Обгрунтування перспективності ДДЗ на газ центральнобасейнового типу

В останні два десятиріччя у нафтогазоносних басейнах (НГБ) США були встановлені та вивчені нетрадиційні скупчення газу центральнобасейнового типу, що розповсюджені в щільних колекторах (Al-Shaieb Z; Puckette J,Ely P., - Tigert K 1992; B.E. Law, C.W.Spencer 1993; D.D.Rice, C.N.Threlkeld, A.K.Vuletich. 1989). Найбільш досліджені вони в мезозойських басейнах Скелястих гір (Піанс, Грін-Рівер, Сан-Хуан та ін.), менше - в палеозойських (Анадарко, Апалацький, Пермський). Річний видобуток цього джерела газу в останні роки тут складав по 70-80 млрд. м³, що суттєво компенсувало зниження видобутку традиційного газу в США.

Коротко нагадаємо, що основні критерії розповсюдження центральнобасейнового (ЦБ) газу характеризуються наступними ознаками:

- Скупчення газу займають центральні найбільш занурені частини басейнів, регіонально поширені і за розмірами зіставляються з розмірами басейну. Вони можуть мати площу в декілька сотень тисяч км² та товщину до 5 км.

- Газ концентрується в щільних колекторах переважно теригенного типу з пористістю 5-25% (частіше менше 5%) та проникністю 500-0,0005 мд (часто менше 0,1 мд). Причому пористість колекторів вторинна.

- Газ має суцільне поширення у товщі порід і є головним заповнювачем порожнин у гірських породах.

- Характерною маловодністю розрізу. Скупчення газу не мають традиційних газо-водяних контактів (ГВК), вода як заповнюючий флюїд має другорядне значення, або зовсім відсутня, що разом із попередньою ознакою принципово відрізняє ЦБ газ від традиційних покладів, у тому числі і в щільних колекторах. Нерідко вода знаходиться гіпсометрично вище газу.

- Певним ступенем катагенезу вмісних порід (від 0,7 -0,8 до 1,3% R^о і вище). Скупчення газу є сингенетичними відкладам, що їх містять.

- Знаходженням резервуарів нетрадиційного газу в умовах аномального пластового тиску - частіше в зонах АВПТ, рідше - АНПТ.

- Екрани, що обмежують зону ЦБ газу, обумовлені, з одного боку, шаруватістю, що має катагенетичну природу і більше стикується з механіко - хімічними властивостями порід та гідрогеологічними чинниками, ніж із седиментаційно-стратиграфічною шаруватістю; а з іншого - капілярними силами й обмеженнями, пов'язаними з низькою фазовою проникністю.

- Резервуарами є зони з покращеними колекторськими властивостями, що мають вигляд поодиноких пластів або потужних (до 1000 м) шаруватих товщ.

- Поклади в традиційних антиклінальних або літолого-стратиграфічних пастках можуть існувати, але в даному випадку вони будуть частинами мегаскупчення газу центральнобасейнового типу. Це принципово відрізняє ЦБ газ від покладів у межах локальних пасток у щільних колекторах, з якими українські геологи і газовики вже давно мають справи.

- Розробка такого газу майже завжди відбувається із застосуванням інтенсифікації, переважно гідророзриву, хоча в його межах бувають ділянки з покращеними колекторами, придатні для звичайної розробки.

Крім цього, необхідно додати, що з усіх вищенаведених ознак наявності ЦБ газу деякі відносяться до безпосередніх причин виникнення цього феномена, деякі до обставин, які повинні існувати для цього, і, нарешті, останні, які є вже наслідком. До перших належить ступінь катагенезу вмісних порід, до других - певний склад порід, який разом із гідрогеологічними чинниками робить можливим виникнення ізольованої зони в центральній частині басейну. А такі ознаки, як АВПТ і маловодність можна назвати наслідком процесів, пов'язаних із виникненням та існуванням феномена ЦБ газу.

Порівняльний аналіз ДДЗ з НГБ США по названих вище критеріях дозволяє зробити висновок щодо перспективності западини на центральнобасейновий газ. Про це свідчить широкий розвиток в палеозойських відкладах ДДЗ аномально високих пластових тисків, великий діапазон катагенетичної зрілості відкладів, широкий розвиток щільних піщано-алевролітових порід та наявність численних непромислових припливів газу. У регіоні вже нараховується біля 250 свердловин з понад 500-ми об`єктами, при випробуванні яких різними методами були отримані припливи газу з дебітом від декількох сотень до декількох тисяч м<sup>3</sup>/добу. Цілком ймовірно, що багато таких об`єктів є частинами мегаскупчень ЦБ газу, і промислові припливи можуть бути одержані тут при застосуванні ефективних методів інтенсифікації.

Основними критеріями для районування басейнів за ступенем перспективності, виходячи з досвіду американських геологів, є ступінь катагенезу порід та межі зон АВПТ. Ці два критерії у мезозойських басейнах Скелястих гір добре узгоджуються між собою. Регіональна поверхня скупчення центральнобасейнового газу співпадає з покрівлею зони АВПТ, яка знаходиться тут у відкладах із термальною зрілістю порід 0,6-0,9% R^о (стадії МК_1-2), тобто в головній зоні нафтоутворення (ГЗН).

Труднощі регіонального районування ДДЗ за перспективністю на нетрадиційний газ полягають у тому, що в западині подібне узгодження відсутнє - на більшій частині території регіону (західна і центральна частина) в ГЗН немає АВПТ, який з`являється глибше - у відкладах, змінених до стадії МК₄ (1,15-1,60%R^о) й вище, тобто в ГЗГ. Виникає запитання - якому критерію в цих умовах віддати перевагу?

На нашу думку, якщо АВПТ і маловодність є наслідками існування ЦБ газу, то пізніше за умов розгерметизації ізольованого мегакомплексу АВПТ, як менш стійкі, частково могли зникнути. Про це ж свідчить і наявність у північно-західній частині ДДЗ, де АВПТ немає, зони аномально високих порових тисків (АВПоТ) у напівколекторських та неколекторських відмінах порід (Рис. 2.1), адже як відомо АВПТ та АВПоТ незалежно від шляхів виникнення генетично пов'язані. (Воронин В.И.,1991).

І в цьому разі ми стикаємося з можливою наявністю скупчень нетрадиційного газу в щільних колекторах без АВПТ - при тисках, близьких до гідростатичних, а це коригує існуючу теорію утворення та розповсюдження газу в щільних колекторах центральнобасейнового типу, розроблену американськими фахівцями (B.E. Law, C.W.Spencer 1993).

Дата добавления: 2015-10-13