Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Общие сведения о бассейне и районе исследования 14
1.1. Геотектоническое положение Бассейна Ордос 14
1.2. Геотектоническое положение района исследования 15
Глава 2. Литолого-стратиграфическое исследование 19
2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 19
2.2. Уточнение типов пород в сланцевом разрезе
2.2.1. Проблемы выделения типов пород в сланцевом разрезе 24
2.2.2. Особенности корректного выделения типов пород в сланцевом разрезе 26
2.2.3. Геологические параметры выделения сланцев 27
2.2.4. Статистический анализ данных литологии, полученных способом выноса керна 27
Глава 3. Детальная межскважинная корреляция сланцевых разрезов 33
3.1. Выделение региональных реперов и целевых пластов 34
3.2. Детальная корреляция отложений С7, С8 и С9 35
3.3. Детальная корреляция внутри пласта С7 38
Глава 4. Литолого-фациальный анализ 41
Глава 5. Энергетическая характеристика залежей сланцевого газа 45
5.1. Пластовое давление 45
5.1.1. Прежнее прогнозирование пластового давления 46
5.1.2. Доказательства существования АВПД 46
5.1.3. Прогнозирование гидростатического пластового давления 49
5.1.4. Прогнозирование геостатического давления 50
5.1.5. Прогнозирование пластового давления 55
5.2. Прогнозирование пластовых температур 60
Глава 6. Геохимические исследования органического вещества сланцевого коллектора 63
6.1. Термическая зрелость органического вещества 64
6.2. Генетические типы органического вещества 66
6.3. Содержание органического вещества 69
6.4. Прогнозирование содержания углерода органического происхождения (Сорг)
6.4.1. Оценка Сорг методом интерпретации данных ГИС 72
6.4.2. Метод LogR 74
6.4.3. Повышение эффективности прогнозирования Сорг 84
Глава 7. Геофизические исследования для определения параметров сланцевого коллектора 97
7.1. Оценка содержания глины 99
7.1.1. Ренгенодифракционный анализ (XRD). 100
7.1.2. Интерпретация содержания глины в пласте с помощью ГК 103
7.1.3. Интерпретация содержания глины в пласте с помощью ГГМ-п и АК 104
7.1.4. Анализ распределения глинистости. 105
7.2. Оценка коллекторских свойств 106
7.2.1. Лабораторный анализ пористости и проницаемости. 107
7.2.2. Коррекция влияния от УВ 108
7.2.3. Оценка пористости с помощью ГГМ-п 109
7.3. Оценка насыщенности сланцевого коллекторов 116
7.3.1. Оценка водонасыщенности сланцевого коллектора. 116
7.3.2. Оценка нефтенасыщения и газонасыщения сланцевого коллектора 118
Глава 8. Оценка газосодержания и подсчт запасов сланцевой залежи 122
8.1. Геологические методы прогнозирования газосодержания 122
8.1.1. Геологические методы прогнозирования адсорбционного газа 122
8.1.2. Геологические методы прогнозирования растворнного газа 126
8.1.3. Геологические методы прогнозирования свободного газа 127
8.2. Оценка модели прогнозирования газосодержания методом десорбции 129
8.3. Построение трхмерной геологической модели и подсчт геологических запасов сланцевого газа 131
Заключение 134
Библиографический список использованной литературы 137
- Геотектоническое положение района исследования
- Особенности корректного выделения типов пород в сланцевом разрезе
- Детальная корреляция отложений С7, С8 и С9
- Прогнозирование геостатического давления
Введение к работе
Актуальность работы
По мере стремительного развития экономики, увеличения
энергетического потребления, выброса вредных веществ и парниковых газов, окружающая человека среда постепенно ухудшается. По сравнению с нефтью, природный газ является одним из немногих чистых энергетических ресурсов. Поэтому для устойчивого развития экономики и сохранения окружающей среды различные страны предпочитают развитие газовой промышленности.
Для китайской газовой промышленности характерен значительный рост потребления природного газа. Так с 2000 г. по 2013 г. газовое потребление в Китае увеличивалось с 24,5 миллиарда кубических метров по 167,6 миллиарда кубических метров с ежегодным темпом роста до 16%, что выше темпа роста валового внутреннего продукта (10,2%) и темпа роста общего объёма потребления энергии (7,9%).
Однако вследствие этого в Китае развивается чрезмерная зависимость от импорта, которая вредит государственной безопасности. Так в 2013 г., китайское потребление природного газа составило 167,6 миллиарда кубических метров, среди которых 52,9 миллиарда кубических метров природного газа было импортировано, зависимость от зарубежного природного газа увеличивалась с 5,7% (2007 г.) по 31,6% (2013 г.).
Поэтому Китаю необходимо найти решение для выхода из создавшейся ситуации в газовой промышленности.
В последние годы метан угольных пластов, сланцевый газ, газ в плотных песчаниках оказались в центре внимания учёных, занимающихся проблемой исследования нетрадиционных газовых ресурсов. Основанием для этого стала сланцевая революция в США.
В 2000 г. годовая добыча сланцевого газа в Северной Америке превышала 10 миллиардов кубических метров, до 2010 г. годовая добыча сланцевого газа в данном регионе уже превышала 150 миллиарда кубических метров. В течение 10 лет добыча повысилась в 10 раз.
По данным Американского газового института и Компании ARI, в 2007
году, в США фонд эксплуатационных скважин составляет примерно 42000 скважин, годовая добыча сланцевого газа составляет 45010 м , примерно равно 8% годовой добычи газа США. В 2009, годовая добыча газа США
достигала 593410 м , в том числе, годовая добыча сланцевого газа равна 87810 м , составляет 15% всей газовой добычи. А в 2010 году, годовая добыча сланцевого газа США составляла 20% годовой добычи газа США
(135910 м ).
По данным компании BP, после сланцевой революции, с 2006 г. по 2014 г. годовая добыча сланцевого газа в США ежегодно повышается примерно на 2 процента (рисунок В.1). В результате США совершенно изменили свою структуру поставок природного газа и стали одной из многих экспортёров природного газа.
Рисунок В.1. Изменение структуры газодобычи в США
Развитие промышленности сланцевого газа в США сильно изменило мировую структуру предложения природного газа. По данным компании BP, в 2014 г. благодаря сланцевому природному газу США экспортировали примерно 40 миллиардов кубических метров природного газа, заняв значительное место в мировом рынке его поставки (рисунок В.2).
Рисунок В.2. Главные поставщики природного газа 2014 (миллиард кубических метров)
Кроме США и Канады, страны как Австралия, Германия, Франция, Швеция, Польша и так далее тоже начали исследование, разведку и разработку сланцевого газа.
Китайская промышленность сланцевого газа имеет следующие характеристики.
Во-первых, китайские ресурсы сланцевого газа имеют огромный потенциал. В соответствии с докладом от Управления энергетической информации США, который публикован в июне 2013 года, ресурсы сланцевого газа всего мира составляют 72991012 ft.3, а Китай занимает первое место — примерно 20% ресурсов всего мира. Китай обладает огромными ресурсами сланцевого газа. Многие специалисты уже оценили перспективы сланцевого газа.
Во-вторых, китайские геологические условия залежи сланцевого газа значительно отличаются от американских. Например, глубина залегания пласта сланцевого газа в Бассейне Сычуань изменяется от 1500 до 4000 метров, а в США, глубина залегания пласта сланцевого газа только изменяется от 200 по 2600 метров. По всему миру большинство залежей сланцевого газа находится в морских отложениях, а в Китае залежь сланцевого газа находится не только в морских, но и в континентальных отложениях.
В-третьих, китайская разработка сланцевого газа все ещё находится в
зачаточном состоянии. СИНОПЕК (Китайская нефтяная и химическая корпорация) в декабре 2010 года в Юньба только завершила проходку первой вертикальную испытательной сланцевой скважины. В марте 2011 года Китайская нефтяная компания завершила бурение первой в Китае горизонтальной сланцевой скважины. В целях повышения интенсивности разработки сланцевого газа, в Китае разработка сланцевого газа производится в кооперации с иностранными компаниями. Например, компания Шелл и Китайская нефтяная компания совместно проводят разведку и разработку сланцевого газа в Сычуаньском бассейне.
В-четвертых, китайское правительство серьёзно относится к развитию промышленности сланцевого газа. В марте 2012 года, в Китае опубликовано «Проектирование развития сланцевого газа(2011-2015 г.)» для руководства разведкой и разработкой в период двенадцатой пятилетки. В последние годы, разные исследовательские центры Китая купили различную аппаратуру для исследования сланцевого газа.
Поэтому разработка залежей сланцевого газа важна для Китая. А для разведки и разработки, необходима теория формирования и сохранения залежей сланцевого газа.
Согласно оценке компания RIA, публикована в 2013 г., в Китае существует 7 оценённых перспективных бассейнов для разработки сланцевого газа и сланцевой нефти. Как показано рисунке В.3 жёлтым цветом, это Таримский бассейн, Джунгарский бассейн, бассейн Сунляо, Сычуаньский бассейн, бассейн Субэй, Цзяннанский бассейн и платформа Янцзы.
Кроме этих оценённых бассейнов, ещё существуют другие тогда ещё неоценённые бассейны, среди которых, Ордосский бассейн находится в центре внимания.
Рисунок В.3. Бассейны, перспективные для разработки сланцевого газа и сланцевой
нефти в Китае
Таким образом, для Китая актуально углубление исследований
сланцевого газа и расширение регион его исследований (особенно в неоценённых районах). В данной диссертации, выбрали неоценённый регион — Бассейн Ордос, и конкретнее – регион С.
Степень разработанности темы диссертации
В Бассейне Ордос, исследование сланцевого газа началось недавно. В С регионе, в области исследования сланцевого газа имеется ещё много неясного.
Во-первых, пока существует мало скважин, пробурённых специально для исследования сланцевого газа.
Во-вторых, мало данных геохимического анализа.
В-третьих, не хватает данных комплекса ГИС для исследования сланцевого газа. В данном регионе существует только основные данные ГИС, как СП, АК, ГМ, ЭС, а данные как ГГМ-п, НК имеются не во всех скважинах. Отсутствуют данные ядерно-магнитных резонансов.
В-четвёртых, известные к настоящему времени залежи сланцевого газа приурочены к морским отложениям, тогда как в Бассейне Ордос, наши объекты исследования сланцевого газа находятся в континентальных отложениях. Плюс к этому, величины отражательной способности витринита невысокие и изменяются в диапазоне 0,82%1,12%. Это значит, данные
пласты находятся в стадии катагенеза. Это зона нефтеобразования и газообразования. В пластах одновременно существуют и нефть и газ. Теория формирования такой залежи сланцевого газа в континентальных отложениях пока не описана. Пока в мире ещё нет аналогичных примеров в области исследования сланцевого газа.
Цель и задачи исследования
Целью работы являются оценка перспектив поисков и разведки залежей сланцевого газа в С регионе Бассейна Ордос, подать рекомендация для дальнейших исследований. Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие задачи:
-
Разработать эффективные методики типизации сланцевых отложений.
-
Определить зоны развития аномально-высокого пластового давления.
3. Оценить газосодержание адсорбционного газа, растворенного в
нефти газа, свободного газа и их соотношения. Узнать какой вид газа
преобладает.
4. На основе существующих данных оценить перспективы освоения
сланцевого газа в Бассейне Ордос.
Научная новизна
1. Впервые в мире проведено исследование сланцевого газа в 2. Впервые предложено проведение нормирования данных ГИС под Построена региональная модель для прогнозирования Сорг в С регионе, имеющая отличия от моделей для прогнозирования Сорг в высокозрелом сланце в морских отложениях. Уточнён прежний прогноз пластового давления и подтверждено существование аномального пластового давления. 5. Впервые в С регионе с помощью трёхмерной геологической модели Теоретическая и практическая значимость работы 1. В результате прогнозирования пластового давления, проведённого на Выполнил прогноз пластового давления в сланцевых породах, доказано наличие аномально-высокого пластового давления, которое достигает 1,2-1,6 относительно гидростатического. Метод проведения нормирования данных ГИС под фациальным контролем публикован в китайском журнале «Journal of China university of mining and technology» (EI Compendex). 4. Установлена прямая зависимость между присутствием Сорг в породе После нормирования данных ГИС, значительно повышена эффективность и точность геохимической оценки сланцевого коллектора. Модель для прогнозирования Сорг может быть применена во всем изучаемом регионе,. Интерпретация данных ГИС в сланцевых коллекторах для низкозрелых континентальных отложений стало научной основой для исследования сланцевого газа в континентальных отложениях Китая. Публикации и апробация работы. Основные положения диссертационной работы были доложены на российских и международных конференциях, научных сессиях и семинарах: 69-й Международной молодёжной научной конференции «Нефть и газ— 2015», Москва, 2015; 11-й Всероссийской конференции молодых учёных, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности», Москва, 2015; 7-м Международном Молодёжном научно-практическом Конгрессе «Нефтегазовые горизонты» («Oil and Gas Horizons»), Москва, 2015; научных семинарах кафедры промысловой геологии нефти и газа РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина, а также изложены в 6 опубликованных работах, включая тезисы докладов конференций. Методология и методы исследования 1. Для коррекции результата описания шлама применён статистический 2. Применены Eaton формулы для прогнозирования пластового При оценке содержания глины сланцевого коллектора применена технология Ренгенодифракционного анализа (XRD). Совместно XRD с ГК определяется содержание глины в сланцевом пласте. С помощью аппарата PDP-200 оценена эффективная пористость и проницаемость сланцевого коллектора. 5. По технологии СЭМ оценена эффективная пористость керогена. 6. Для определения водонасыщения эффективно применена формула 7. Для определения коллекторских свойств сланцевой залежи Методом схождения построены структурные карты кровли и подошвы изучаемых пластов. В трёхмерной цифровой модели с помощью комплекса Pеtrel проведён подсчёт геологических запасов сланцевой залежи. Основные защищаемые положения 1. Разработанная методика определения типов пород в 2. Установленная зависимость величины газосодержания в сланцевом 3. Разработанная методика прогнозирования Сорг в изучаемом 4. Установлено соотношение типов насыщения пород природным газом в сланцевой залежи. В разрезе преобладает адсорбционный газ (больше 70%) по сравнению со свободным (10%-20%) и растворённым газом (10%-20%). Подсчитанные запасы сланцевого газа в изучаемом регионе составляют 7,51361012 м3 в пласте С7, 2,12481012 м3 в верхней части пласта С9. Благодарность. Автор признателен своему научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Александру Вячеславовичу Лобусеву за поддержку, ценные советы, возможность совместной работы. За большое внимание к работе и поддержку на всех этапах её выполнение автор признателен кандидату технических наук, доценту Михаилу Александровичу Лобусеву и кандидату геолого-минералогических наук, доценту Людмиле Вадимовне Милосердовой. Свита Тайюань представлена равномерным чередованием глин серых и серо-чрных с песчаниками светло-серыми мелкозернистыми. Частично содержит тонкий угольный слой. Толщина свиты примерно равна 30 м. Свита Шаньси представлена глинами серыми и коричневатыми, алевролитовыми глинами, зернистыми песчаниками. Толщина свиты примерно равна 110 м. Средний отдел(Р2) Шихэцзи свита представлена неравномерным чередованием песчаников светло-коричневых и серо-зелных. Толщина свиты примерно равно 270 м. Верхний отдел(Рз) Шицзянфэн свита в верхней части представлена равномерным чередованием серо-фиолетовых глин со светло-серыми мелкозернистыми песчаниками. В нижней части - равномерным чередованием глин, алевролитов и мелкозернистых песчаников. Толщина свиты примерно равно 260 м. Мезозойская группа (MZ) Мезозойская эра является основной эрой для образования нефти, особенно в в поздней ее части, для которой была характерна, высокая скорость аккреции земной коры, бескислородная обстановка, активизация основных разломов. Эти условии заложили отличную геодинамическую базу для образования, миграции, и накопления нефти и газа. Триасовая система (T) Отложения триасовой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены тремя отделами: нижним, средним и верхним. Нижний отдел триасовой системы представлен свитами Хэшангоу и Люцзягоу. Средний отдел триасовой системы представлен свитой Чжифан. Верхний отдел триасовой системы представлен С свитой. Нижний отдел (T1) Свита Люцзягоу представлена равномерным чередованием фиолетово-серых глин, коричнево-розовых песчаников, макрозернистых песчаников. Толщина свиты примерно равна 310 м. Свита Хэшангоу представлена равномерным чередованием коричневой глины и средне- мелко-зернистых песчаников. Средний отдел (T2) Cвита Чжифан представлена равномерным чередованием коричнево-красных мелкозернистых песчаников и средне- мелко-зернистых пестроцветных песчаников. Верхний отдел (T3) С свита представлена сложным чередованием глин, сланцев, алевролитов, мелкозернистых песчаников. Скважина вскрыла образования верхнего отдела на глубине 2060,5 и прошла в ней 1100 м. Это самая мощная свита в разрезе. Как показано в таблице 2.1, С свита представлена 10 пластами, С1-С10. среди которых, продуктивными пластами являются пласт С7 и пласт С9. После тектонической эпохи Цинлин в середине мезозоя морской бассейн закрылся и при постепенном развития впадины и стабильном залегании, сформировалась С свита, характеризующаяся речными и озрными фациями, сложенными континентальными обломочными породами. В процессе условий осадкообразования С свиты выделяется три периода: ранний период — речная фация на равнине, средний период — озрная фация, поздний период — дельта и пойма, речная фация. С свита преимущественно сложена сланцами, которые богаты органическим веществом. Толщина этой свиты изменяется от 300 по 3000 м, в среднем составляя 1100 м. С свиту с параллельным несогласием перекрывает средний отдел триаса. На периферических областях бассейна можно видеть, несогласное перекрытие пород С свиты породами юрской системы. А СЮ 280 Розовый, серо-зеленый полевошпатовый песчаник с мелкозернистым песчанным аргиллитом Средний (12) Чжи фан 300-350 Серо-зеленый аргиллит с песч аннком Нижний (ТІ) Хэшангол Лющэягау SI Пермский (Р) Каменоугальныи ("С) 23 В данной диссертации, целевыми объектами исследования являются пласты С7, С9, между ними находится пласт С8. Пласт С7. Толщина которого равна 100-120 м. Отложения пласта С7 представлены чередованием тмного аргиллита, аргиллита, глинистого алевролита, нефтяного сланца. Пласт содержит ископаемую чешую рыбы, частицы пирита. Отложения в верхней части пласта С7 на рассматриваемой территории представлены чередованием алевролита и мелкозернистых песчаников, существенно преобладает мелкозернистый песчаник. Толщина верхней части изменяется от 15 по 30 м. Отложения в средней и нижней частях пласта С7 представлены чрным сланцем, аргиллитом, алевролитовым аргиллитом, существенно преобладает чрный нефтяной сланец. Пласт С8. Толщина примерно 115-130 м. Пласт С8 представлен неравномерным чередованием тмного аргиллита, песчаного аргиллита с серым мелкозернистым песчаником, мелкозернистого песчаника. Фацией пласта С8 является озрная дельтовая система. Встречаются турбовинтовые породы. В нижней части пласта С8 более развит песчаник, толщина песчаника изменяется от 15 по 30 м. По сравнению с отложениями в нижней части пласта С7, отложения пласта С8 преимущественно развиты песчаник и алевролит. Пласт С9. Толщина 100-134 м. Породы пласта С9 в основном представлены черными аргиллитами, песчаными аргиллитами с серым мелкозернистым песчаником, мелкозернистым песчаником. В верхней части пласта С9 развит нефтяной сланец, известный как Лицяпанский, служащий маркирующим горизонтом. Характеристика сланца верхней части пласта С9 очень похожа на характеристику сланца в средней и в нижней частях пласта С7. Эти сланцевые части являются объектами исследования. Графическое представление изменений пород по разрезу осуществляется построением литологической колонки, колонки основного состава породы, седиментационных кривых [10]. В районе исследования литологическое и стратиграфическое описание разреза дано по результатам описания шлама. Но в процессе работы было обнаружено, что в некоторых скважинах, литологическая колонка, полученная способом описания шлама, не совпадает с литологической колонкой, полученной по керну. Как показано на рисунке 2.1, в литологической колонке, полученной по данным описания шлама, с глубины 1240 м по 1200 м представлена непрерывным чрным сланцем. Но на самом деле, при выносе керна заметили, что порода в 25 соответствующей глубине представлена алевролитовым аргиллитом. В данном регионе часто встречается такая проблема — среди длинного разреза чрных сланцев существуют относительно тонкие слои мелкозернистого песчаника, алевролитового аргиллита, аргиллита, глинистого алевролита. Описание шламы не достаточно эффективно для определения разных пород в длинном сланцевом разрезе. Поэтому существует необходимость уточнить разные породы а сланцевом разрезе. 2.2.2. Особенности корректного выделения типов пород в сланцевом разрезе Правильное определение разных пород в сланцевом разрезе имеет большое значение. Сланцевый газ в основном содержится в сланце в адсорбционных, свободных, растворнных фазах. Эти прослои в сланцевом разрезе по сравнению со сланцем, имеют большую пористость и проницаемость. Как «сладкая точка залежи» для традиционных залежей, эти прослои в сланцевом разрезе играют похожую роль. Кроме того, важно знать каким образом влияют на формирование сланцевой залежи другие литологические компоненты (прослои). В микро-масштабе это определяется лабораторными методами экспериментально. В макро-масштабе, следует определить как те, или другие породы влияют на газосодержание. Поэтому важно уметь определить разные породы в сланцевом разрезе. Пласты, являющиеся объектами изучения в основном сложены сланцами. По данным керна выделено 4 типы породы: чрный сланец, который богат органическими веществами, серый алевролит, аргиллит, мелкозернистый песчаник. По определению Джексона J A, Бейтса R Л (1997) сланец, это слоистая мелкозернистая порода с содержанием частиц, гранул размером глины, больше чем 67%[11]. А нефтяной сланец, это сланец, богат органическими веществами. В данном разрезе, по сравнению со сланцем, остальные 3 типа породы тоже принадлежат к числу мелкозернистых. Поэтому определение сланцев в данном разрезе затруднительно. Многие методы ГИС не эффективны для выделения сланцев. Например, в разрезе, состоящем из песчаника и глины, с помощью СП, можно узнать, где коллектор, но в сланцевом разрезе, показания СП в сланцевом коллекторе и в отложениях других пород почти не отличаются. Во вторых, в общем, Китай сейчас находится в стадии разведки сланцевого газа, и в данном регионе ещ мало специальных сланцевых скважин. А среди всех сланцевых скважин, комплекс ГИС не полон, то есть, не во всех скважинах проводится стандартный комплекс ГИС. Во многих скважинах не хватает необходимых традиционных комплексов ГИС для того, чтобы определить разные породы. Даже существующие комплексы ГИС во всех скважинах не одинаковы. В-третьих, в изучаемом регионе, сланцевый разрез в основном представлен сланцами, тогда как другие типы пород существуют в виде прослоев. По сравнению со сланцем они очень тонкие. Это увеличивает трудность определения сланцев в разрезе. Поэтому возникает вопрос, как правильно выделить разные типы пород в сланцевом разрезе с помощью недостаточных данных? Пласты – объекты исследования - находятся в окне нефтеобразования. Значение отражатель способности витринита пласта С7 изменяется от 0,83% по 1,02%. Значение отражательной способности витринита пласта С9 изменяется от 0,88% по 1,1%. Поэтому пласт насыщен и нефтью и газом. Нефтяная и газовая насыщенность при описании шламы уже доказана. Как известно, сланец, который богат органическими веществами, по сравнению с аргиллитами, обладает низкой плотностью, благодаря низкой плотности органического вещества. Как и аргиллит, обычно сланец имеет высокое показание ГМ. В связи с тем, что сланцевый пласт насыщен нефтью и газом, пласт имеет высокое сопротивление. Из-за существования сланцевого газа пласт обладает высоким показанием АК. Нефть и вода имеют похожее содержание водорода, но газ имеет очень низкое содержание водорода. Поэтому в изучаемом регионе сланцевый пласт имеет высокое показание НК. Объектами исследования являются пласты С7, и С9. Данные выноса керна получены в 10 сланцевых скважинах, G, D, F, M, I, B, A, H, C, L, а существующие во всех этих скважинах данные ГИС только есть данные ГК, ЭС, ГГК, СП, АК. Трудность определения разных пород в данном регионе заключается в том, что в разрезе исследования преобладает чрный сланец, а другие виды породы существуют как прослои в разрезе чрного сланца. ФЕС этих тип пород очень близки, по крайней мере, разница не так очевидна как разница между песчаником и аргиллитом. Все они мелкозернистые породы, с маленькой пористостью и проницаемостью. До сих пор мало опубликованных литературных данных об определении типа пород в таком разрезе. Но у нас в руках есть колонка, полученная способом выноса керна, и данные ГИС соответствующих участков. Поэтому можно статистически анализировать связи между данными ГИС и литологией, найти закономерности и применить найденную закономерность на других участках данного региона. Для скважин, у которых есть данные ГГМ-п, АК, ГМ, ЭС и данные интерпретации глиносодержания, пористости, проницаемости, были собраны данные керна и соответствующие результаты интерпретации данных ГИС. Показанная на рисунке 2.3 диаграмма называется блочной, или ящичной диаграммой. С двух сторон у не имеются два отрезка, показывающие крайние минимальное и максимальное значения. Точки, далкие от диаграммы являются аномальными значениями, и исключаются. диаграмма показывает главный диапазон распределений. А линия внутри диаграммы показывает серединное значение. Пласты – объекты исследования - находятся в окне нефтеобразования. Значение отражатель способности витринита пласта С7 изменяется от 0,83% по 1,02%. Значение отражательной способности витринита пласта С9 изменяется от 0,88% по 1,1%. Поэтому пласт насыщен и нефтью и газом. Нефтяная и газовая насыщенность при описании шламы уже доказана. Как известно, сланец, который богат органическими веществами, по сравнению с аргиллитами, обладает низкой плотностью, благодаря низкой плотности органического вещества. Как и аргиллит, обычно сланец имеет высокое показание ГМ. В связи с тем, что сланцевый пласт насыщен нефтью и газом, пласт имеет высокое сопротивление. Из-за существования сланцевого газа пласт обладает высоким показанием АК. Нефть и вода имеют похожее содержание водорода, но газ имеет очень низкое содержание водорода. Поэтому в изучаемом регионе сланцевый пласт имеет высокое показание НК. Трудность определения разных пород в данном регионе заключается в том, что в разрезе исследования преобладает чрный сланец, а другие виды породы существуют как прослои в разрезе чрного сланца. ФЕС этих тип пород очень близки, по крайней мере, разница не так очевидна как разница между песчаником и аргиллитом. Все они мелкозернистые породы, с маленькой пористостью и проницаемостью. До сих пор мало опубликованных литературных данных об определении типа пород в таком разрезе. Но у нас в руках есть колонка, полученная способом выноса керна, и данные ГИС соответствующих участков. Поэтому можно статистически анализировать связи между данными ГИС и литологией, найти закономерности и применить найденную закономерность на других участках данного региона. Для скважин, у которых есть данные ГГМ-п, АК, ГМ, ЭС и данные интерпретации глиносодержания, пористости, проницаемости, были собраны данные керна и соответствующие результаты интерпретации данных ГИС. Показанная на рисунке 2.3 диаграмма называется блочной, или ящичной диаграммой. С двух сторон у не имеются два отрезка, показывающие крайние минимальное и максимальное значения. Точки, далкие от диаграммы являются аномальными значениями, и исключаются. диаграмма показывает главный диапазон распределений. А линия внутри диаграммы показывает серединное значение. АК показание сланцев изменяется от 100,69 мкс/м по 441,14 мкс/м, среднее значение — 203,26 мкс/м, гораздо больше, чем АК показание других тип пород. Акустическое показание аргиллита изменяется от 39,98 по 66,78 мкс/м, среднее значение — 55,27 мкс/м. Акустическое показание алевролита изменяется от 39,87 по 96,14 мкс/м, среднее значение — 66,82 мкс/м. Акустическое показание мелкозернистого песчаника изменяется от 41,63 по 68,12 мкс/м, среднее значение — 52,93 мкс/м. То же самое, можно аналогично анализировать связь между распределением данных остальных методов ГИС и литологией. Результат сопоставления распределения данных ГИС с литологией показан в картинке 2.3. Следует что, АК, ЭС, ГГМ-плотность, ГМ являются хорошими показателями для выделения сланцев. Региональные данные показывают, что плотность сланцев не выше 2,5 г/см3. Поэтому можно принимать 2,5 г/см3 в качестве раздела между сланцем и другими типами пород. Из данных тоже можно увидеть, что из-за нефтегазонасыщения, разница ЭС между сланцем и другими типами пород тоже очевидна, поэтому можно принимать 100 Ом в качестве раздела между сланцем и другими видами пород. При использовании такой количественной связи хорошо определяются разные типы пород данного региона. Например, как показано на рисунке 2.7, в скважине N, до исправления, способом описания шлама с глубины 1390 м по глубину 1404 м определены как сланцы. А после исправления заметили, что в разрезе существуют прослои. Глава 3. Детальная межскважинная корреляция сланцевых разрезов Корреляция разрезов скважин (сопоставление разрезов скважин) - это один из многих важнейших задач для геологов. Корреляция разделяется на общую и детальную корреляцию. Общая корреляция, это сопоставление разрезов скважин, пробурнных в пределах месторождений в целом. То есть, общая корреляция, это корреляция с устья до забоя скважин[12-14]. Изучение разрезов скважин с помощью данных ГИС, особенно с помощью данных электрического и радиоактивного каротажа, позволяет выделить реперы — геоэлектрические и георадиоактивные. Эти реперы соответствуют максимумам или минимумам на кривых кажущегося сопротивления, гамма-каротажа, нейтронно-гамма-каротажа и других. В С регионе Бассейна Ордос, целевыми пластами для исследования сланцевого газа являются С7 и верхняя часть пласта С9, поэтому детальная корреляция проводится в данном проекте в основном в нижней части верхнего отдела триаса, то есть в нижней части С свиты. Детальная корреляция включала отложения в нижней части С свиты и проводилась в пластах С9, С8, С7 (снизу вверх). Полный разрез отложений верхнего отдела триасовой системы вскрыт всеми скважинами. Для корреляция выбрана скважина B в качестве центральной скважины, где существуют полный вынос керн верхнего триасового отдела и находится в центре изучаемого региона. Для детальной корреляции, нам необходимо выбрать региональные реперы. Региональные реперы должны проследить во всех скважинах в пределах изучаемого региона, поэтому у региональных реперов следующие свойства: 1) очевидные характеристики ГИС (например, геоэлектрические и георадиоактивные); 2) значительные мощности; 3) стабильно распространяются по площади в изучаемом регионе, существуют во всех скважинах; Как показано рисунке 3.1, в нижней части С свиты существуют два региональных репера в сланцевых отложениях—А и Б. Отложения А и Б представляют себя сланцевые отложения. По литологии, отложения А и Б представлены неравномерным чередованием чрных сланцев с аргиллитом и алевролитом, чрный сланец господствует (более 90%). Мощность отложений А примерно равна 60-80 м, а мощность отложений Б примерно равна 20-30 м. Нефтеносность и газоносность этих отложений уже доказана. Геофизические характеристики этих отложений очевидны Нефтематеринская свита — это совокупность пород, которые обогащены автохтонными органическими веществами и могут генерировать углеводороды в благоприятных условиях в значительных масштабах[25]. В исследовании сланцевого газа, сланец не только является коллектором для сланцевого газа, и является нефтематеринской свитой для сланцевого газа. Органическое вещество (ОВ) является важнейшим генератором углеводородов в осадочных бассейнах. Органическое вещество существует под землй как в концентрированной, так и в рассеянной форме[26]. Важнейшие компоненты, извлекаемые из органического вещества. это битумоиды и кероген. Битумоиды—компоненты ОВ, извлекаемые из пород органическими растворителями—хлороформом(CHCl3), бензолом, петролейным эфиром, ацетоном, спирто-бензолом, четырххлористым углеродом и др. Битумоиды—извлекаемые разными растворителями, отличаются друг от друга количественно и качественно. Поэтому, когда говорим о битумоидах, необходимо указать тип растворителей. На практике геохимического исследования наиболее широко используются хлороформ и спирто-бензол. Поэтому соответственно наиболее широко используются хлороформенный битумоид (ХБ) и спирто-бензоловый битумоид (СББ). По степени связи битуминозных компонентов с породой выделяются разнообразные типы битумоидов, один из них—битумоид «А». Битумоид «А» извлекаемый из породы путм холодной и горячей экстракции без предварительной обработки соляной кислотой. Тоже известно как свободный битумоид «А» —ХБА. В компонентном составе битумоидов выделяются фракции: масла, смолы, асфальтены. Нерастворимая в растворах щелочей и в органических растворителях часть органического вещества называется керогеном. В России, кероген понимается как синоним НОВ—нерастворимое органическое вещество. Кероген составляет основную часть ОВ. Исследования органического вещество включают в себя основно три аспекта: 1) Термическая зрелость органического вещества; 2) Генетические типы органического вещества; 3) Содержание органического вещества. В исследовании сланцевого газа, зрелость органического вещества имеет очень важное значение. Зрелость непосредственно влияет на генерацию сланцевого газа. 1. По органической теории образования нефти и газа, чем выше зрелость органического вещества, тем выше способность генерации сухого газа. 2. В процессе образования углеводородов из керогена, по мере увеличения термической зрелости керогента, пористость керогена увеличивается из-за преобразования керогена в УВ. Чем больше пористость керогена, тем больше пространство для скоплений сланцевого газа в свободном виде. 3. Многочисленные исследования уже доказали, что адсорбционный сланцевый газ основно адсорбируется на поверхности ОВ. Чем выше термическая зрелость ОВ, тем шире внутренняя поверхность ОВ. Поэтому чем выше зрелость органического вещества, тем больше место для адсорбции сланцевого газа. Из-за вышесказанных, термическая зрелость органического вещества имеет очень важное значение в исследовании сланцевого газа. Отражательная способность витринита является наилучшем параметром, характеризующим зрелость органического вещества. Отражательная способность витринита - это отношение интенсивности светового потока установленной длины волны, отражнной от полированной поверхности витринита к интенсивности светового потока, падающего перпендикулярно на эту поверхность [25]. Как показано в рисунке 6.1, с помощью анализа 26 образцов из 7 скважин, полученный результат показывает, что коэффициент отражательной способности витринита (Ro) сланцевого коллектора С7 изменяется в диапазоне 0,82% -1,12%. Как показано на рисунке 6.2, на основе анализа 19 образцов из 6 скважин, полученный результат показывает, что коэффициент отражательной способности витринита (Ro) сланцевого коллектора С9 изменяется по диапазону 0,85% -1,12%. Исходя из анализа отражательной способности витринита можно заключить, что термическая зрелость органического вещества по сравнению с другими коллекторами сланцевого газа в разных странах низкая. Нефтегазоматеринская свита находится в стадии начала катагенеза (в нефтяном окне). Сланец не только образует сланцевый газ но и нефть. Это сильно затруднило исследования сланцевого газа. Генетические типы органического вещества определяются на основе углепетрографической и химической характеристики керогена. Наиболее широко используется классификация генетических типов органического вещества, разработанная учным Van Krevelen. Данная классификация разработана на основе структурно-химических признаков. С помощью атомных соотношений Н/С к О/С была разработана известная диаграмма Van Krevelen. На диаграмме Van Krevelen, было выделено три типа керогена. I тип: Высокое содержание водорода и низкое углерода (начальное атомное отношение Н/Сат высокое - более 1,5. Кислород находится главным образом в сложноэфирных связях. В керогене преобладают алифатические структуры. Содержание полиароматических ядер и гетерогенных связей невелико. II тип: Содержание водорода достаточно высокое, но меньше, чем в І типе, а кислорода - более высокое. В составе полиароматические ядра, гетероатомные группы кетонов, карбоксильные группы кислот и сложноэфирные связи. В гетероциклах обычно присутствует сера. III тип: Содержание водорода незначительное (Н/С 1, О/С= 0,2-0,3). В его составе преимущественно конденсированные полиароматические ядра и кислородсодержащие функциональные группы при отсутствии сложноэфирных группировок. Характерны алифатические цепочки, унаследованные от восков высших растений.
низкозрелом сланце (0,82%
фациальным контролем.
оценены запасы сланцевого газа.
месторождении для исследования сланцевого газа, значительно изменена
оценка содержания адсорбционного газа.
и газосодержанием.
метод для установления связи данных ГИС и типов пород.
давления, на основании установленных трендов нормального уплотнения по
данным лабораторных анализов керн.
Simandoux.
применена многоминеральная объёмная модель.
континентальных отложениях, содержащих залежи сланцевого газа,
основанная на анализе статистических связей данных ГИС и литологии.
разрезе от наличия аномально-высокого пластового давления, которое
изменяется от 1,2 до 1,6 по отношению к гидростатическому.
сланцевом разрезе, основанная на нормировании данных ГИС (АК, НК, ГГМ-
п и данных электрического сопротивления).Геотектоническое положение района исследования
Особенности корректного выделения типов пород в сланцевом разрезе
Детальная корреляция отложений С7, С8 и С9
Прогнозирование геостатического давления