К оглавлению журнала

УДК 553.981 © С.Е. Агалаков, 1997

Проблема наличия больших объемов газогидратов наиболее полно освещена в дискуссии о гидратонасыщенности сеноманской газовой залежи Мессояхского месторождения [3,5]. Присутствие газовых гидратов вероятно также в отложениях сеномана Гыданского месторождения (Агалаков С.Е., 1988). Однако диапазон распространения газогидратных скоплений не ограничивается сеноманским комплексом. Так, на севере Западной Сибири выделяется еще один продуктивный горизонт, залегающий выше сеноманских отложений и характеризующийся более благоприятными термобарическими условиями для гидратообразования. Это газсалинская пачка кузнецовской свиты турона, в которой газовые залежи выявлены на Заполярной, Южно-Русской, Харампурской, Тэрельской, Фестивальной, Ново-Часельской площадях. Кроме того, притоки газа непромышленного значения получены на ряде площадей при опробовании интервалов, перспективных по каротажным материалам. С точки зрения возможного наличия газогидратов наиболее интересны Русское, Западно- и Восточно-Мессояхские месторождения.

Русское месторождение находится в Тазовском районе Пур-Тазовской нефтегазоносной области и приурочено к поднятию на структуре I порядка — Русско-Часельскому мегавалу. По сейсмическому отражающему горизонту С в пределах замкнутой сейсмоизогипсы -750 м поднятие имеет размеры 53х22 км и амплитуду 300 м. По данным бурения и сейсморазведки месторождение разбито тектоническими нарушениями на несколько блоков. Крупнейший из разломов с амплитудой до 250 м имеет меридиональное простирание (рис. 1).

В газсалинской пачке на Русском месторождении в результате испытаний в скв. 17 из интервалов 663-667 и 674-678 м через 2,4-мм штуцер получен приток газа дебитом 3,9 тыс.м³/сут, в скв. 24 — около 0,8 тыс.м³/сут. Газ состоит на 99,14 % из метана, на 0,02 % из этана, на 0,62 % из азота и на 0,22 % из углекислого газа.

В скв. 1 и 8, пробуренных за контуром газоносности турона, получены переливающие притоки пластовых вод дебитом 1,05-1,93 м³/cyт. Минерализация вод 7,1-8,4 кг/м³, а газонасыщенность 0,590-0,594 л/л. В растворенном газе по сравнению со свободным содержится больше этана (0,16 %) и азота (3,16 %).

Северная Пур-Тазовская геокриологическая область, в пределах которой расположено месторождение, характеризуется сплошным распространением многолетнемерзлых пород и монолитным строением по разрезу [2 ]. На основной части месторождения температура на глубине слоя газовых тепло оборотов меняется от -3 до -4 °С.

На месторождении керн из скважин по разрезу развития многолетнемерзлых пород не изучался. Наиболее качественная термометрия проведена в скв. Р40, находившейся в покое 10 сут. Нулевая температура зарегистрирована на глубине 320 м. При построении схемы мощности использовались косвенные геофизические методы — термометрия с целью определения положения цементного кольца (ОЦК), стандартный каротаж. Мощность мерзлых толщ составляет 185-340 м, закономерно уменьшаясь к своду структуры. По-видимому, здесь сказывается отепляющее действие высокоамплитудного разлома, проходящего через свод локального поднятия.

На месторождении выделены интервалы с благоприятными для гидратообразования термобарическими условиями (см. рис. 1). Залежь в газсалинской пачке на 100-150 м ниже ЗГО, что свидетельствует о малой вероятности существования здесь природных газовых гидратов. Однако пластовые условия достаточно близки к равновесным для гидратообразования, что при опробовании может привести к формированию техногенных газогидратов. По предварительным оценкам в залежи локализовано около 30 млрд м³ газа.

Анализ геологических материалов Западно- и Восточно-Мессояхских месторождений позволил сделать вывод о возможности существования газогидратных залежей в газсалинской пачке кузнецовской свиты. Месторождения с нефтегазовыми залежами в сеномане сложные, имеют многочисленные тектонические нарушения. В продуктивной по каротажу газсалинской пачке при испытаниях скв. 6, 31, 41 притоков не отмечалось. В скв. 18 получен газ дебитом 12 тыс. м³/сут (рис. 2).

В пределах междуречий многолетнемерзлые породы имеют среднегодовые температуры -3...-7 °С, в пойме р.Мессояхи и ее притоков -3,5...-3,7 "С, на участках, заросших густым кустарником, температура повышается до -2,2 ...-2,5 °С [2].

На ближайших месторождениях с исследованным температурным режимом верхней части разреза: Мессояхском, Соленинском, Тазовском — температуры по всей мерзлой толще распределены с нормальным градиентом. Мощность толщи с отрицательной температурой достигает 400-450 м.

На Западно- и Восточно-Мессояхских месторождениях мерзлый керн не изучался и высокоточные температурные измерения не проводились. По данным термометрии ОЦК нижняя граница льдосодержащих пород находится в интервале глубин 320-390 м. Аналогичные расчеты получены при анализе кривых стандартного каротажа (КС) и кавернометрии (КАВ), что дает основание проводить нулевую изотерму на глубине 350-400 м.

Пластовые температуры в сеноманских отложениях на глубине 850-870 м составляют 12-14 °С (скв. 21, 33, 35). На основе этих данных была построена кривая распределения температуры по разрезу (рис .3).

Состав газа в сеноманской залежи изучался в пробах, отобранных с глубины 837-842 м (скв. 4) и 860-863 м (скв. 20). При этом в газе обнаружены тяжелые УВ — 0,6-0,7 % и значительное содержание азота — 1,5-5,0 %. Плотность газа по воздуху 0,569-0,586.

Минерализация пластовых вод сеномана месторождений изменяется от 10 кг/м3 на Восточно-Мессояхском до 18 кг/м3 на Западно-Мессояхском. Пластовое давлегие соответствует гидростатическому.

Положение подошвы ЗГО определялось графическим методом [4,6] (см. рис. 3). В результате установлено, что для чистого метана она находится на глубине ~ 750 м, что соответствует абсолютной отметке около -700 м. По этой отметке происходит раздел газсалинской пачки Восточно-Мессояхского месторождения на гидратсодержащую и чисто газовую части (рис. 4). Следует учесть, что даже незначительный объем более тяжелых УВ (например, в сеноманской залежи 0,6-0,7 %) понижает границу зоны еще на 30-40 м.

Реальное положение границы фазовых переходов газ—газгидрат можно определить только на основе более точного знания значений всех влияющих на эти процессы параметров. Тем не менее можно утверждать, что граница будет располагаться ниже, чем это определено для метана. Такое ее положение подтверждается и результатами опробования: в скв. 18 из интервала ниже ЗГО получен газ, а в скв. 41 притоков на объектах в ЗГО, несмотря на лучшие геофизические характеристики, не выявлено.

Подобная ситуация аналогична условиям Мессояхского месторождения, где газовая залежь делится подошвой ЗГО на гидратсодержащую и газовую части. В гидратсодержащей части газ, гидрат и вода находятся в фазовом равновесии. Следует отметить, что в интервале криолитозоны в криопэгах минерализация пластовых вод в большинстве случаев также равна равновесной для данной температуры [1].

С учетом возможной гидратонасыщенности была проведена предварительная оценка запасов газа в изучаемых залежах. Эффективная мощность отложений по геофизическим данным закономерно увеличивается от 5 м на западе до 20 м на восточном борту Восточно-Мессояхского месторождения. При подсчете запасов коэффициент пористости был принят 23 % исходя из материалов изучения керна газсалинской пачки Заполярного месторождения. Принимая во внимание то, что электрические сопротивления продуктивных интервалов более чем в 3 раза превосходят таковые для водоносных интервалов, коэффициент газонасыщенности определен 50 %.

Для Западно- и Восточно-Мессояхских месторождений были получены соответственно следующие оценки запасов газа: 25-60, 55-125 млрд м3, причем нижняя граница соответствует чисто газовым залежам, а верхняя — газогидратным. Реальные запасы зависят от соотношения газа и газогидратов в порах породы.

1 Арэ Ф.Э., Боровинова Н.А., Слепышев В.Э. Криопэги в низовьях реки Юрибей на Ямале // Линейные сооружения на вечномерзлых грунтах. - М , 1990. - С.60-66.

2. Геокриология СССР. Западная Сибирь / Под ред. Е.Д.Ершова - М.- Недра, 1989

3. Гинзбург Г.Д., Борисов В.В., Новожилов А.А. О гидратонасыщенности Мессояхского газового месторождения // Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения -Л., 1990. - С.211-223.

4 Макагон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использования. -М.: Недра, 1985.

5. О залегании газа в гидратном состоянии на Мессояхском месторождении / Н.Л. Шешуков, А.Д.Безносиков, Е.Н.Храменков, И.Д.Ефремов // Газовое дело. - 1972 - № 6 -С.8-10

6. Царев В.П. Особенности формирования, методы поиска и разработки скоплений углеводородов в условиях вечной мерзлоты - Якутск Якутское кн. изд-во, 1976.

1 - залежи а - нефтяные, б - газовые, 2 - породы а - проницаемые, б - непроницаемые, 3 - кремнистые аргиллиты, 4 - подошва распространения многолетнемерзлых пород, 5 - интервал с условиями, благоприятными для зоны гидратообразования (ЗГО), 6 – разлом

1 - скважина: числитель - номер, знаменатель - абсолютная отметка кровли газсалинской пачки, м; 2 - изогипсы, м; 3 - разломы; 4 - газоводяной контакт (ГВК); 5 - линии профиля

/ - кривая распределения температуры с глубиной, равновесные кривые гидратообразования для природного газа различной плотности по воздуху: 2 - r =0,565, 3 -r= 0,569; 4 – метан

1 - сейсмоотражающий горизонт Г, 2 - залежь а газовая б нефтяная в прогнозируемая 3 - породы проницаемые (а) и непроницаемые (б), 4 - чередование песчано алевритоглинистых пород, 5 - разломы 6 - интервал опробования