи елізійного типу. Наступним показником, що підтверджує регіональну газоносність теригенних різновидів порід малорухомим вуглеводневим газом, є наявність у розрізі ознак викидонебезпечності теригенних різновидів порід. Саме в межах регіональне насиченої малорухомим газом товщі порід необхідно проводити вибір місця закладення пошукових, розвідувальних та експлуатаційних свердловин на вуглеводневу сировину. Для вирішення питання про вибір місць закладення свердловин згідно запропонованого способу необхідно виділити зони розущільнення, з яких є можливий промисловий видобуток вуглеводнів. Для цього вивчають геологічні, сейсмічні дані та іншу наявну інформацію з метою виявлення зон, які визначені з урахуванням тектоніки, мають високу перспективність на природний газ, мають умови для його достатньої циркуляції в зонах розущільнення порід, причому 7 81504 поряд з падінням, простяганням і розміром тектонічних порушень використовують викликані тектонічною енергією розпушення, зминання й ущільнення, а також тектонічні переноси уламкового матеріалу як основу планування. При цьому значну увагу приділяють ознакам, які вказують на напрямок дії сил, які призвели до формування тектонічних порушень. Найбільш цінними з них є: - - орієнтація окремих площин тектонічних сколів, борозен сковзання; - - перенос уламкового матеріалу на їх поверхнях; - - ознаки циркуляції вугле воднів. Ця інформація використовується для з'ясування напрямку дії основних тектонічних сил в гірничому масиві і визначення їх відносного віку, встановлення прямих ознак наявності вільної циркуляції вуглеводнів. Щільність (наприклад на погонний метр керну або ствола свердловини за даними акустичного каротажу, фотокаротажу) зон розпушення, зминання і ущільнення та їх орієнтація відносно сторін світу та площин насувів. Ці дані дозволяють правильно оцінити розміри зон розущільнення і їх перспективність на пошуки вуглеводнів, встановити орієнтацію порушень, які є непроникливими. Базуючись на цих даних свердловини розміщують таким чином, щоб зони розущільнення порід розкрити в максимальному обсязі, тобто при їх максимальній товщині, найбільшій щільності та відкритості тріщин. В зонах розвитку насувів, які у вугленосних відкладах всіх частин світу мають значне поширення, додатково виділяють за наявними геологічними, геофізичними даними насуви з зустрічним падінням площин змісників, встановлюють їх відносний вік (який виник раніше – більш давній, а який пізніше - молодший) і як найбільш перспективну для пошуків, розвідки, або видобутку вуглеводнів визначають зону, яка знаходиться в висячому крилі більш давнього насуву, будують за загально відомими методиками поперечний до площин падіння змісників зустрічних насувів геологічний або сейсмічний профіль і першу свердловину задають з таким розрахунком, щоб вона розкрила породи нижче їх верхньої границі викидонебезпечності і які знаходяться в висячому крилі більш давнього насуву нижче точки його пересічення молодшим насувом. Згідно до спостережень авторів, це є найбільш розущільнена зона з максимальним ступенем розпушення (розущільнення), зминання і переносу уламкового матеріалу Практичною основою способу є закономірності, виявлені і добре вивчені на вугільних шахта х, що працюють на значних глибинах. Крім того, при розробці способу що заявляється, використано закономірності виявлені авторами. Так, у Донецькому басейні ознаки викидонебезпечності вугленосних шарів на деяких шахтах проявляються вже з глибин 400-600м (Донецько-Макіївський район). В інших частинах басейну викидонебезпечні вугільні шари 8 залягають на глибинах 700-800м (центральна частина Красноармійського району), а в деяких районах ознаки викидонебезпечності вугільних шарів не встановлені навіть на глибинах більше 1600м. Разом з тим на території ДонецькоМакіївського геолого-промислового району, де розробляються викидонебезпечні вугільні пласти, шахти "сухі", тобто припливи води до них дуже низькі вже з глибини 400-600м. Тут, при перетинанні гірськими виробками навіть потужних піщаних горизонтів, спостерігаються тільки припливи газу, а інколи навіть рідких вуглеводнів. При цьому припливи напірних вод практично відсутні, а регіональне водоносні теригенні горизонти не виявлені. Конкретний приклад реалізації способу. Під час проведення розвідувальних робіт на вугілля на території ділянки Чайкинська Глибока №2 згідно до діючих інструкцій в обов'язковому порядку проводилася оцінка викидонебезпечності вугільних шарів та теригенних порід розтину. Було встановлено, що верхня границя викидонебезпечності вугільних шарів залягає на глибинах від 400 до 800м і стратиграфічне тяжіє до відкладів свити С 27, точніше її верхньої частини. Верхня границя викидонебезпечності порід має більш звивисті контури і розташована на 50-150м нижче. Порівняння цих даних з результатами геофізичних досліджень, що характеризують газоводонасиченість розтину, дозволило співставити зміни цих показників з глибиною. Виявилося, що на тих глибинах, де вугільні шари та породи мають ознаки викидонебезпечності, водоносні горизонти (по даних геофізичних досліджень) відсутні. Регіональне поровий простір порід насичений малорухомим вуглеводневим газом. Частково викидонебезпечна зона розкрита гірничими виробками шахт. Спостереження в останніх підтверджують зроблені по даним вивчення керну і каротажу висновки. Дійсно, в зонах, де виникають викиди порід та вугілля, припливи пластових вод у гірничі виробки різко зменшилися, а усі розкриті теригенні породи насичені тільки газом. Після вивчення наявних геологічних, сейсмічних, гірничих даних та іншої інформацію виявлено зони, які мають високу перспективність на природний газ, мають умови для його достатньої циркуляції в зонах розущільнення порід, причому поряд з падінням, простяганням і розміром тектонічних порушень використовувались заміри викликаних тектонічною енергією розпушень (розущільнення), зминань й ущільнень. В гірничих виробках шахт зроблено заміри тектонічного переносу уламкового матеріалу (протяжність, напрямок і частота борозен сковзання). За цим комплексом даних визначено напрямки дії сил і їх відносний вік. Було встановлено, що більш давньою є зона розущільнення порід, яка контролюється Безіменним насувом. Останній, скоріш за все, має герцинський вік. Зона дрібних порушень, що його супроводжує, має відкритість щілин до 0,2мм, має прямі ознаки циркуляції по ній вуглеводнів (на 9 81504 стінках присутні сліди парафінистої нафти). Щільність цих тріщин суттєво змінюється в межах ділянки і в залежності від складу порід. Для пісковиків вона складає в середньому 2-3 субвертикальні тріщини на погонний метр керну. В обсязі щілини утворюють нахилені під кутом 20-30° відносно вертикалі протяжні лінзовидні зони, які кулісоподібно примикають до основного контролюючого порушення. Вертикальна протяжність цих зон розущільнення, розкрита однією розвідувальною свердловиною, може досягати 30-40м. Деякі свердловини зустріли 2-3 зони розущільнення. Як за даними пластовипробувань і геофізичних досліджень у свердловинах, так і даних виробок, які розкрили ці зони розущільнення порід нижче верхньої границі викидонебезпечності вугільних пластів, всі вони насичені вуглеводневим газом і не вміщують пластових вод, незважаючи на малі глибини від поверхні. Для вибору оптимального місця закладення пошукової на вуглеводні свердловини були проаналізовані додаткові дані про наявність насувів з зустрічним падінням площин. В межах ділянки таким є Ново-Чайкинський насув. Судячи зі структурних побудов він є молодшим, не супроводжується потужними зонами розущільнення порід. В той же час за вуглерозвідувальними даними вздовж лінії пересічення більш давнього (Безіменного насуву) більш молодшим (Ново-Чайкинським) насувом спостерігалася максимальна кількість газопроявів і поглинань бурового розчину в свердловинах. Особливо потужними вони були в висячому крилі Безіменного насуву нижче лінії його перетинання Ново-Чайкинським насувом. Базуючись на цих даних, було побудовано геологічний профіль в хрест насувів. Місце буріння першої пошукової свердловини на ньому вибрано було таким чином, що вона розкрила породи нижче їх верхньої границі викидонебезпечності в висячому крилі більш давнього насуву, нижче точки його пересічення молодшим насувом. Отримані результати підтвердили виконані розрахунки. Свердловиною в висячому крилі Безіменного насуву, нижче точки його пересічення Ново-Чайкинським насувом дійсно було розкрито чотири зони розущільнення, насичені вуглеводневим газом, тобто значно більше ніж іншими свердловинами в межах ділянки. Технічний результат використання запропонованого способу визначення місць закладення свердловин при пошуках вуглеводнів полягає у наступному: даний спосіб пропонує відкривати нові нафтогазові провінції, де поклади вуглеводнів пов'язані з зонами розущільнення порід вугленосної формації, а також виявляти нові глибоко залягаючи поклади вугле воднів у вже відомих нафтогазових провінціях. При цьому закономірності, які вивчені при проведенні розвідувальних робіт на вугілля, де на невеликих глибинах велося колонкове буріння (з відбором керну) по щільній сітці і викладені у представленому до патентування способі, будуть використані. 10 Використання встановлених закономірностей розміщення зон розущільнення порід і покладів вуглеводнів в них, забезпечить отримання більш повної і достовірної інформації, дозволить зменшити матеріальні витрати і час на пошуки, розвідку і розробку родовищ нафти і газу, забезпечить підвищення ефективності і надійності розміщення розвідницьких і експлуатаційних свердловин на нафтогазоперспективних об'єктах, що досліджуються.