Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа
Рассмотрены способы количественной оценки ряда параметров нетрадиционных коллекторов газа на основе комплекса радиоактивного каротажа (ГК, ГГК, ННК). Methods of quantity estimation of the number of parameters of unconventional gas reservoirs on the basis of complex of radioactive logging (GR, DL, NL...
Збережено в:
| Опубліковано в: : | Наукові праці УкрНДМІ НАН України |
|---|---|
| Дата: | 2013 |
| Автори: | , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Російська |
| Опубліковано: |
Український науково-дослідницький і проектно-конструкторський інститут гірничої геології, геомеханіки і маркшейдерської справи НАН України
2013
|
| Онлайн доступ: | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/57251 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Цитувати: | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа / В.В. Кулик, М.С. Бондаренко // Наукові праці УкрНДМІ НАН України. — 2013. — № 13, ч. 2. — С. 191-210. — Бібліогр.: 18 назв. — рос. |
Репозитарії
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| _version_ | 1859620332639354880 |
|---|---|
| author | Кулик, В.В. Бондаренко, М.С. |
| author_facet | Кулик, В.В. Бондаренко, М.С. |
| citation_txt | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа / В.В. Кулик, М.С. Бондаренко // Наукові праці УкрНДМІ НАН України. — 2013. — № 13, ч. 2. — С. 191-210. — Бібліогр.: 18 назв. — рос. |
| collection | DSpace DC |
| container_title | Наукові праці УкрНДМІ НАН України |
| description | Рассмотрены способы количественной оценки ряда параметров нетрадиционных коллекторов газа на основе комплекса радиоактивного каротажа (ГК, ГГК, ННК).
Methods of quantity estimation of the number of parameters of unconventional gas reservoirs on the basis of complex of radioactive logging (GR, DL, NL) are considered.
|
| first_indexed | 2025-11-29T02:55:56Z |
| format | Article |
| fulltext |
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
191
УДК 550.832.5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕТРОФИЗИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ
ТЕХНОГЕННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ МЕТАНА В РАЗРЕЗЕ
УГЛЕПОРОДНЫХ МАССИВОВ С ПОМОЩЬЮ
КОМПЛЕКСА РАДИОАКТИВНОГО КАРОТАЖА
Кулик В. В., Бондаренко М. С.
(Институт геофизики им. С. И. Субботина НАНУ, г. Киев,
Украина)
Рассмотрены способы количественной оценки ряда пара-
метров нетрадиционных коллекторов газа на основе комплекса
радиоактивного каротажа (ГК, ГГК, ННК).
Methods of quantity estimation of the number of parameters of
unconventional gas reservoirs on the basis of complex of radioactive
logging (GR, DL, NL) are considered.
Нетрадиционные ресурсы газа играют важную роль в пер-
спективном увеличении общей добычи углеводородов в мире и
обеспечении энергетической независимости отдельных стран [1, 2].
На территории Украины к нетрадиционным ресурсам, перспек-
тивным для добычи, относятся газ глинистых сланцев (сланцевый
газ), газ плотных песчаников, метан угольных пластов. К ним
следует добавить метан углепородных массивов [3, 4], в которых
газ находится как в ненарушенных горных породах, так и в поро-
дах, подвергшихся техногенным воздействиям. В частности, над
закрытыми шахтами Донецкого бассейна в результате сдвижения
горных пород над шахтными выработками образуются так назы-
ваемые техногенные коллекторы метана.
Характерной особенностью нетрадиционных коллекторов
газа (глинистые сланцы, плотные песчаники и известняки, нена-
рушенные толщи углепородных массивов) является низкая пори-
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
192
стость ( 10 %) и слабая проницаемость ( 0,01 мД). Для срав-
нения, традиционные коллекторы газа (терригенные породы)
имеют открытую пористость (10 – 25) % и высокую проницае-
мость – 100 мД. К последним показателям в ряде случаев при-
ближаются параметры техногенных коллекторов метана, а также
пластов-коллекторов, в которых аккумулировались миграцион-
ные потоки свободного метана из угленосных отложений.
Добыча газа из глинистых сланцев и плотных песчаников
предусматривает применение специальных технологий (горизон-
тальное бурение, гидроразрыв пласта и др.), тогда как в метано-
угольных массивах над старыми шахтными выработками трещи-
новатая пористость образуется под действием техногенных и
природных факторов и не требует дополнительных затрат.
Для каждого типа геологических объектов, вмещающих не-
традиционный газ, с учетом их особенностей разработаны и со-
вершенствуются соответствующие комплексы геофизических ис-
следований, в частности, каротажных [2, 5, 6]. В данной работе мы
рассмотрим возможность повышения информативности комплекса
радиоактивного каротажа (РК), включающего интегральный гамма-
каротаж (ГК), плотностной гамма-гамма каротаж (ГГК) и нейтрон-
нейтронный каротаж (ННК). Совместное использование результатов
измерений таким комплексом, вместе с априорными данными, дает
возможность определить расширенную совокупности петрофизиче-
ских параметров непорушенных и техногенных коллекторов в раз-
резе метаноугольной формации (при условии отсутствия или отно-
сительно малого содержания в исследуемом пласте рассеянного ор-
ганического вещества).
Петрофизические параметры коллекторов газа. К основ-
ным петрофизическим параметрам коллекторов газа относятся по-
ристость, характер насыщения, коэффициент газонасыщенности,
коэффициент проницаемости, объемное газосодержание породы.
К дополнительным параметрам нетрадиционных коллекторов мож-
но отнести закрытую газонасыщенную пористость, водородный
индекс газа, содержание сорбированного метана, а также остаточ-
ную газонасыщенность при добыче или вытеснении газа. К вспо-
могательным параметрам (без которых, однако, невозможно
определить основные и дополнительные) относятся общая плот-
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
193
ность породы, плотность твердой фазы, параметры глинистости
(коэффициенты массовой и объемной глинистости, массовое и
объемное содержание глинистых минералов, их плотность, водо-
родный индекс глин, содержание химически связанной воды),
массовое и объемное содержание органического вещества, содер-
жание органического углерода и др. параметры, связанные с ор-
ганикой.
В данной работе под породами-коллекторами газа мы будем
подразумевать терригенные породы, поры которых содержат во-
ду и газ, как в открытых, так и в закрытых порах.
Принята следующая простейшая петрофизическая модель
породы-коллектора. Порода состоит из твердой фазы и пор, за-
полненных водой и газом в различных пропорциях. Относитель-
ный объем газа в порах характеризуется коэффициентом газона-
сыщенности, который изменяется от 0 до 1. Общая пористость
может быть открытой, закрытой, смешанной. Твердая фаза со-
стоит из скелетных зерен (кварц) и глинистого материала.
Глинистость является важным литологическим свойством
коллекторов газа. Глинистость также существенно влияет на по-
казания практически всех методов каротажа, поэтому учет глини-
стости необходим при определении петрофизических параметров
газоносных коллекторов с использованием каротажных данных.
Типы глинистых минералов и их количественное содержание в
глинистом материале должны приниматься во внимание также
при технологических разработках добычи газа (в частности,
сланцевого [2]).
Относительно глинистости будем придерживаться следую-
щей терминологии [7]. Глинистый материал (shale) – смесь ча-
стиц, меньших определенного размера – обычно на 50 – 70 % вес.
состоит из совокупности частиц глинистых минералов (clay),
20 – 45 % вес. частиц кварца и 5 % вес. других минералов, вклю-
чая полевые шпаты и карбонаты.
Общая массовая глинистость Сsh определяется как отноше-
ние массы глинистого материала к массе твердой фазы [8]:
sh
sh
s
m
C
m
, (1)
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
194
где msh – масса глинистого материала (shale);
ms – масса твердой фазы (solid).
Общая объемная глинистость Кsh – доля объема породы, за-
нимаемая глинистым материалом [8]:
s
sh sh п
sh
δ
(1 )
δ
K C k . (2)
Здесь kп – общая пористость породы;
s – плотность твердой фазы;
sh – плотность глинистого материала.
Множитель (1 – kп) в (2) характеризует относительный объ-
ем твердой фазы.
Наряду с параметрами общей глинистости существует необ-
ходимость получения массового и объемного содержания непо-
средственно глинистых минералов.
Массовое содержания глинистых минералов Сcl – отно-
шение массы глинистых минералов mcl к массе твердой фазы ms:
cl
cl
s
m
C
m
. (3)
Объемное содержание глинистых минералов Kcl – доля объ-
ема породы, занимаемая глинистыми минералами
s
cl cl п
cl
δ
(1 )
δ
K C k , (4)
где cl – плотность глинистых минералов.
Общая массовая глинистость Сsh определяется лаборатор-
ными методами. Массовое содержание глинистых минералов Сcl
при определении традиционными лабораторными методами
наталкивается на значительные трудности; поэтому в настоящее
время для оценки Сcl в образцах керна используют современные
физические методы, например рентгеновский дифракционный
анализ [7]. Количественная оценка параметров Сsh и Сcl в сква-
жинных условиях возможна с помощью ГК (см. ниже).
Для определения параметров Кsh и Kcl, связанных с объем-
ным содержанием глинистого материала и глинистых минералов
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
195
в породе, кроме массовых параметров Сsh и Сcl необходимо знать
параметры плотности s, sh и cl, а также общую пористость kп.
Первые можно определить с помощью комплекса РК с при-
влечением априорных данных [9], а пористость kп – на основе
акустического каротажа (АК) [10] или ННК (см. ниже).
Во многих случаях плотность смеси глинистых минералов
cl близка к плотности матрицы s песчаников и известняков [11],
поэтому на практике можно пользоваться упрощенными вариан-
тами формул (2) и (4):
sh sh п(1 )K C k , cl cl п(1 )K C k . (5)
Параметры глинистости на основе РК. Для определения
общей массовой глинистости Сsh используют интерпретацион-
ный параметр ГК [11, 12]
І = =(І – Іmin)/(Іmax – Іmin), (6)
где І – относительный разностный параметр;
І – показания ГК (скорость счета импульсов или мощность
экспозиционной дозы) вдоль скважинного разреза;
Іmin и Іmax – показания ГК напротив опорных пластов с ми-
нимальной и максимальной глинистостью.
Сопоставляя параметр Сsh, определенный по керну лабора-
торным гранулометрическим методом, с соответствующим интер-
претационным параметром ГК І получают градуировочную зави-
симость І = f(Сsh) [11, 12], которую в определенном смысле можно
считать универсальной в связи с приближенной инвариантностью
параметра І [13]. Используя обратную зависимость Сsh = 1(І),
представленную на рисунке 1 (кривая 1), по результатам ГК получа-
ют общую массовую глинистость Сsh вдоль исследуемого скважин-
ного разреза.
Массовое содержание глинистых минералов. Выполнен-
ные лабораторные исследования миоценового керна (штаты Те-
хас и Луизиана) с использованием рентгеновского дифракцион-
ного анализа [7] показали, что относительная масса глинистых
минералов Сcl составляет 50–70 % вес. от общей массы глинисто-
го материала. На ограниченном интервале значений Сcl была
установлена зависимость между параметрами Сcl и І.
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
196
С учетом результатов [7] нами построена обобщенная ин-
терпретационная зависимость Сcl = 2(І) для определения мас-
сового содержания глинистых минералов вдоль скважинного раз-
реза по данным ГК [14]. Указанная зависимость представлена на
рисунке 1 (кривая 2).
В советской и постсоветской литературе (напр. [8, 11, 12])
на качественном уровне принималось, что глинистый материал
состоит преимущественно из глинистых минералов, в связи с чем
полагали Сcl Сsh. На нынешнем уровне при решении практиче-
ских задач, когда априори содержание глинистых минералов не-
известно, «преимущественное» содержание Сcl можно выразить
приблизительным соотношением Сcl 0,6 Сsh (т. е. содержание
глинистых минералов в общей массе глинистого материала со-
ставляет 60 % вес.).
Рис. 1. Интерпретационные зависимости ГК для определе-
ния общей массовой глинистости (1) и массового
содержания глинистых минералов (2)
Определение других параметров глинистых минералов.
Смесь глинистых минералов в большинстве случаев состоит из
каолинита, монтмориллонита, гидрослюды и др. в различных
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
0 0,2 0,4 0,6 0,8 1
1
2
∆I, д.е.
C
гл
, д
.е
.
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
197
пропорциях. Характерными особенностями отдельных глинистых
минералов и их смесей являются плотность, содержание химиче-
ски связанной воды и водородный индекс.
Плотность глинистых минералов в интервале полного во-
донасыщения терригенной (песчано-глинистой) породы можно
оценить с помощью комплекса РК:
cl r qu п cl w п
cl
1
δ (δ δ (1 ) )k K k
K
, (7)
где r – общая плотность породы за ГГК;
qu – плотность кварца, принятая равной 2,65 г/см3;
w – плотность пластовой воды, которую можно считать
равной 1,00 г/см3.
Содержание химически связанной воды определяется как
Сх.с.в = cl Kcl, (8)
где cl – водородный индекс глинистых минералов [11].
Параметр Сх.с.в имеет смысл кажущейся пористости за счет
химически связанной воды в глинистых минералах. При полном
водонасыщении параметр Сх.с.в есть разность между «нейтронной»
пористостью (водородосодержанием) за ННК с учетом водорода в
глинах, и водонасыщенной («истинной») пористостью за ГГК:
Сх.с.в = kп = (n)
пk – (γγ)
пk , (9)
где (n)
пk – «нейтронная» пористость за ННК;
(γγ)
пk – «истинная» пористость за ГГК.
На рисунке 2 по материалам модельных скважинных изме-
рений в песчано-глинистых породах построена зависимость пара-
метров kп и І, которая показывает достаточно тесную связь
между содержанием глинистых минералов (посредством содер-
жания химически связанной воды) и относительным разностным
параметром ГК.
Водородный индекс глинистых минералов, в свою очередь,
можно получить из формул (8) и (9), зная параметры kп и Kcl:
cl = kп / Kcl. (10)
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
198
Для решения ряда задач важно получить информацию о типах
глинистых минералов, содержащихся в породе. Например, монтмо-
риллонит характеризуется сильным набуханием и пластичностью
глин при гидроразрыве пласта (ГРП), а гидрослюда указывает на
хрупкость пород, что благоприятствует ГРП [2].
Рис. 2. Связь содержания химически связанной воды глини-
стых минералов с интерпретационным параметром
ГК
Поскольку плотность cl (7) и водородный индекс cl (10)
глинистых минералов характеризуют их тип, то путем сопостав-
ления параметров cl и cl можно оценить тип глинистого мине-
рала в породе или его преимущественное содержание в смеси. На
рисунке 3 по материалам модельных скважинных измерений в
песчано-глинистых породах построен кроссплот clcl, который
демонстрирует работоспособность такого подхода.
На рисунке 4 приведены значения ряда петрофизических
параметров песчано-глинистой породы, пересеченной обсажен-
ной скважиной. Данная система скважина – пласт выступает
здесь в качестве натурной модели. Независимые лабораторные
определения параметров в целом подтверждают разработанную
методику и возможности комплекса РК вместе с априорными
данными определять расширенную совокупность параметров в
разрезе углепородного массива.
∆
I
, д
.е
.
∆kп, %
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
0 2 4 6
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
199
1 – монтмориллониты, 2 – смесь минералов, 3 – хлориты
Рис. 3. Кроссплот плотности и водородного индекса для
определения типа глинистых минералов
Рис. 4. Параметры песчано-глинистых горных пород по ре-
зультатам комплекса радиоактивного каротажа
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
1,8 2,1 2,4 2,7 3,0 30 40 50 30 55 80 10 30 50 1 3 5 7 0,1 0,2
Плотность, г/см3 Пористость, % Массовая
глинистость, %
Водородный
индекс
глин, д.е.
1
3
4
5
6
7
98 10 11 12
Г
лу
би
на
, м
Объемная
глинистость, %
Содержание
х.с.в., %
2
0,1
0,2
0,3
0,4
2,2 2,4 2,6 2,8 3,0
cl, г/см
3
cl
, д
.е
.
1
2
3
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
200
Плотность: 1 – породы, 2 – clay-компонента твердой фазы,
3 – shale-компонента твердой фазы, 4 – твердой фазы породы; по-
ристость: 5 – за ННК+ГК, 6 – за ГГК; массовая глинистость: 7 –
clay, 8 – shale; объемная глинистость: 9 – clay, 10 – shale; 11 – со-
держание химически связанной воды за ННК+ГГК; 12 – водород-
ный индекс глинистых минералов за РК; ○ – лабораторные зна-
чения.
Параметры пористости. Основными методами определе-
ния общей пористости вдоль скважинного разреза являются [11 –
13]: ННК вместе с ГК для внесения поправки за химически свя-
занную воду в глинистых минералах, ГГК при известной плотно-
сти твердой фазы, а также акустический каротаж (АК) вместе с
методами учета глинистости (ГК, ПС).
Водонасыщенная пористость за РК. Общая пористость
во-донасыщенных горных пород на основе ГГК определяется как
(γγ) s r
п
s w
(δ δ )
(δ δ )
k
. (11)
Общую плотность породы r получают по градуировочной
зависимости ГГК для конкретного типа прибора при заданных
скважинных условиях. Плотность минерализованной воды w
можно оценить по априорным данным, а общую плотность твер-
дой фазы s – также априорно по выбранной петрофизической
модели породы.
Определение пористости за ГГК имеет то преимущество,
что она не зависит от содержания химически связанной воды в
глинистых минералах и слабо зависит от разницы в плотности
между глинистыми минералами и скелетной частью твердой фа-
зы.
Пористость по комплексу ННК+ГК с учетом химически свя-
занной воды (8) можно количественно оценить на основе форму-
лы:
(n+γ) (n)
п п cl clωk k K , (12)
где (n+γ)
пk – общая пористость за ННК+ГК;
(n)
пk – нейтронная пористость;
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
201
cl Kcl – кажущаяся пористость за счет химически связанной
воды глинистых минералов.
Нейтронная пористость определяется как пористость «чи-
стой» (неглинистой) породы, насыщенной пресной водой, при
определенных технических условиях измерений. Получают (n)
пk
по градуировочной зависимости для прибора ННК.
Поскольку объемная глинистость Kcl также зависит от об-
щей пористости (см. формулы (4) и (5)), то для приближенного
решения уравнения (12) можно использовать метод последова-
тельных приближений. Для этого в правой части уравнения (12) в
первом приближении полагают kп (n)
пk .Для сходимости доста-
точно взять 2–3 итерации. Точное решение получают из системы
уравнений (12) и (4) (или (5)) в предположении kп = (n+γ)
пk . Тогда
общая пористость глинистой породы по комплексу ННК+ГК
определяется как
(n) s
п cl cl (n)
cl п cl cl
п
s cl cl
cl cl
cl
δ
ω
δ ω
δ 1 ω1 ω
δ
k C
k C
k
CC
. (13)
Пористости за ГГК (11) и за ННК+ГК (12) в интервале пол-
ной водонасыщенности практически совпадают. Реальные рас-
хождения между обоими определениями по абсолютной вели-
чине не превышают суммы погрешностей в пористости по каж-
дому методу.
Пористость газоносных пород. Для газоносных пород об-
щая пористость за ГГК (11) становится завышенной за счет
уменьшения общей плотности, а нейтронная (и общая) пори-
стость (12) за ННК+ГК – заниженной. В связи с этим определе-
ние общей пористости по каждому из указанных методов в от-
дельности невозможно.
Вместе с тем комплексирование обоих подходов дает воз-
можность на качественном и количественном уровнях решить за-
дачу выделения газоносных пород и определения их параметров.
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
202
Использование пористости для определения характера
насыщения. Качественным критерием газоносности пород явля-
ется расхождение между значениями пористости (γγ)
пk за ГГК и
пористости (n+γ)
пk за ННК+ГК вдоль скважинного разреза. Это рас-
хождение определяется разностью
РК
пk = (γγ)
пk – (n+γ)
пk . (14)
В интервалах газоносности, где пористости (γγ)
пk и (n+γ)
пk яв-
ляются кажущимися, разность (14) положительна и тем больше,
чем выше пористость и чем больший объем занимает газ в порах.
На совмещенных диаграммах пористости в газоносных интерва-
лах значения (γγ)
пk и (n+γ)
пk расходятся, а в интервалах полного во-
донасыщения практически совпадают.
Определение пористости коллекторов газа. Усреднение по-
ристостей (γγ)
пk и (n+γ)
пk , выполненное по определенному правилу,
дает возможность получить количественную оценку общей пори-
стости газоносных коллекторов. На основе эмпирических данных
нами установлено, что средневзвешенное значение кажущихся
пористостей за ГГК и за ННК+ГК с соответствующими весовыми
множителями, сумма которых равна единице, близко к «истин-
ной» пористости.
Таким образом, для получения пористости газоносных кол-
лекторов используется следующее усреднение:
(γγ) (n+γ)
пg 1 п 2 пk k k , 1 2 1 . (15)
Выполненный анализ с использованием результатов [11] по-
казал, что весовые множители і слабо зависят от термобариче-
ских условий залегания газоносного пласта. Для небольших глу-
бин (при условиях, близких к нормальным) 1 0,65, 2 0,35; с
ростом давления и температуры 1 несколько уменьшается и, со-
ответственно, 2 увеличивается (например, на глубине 2 км
1 0,6, 2 0,4).
Определение закрытой газонасыщенной пористости. В
случае, когда газ полностью насыщает закрытые поры, а вода за-
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
203
полняет открытые поры, закрытая газонасыщенная пористость
cl
пgk представляет собой разницу между общей пористостью пgk
(15) и объемным влагосодержанием WV [15]:
cl
пg пg Vk k W . (16)
Определение параметра WV с помощью комплекса РК дано
ниже.
Коэффициент газонасыщенности Sg определяется как от-
ношение порового объема, занятого газом, к объему пор. Соглас-
но полученной нами эмпирической формуле, параметр Sg про-
порционален разнице пористостей за ГГК і ННК+ГК (kп, фор-
мула (14)), деленной на общую пористость kпg (формула (15)):
п
g
п
β
k
S
k
. (17)
На основании выполненного анализа каротажных данных
нами установлено, что коэффициент пропорциональности можно
принять равным 0,65. На рисунке 5 продемонстрированы
подходы (15)–(17) к определению общей пористости, закрытой
газонасыщенной пористости и коэффициента газонасыщенности
на примере техногенной породы (как натурной модели) – золы
тепловой электростанции [9].
Частицы золы имеют закрытую пористость, насыщенную
газами сгорания. Верхняя часть разреза находится в зоне аэрации,
нижняя – ниже уровня грунтовых вод. Поэтому в зоне ниже
уровня воды общая пористость имеет две составляющие – откры-
тые поры, заполненные водой, и закрытые поры, заполненные
техногенным газом. В зоне аэрации открытые поры заполнены
воздухом и водой, закрытые – только газом. Каротажные опреде-
ления общей и закрытой газонасыщенной пористости (диаграм-
мы 9 и 6, соответственно) подтверждены независимыми лабора-
торными данными (точки).
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
204
Показания РК: 1 – 3; плотность: 4 – породы, 5 – твердой фазы поро-
ды; пористость: 6 – закрытая газонасыщенная за РК, 7 – фиктивная за
ННК, 8 – фиктивная за ГГК, 9 –истинная за ННК+ГГК (ф-ла 15); 10 – газо-
насыщенность за РК; УГВ – уровень грунтовых вод в натурной модели;
○ – лабораторные значения
Рис. 5. Показания приборов РК и параметры техногенной
горной породи (зола тепловой электростанции)
Объемное газосодержание. Объемное газосодержание GV –
отношение объема газа в порах породы к объему породы, то есть
GV представляет собой «газовую пористость». Другими слова-
ми – это произведение общей пористости на коэффициент газо-
насыщенности:
V п g п β G k S k , (18)
где kп – общая пористость, которая определяется по форму-
ле (15);
Sг – коэффициент газонасыщенности (формула (17);
kп – разница между пористостями за ГГК и за ННК+ГК
(см. формулу (14));
1
2
3
4
5
6
7
8
9
0 30 60 40 70 100 10 30 50 70 90250 350 450 25 50 751,0 1,5 2,0 2,5 3,0
ГК, имп/с ГГК, имп/с ННК, имп/с Плотность, г/см3 Пористость, % Газонасы-
щенность, %
1 2 3 4
5 6
7 8 9 10
▼УГВ
Г
лу
би
на
, м
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
205
– коэффициент пропорциональности в формуле (17).
Таким образом, объемное газосодержание коллекторов GV
пропорционально разнице пористостей за ГГК и за ННК+ГК; га-
зосодержание коллектора GV по величине равно «газовой пори-
стости», т. е. является той частью общей пористости, которая за-
полнена газом.
Объемное влагосодержание. Объемное влагосодержание
WV определяют как отношение объема воды в порах породы к
объему породы, то есть WV есть «водяной пористостью». Объем-
ная влажность (влагосодержание) WV связано с объемным газосо-
держанием GV соотношением GV + WV = kп. Отсюда, с учетом
формулы (18),
V п п β W k k . (19)
Таким образом, объемное влагосодержание WV газоносных
коллекторов определяют как разницу между общей пористостью
и объемным газосодержанием; влагосодержание WV по величине
равно «водяной пористости», то есть является той частью пори-
стости, которая заполнена водой.
Водородный индекс газа. Водородный индекс горной поро-
ды определяется как отношение массы водорода в единице объе-
ма породы к массе водорода в единице объема пресной воды:
r
H
H w
H
ω
M
M
. (20)
Здесь Н – водородный индекс (безразмерный параметр, вы-
ражающийся в долях единицы (д.е.));
МН – масса водорода в единице объема вещества:
r r
H r Hδ , М C w w
H w HδM C , (21)
где r – плотность породы;
w – плотность воды, принимаемая равной 1,00 г/см3;
СH – парциальная концентрация водорода [16].
Для воды w
HC = 1/9. Согласно определению (20), водородный
индекс воды равен 1.
Для углеводородных газов СnHm, параметр УВ
HC имеет вид
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
206
УВ H
H
C H
mA
C
nA mA
, (22)
где m – количество атомов водорода в молекуле газа;
n – количество атомов углерода в молекуле газа;
АН – атомная масса водорода;
АС – атомная масса углерода.
Для метана СН4
met
HC 0,25, для этана С2Н6
et
HC 0,20, для
пропана С3Н8
pr
HC 0,18, для бутана С4Н10
but
HC 0,17.
Водородный индекс для углеводородных газов принимает
вид:
УВ УВH
H
C H w
δ9
ω
δ
mA
nA mA
, (23)
где УВ – плотность газа с учетом глубины залегания.
Основными компонентами газов углепородных массивов
Донбасса является метан (содержание в газах угольных пластов и
углевмещающих пород 90 % и больше), азот (до 10 %), тяжелые
гомологи метана (тяжелые углеводороды (ТУВ))– этан, пропан,
бутан (до 10 % в угольных пластах и до 1 % во вмещающих по-
родах), углекислый газ (до 5 %) [17, 18].
В таблице 1 представлен водородный индекс наиболее рас-
пространенных углеводородов в зависимости от глубины залега-
ния. Приведены также данные для реальных смесей газов в угле-
породных массивах Донбасса.
Плотность газов в таблице рассчитана для газоносных пла-
стов на глубине 0; 0,5; 1,0; и 1,5 км в условиях гидростатического
(колонка 1) и горного (колонка 2) давлений. Фактически это два
крайних случая: гидростатическое давление над газоносным пла-
стом соответствует открытой водонасыщенной пористости по
всей глубине залегания, горное – плотному песчанику.
Как видно из таблицы, водородный индекс метана и реаль-
ных смесей газов с увеличением глубины существенно возрастает
и на определенной глубине становится сопоставим с водородным
индексом воды.
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
207
Таблица 1
Плотность и водородный индекс углеводородных газов
с учетом глубины залегания
ТУВ – тяжелые углеводороды
1 – гидростатическое давление
2 – горное давление
Заключение. Комплексное использование методов радиоак-
тивного каротажа для исследования нетрадиционных коллекто-
Вещество
Хим.
формула
Глубина,
км
δУВ, г/см3 УВ
Hω , д.е.
1 2 1 2
Метан СН4
0,0 0,0007 0,0007 0,0016 0,0016
0,5 0,0390 0,0969 0,0878 0,2180
1,0 0,0739 0,1836 0,1663 0,4131
1,5 0,0949 0,2359 0,2135 0,5308
Этан С2Н6
0,0 0,0014 0,0014 0,0025 0,0025
0,5 0,0621 0,1542 0,1118 0,2776
1,0 0,1180 0,2932 0,2124 0,5278
1,5 0,1686 0,4190 0,3035 0,7542
Пропан С3Н8
0,0 0,0020 0,0020 0,0033 0,0033
0,5 0,0918 0,2281 0,1502 0,3733
1,0 0,1745 0,4337 0,2855 0,7097
1,5 0,2494 0,6199 0,4081 1,0144
Бутан С4Н10
0,0 0,0027 0,0027 0,0042 0,0042
0,5 0,1227 0,3049 0,1904 0,4731
1,0 0,2332 0,5795 0,3619 0,8992
1,5 0,3333 0,8283 0,5172 1,2853
Метан 99 %
+ ТУВ 1%
–
0,0 0,0007 0,0007 0,0016 0,0016
0,5 0,0394 0,0980 0,0882 0,2192
1,0 0,0747 0,1857 0,1672 0,4154
1,5 0,0962 0,2391 0,2151 0,5346
Метан 90 %
+ ТУВ 10%
–
0,0 0,0008 0,0008 0,0017 0,0017
0,5 0,0442 0,1099 0,0939 0,2333
1,0 0,0839 0,2084 0,1780 0,4423
1,5 0,1102 0,2739 0,2327 0,5785
Метан 80 %
+ ТУВ 10%
+ азот 10 %
–
0,0 0,0009 0,0009 0,0016 0,0016
0,5 0,0462 0,1148 0,0854 0,2121
1,0 0,0876 0,2177 0,1618 0,4020
1,5 0,1166 0,2899 0,2120 0,5268
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
208
ров газа (метаноугольные породы над шахтными выработками,
уплотненные песчаники, глинистые сланцы) дает принципиаль-
ную возможность значительно повысить информативность сква-
жинных измерений.
Традиционные широко распространенные методы РК (ГК,
ННК, ГГК) вместе с некоторыми априорными данными позволя-
ют получить расширенную совокупность петрофизических пара-
метров нетрадиционных коллекторов газа.
В частности, впервые разработан эффективный комплекс-
ный подход к определению коллекторских свойств газонасыщен-
ных пород (характер насыщения, пористость, коэффициент газо-
насыщенности и др.), а также предложены способы определения
массового и объемного содержания глинистых минералов в по-
роде, оценки типа глинистых минералов, содержания в них хи-
мически связанной воды, водородного индекса.
Полученные результаты продемонстрированы примерами
скважинных измерений в приповерхностных природных и техно-
генных горных породах, которые выступают здесь в качестве
натурных моделей, а также подтверждены независимыми лабора-
торными измерениями образцов пород.
СПИСОК ССЫЛОК
1. Modern Shale Gas. Development in the United State: A Primer.
[Електронний ресурс]. –– 2009. –– 96 р. –– Режим доступу до
ресурсу: http://www.netl.doe.gov/technologies/oil-
gas/publications/EPre-ports/Shale_Gas_Primer_2009.pdf.
2. Alexander T. Shale Gas Revolution / T. Alexander, J. Baihly,
C. Boyer et al. // Oilfield Review. –– 2011. –– Vol. 23, no. 3. ––
Р. 40––55.
3. Газоносность и ресурсы метана угольных бассейнов Украи-
ны : Монография: в 3 т. / [Анциферов А. В., Голубев А. А.,
Канин В. А. и др.] –– Донецк : Вебер, 2010.
4. Тиркель М. Г. Изучение газоносности угленосной толщи /
Тиркель М. Г., Анциферов В. А., Глухов А. А. –– Донецк :
Вебер, 2008. –– 208 с.
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
209
5. Аксельрод С. М. Добыча газа из глинистых сланцев (по мате-
риалам зарубежной печати) / С. М. Аксельрод // Каротажник.
–– 2011. –– Вып. 1 (199). –– С. 80––110.
6. Crain E. R. Crain’s petrophysical handbook [Електронний ре-
сурс] : On-Line Handbook / E. R. (Ross) Crain. –– Режим досту-
пу до ресурсу : spec2000.net/17-specshgas.htm; spec2000.net/17-
tightgas.htm; spec2000.net/17-speccbm.htm.
7. Bhuyan K. Clay estimation from GR and neutron-density porosity
logs / Bhuyan K., Passey Q.R. // SPWLA 35th Annual Logging
Symposium. (June 19–22, 1994). Paper DDD.
8. Добрынин В. М. Петрофизика (физика горных пород). –– [2-е
изд., перераб. и доп.] / Добрынин В. М., Вендельштейн Б. Ю.,
Кожевников Д. А. –– М. : Нефть и газ, 2004. –– 368 с.
9. Принципові положення нової технології дослідження приро-
дних і техногенних ґрунтів на основі комплексу радіоізотоп-
ного каротажу / Кулик В. В., Бондаренко М. С., Кетов А. Ю.
[та ін.] // Наука та інновації. –– 2012. –– Т. 8, № 6. ––
С. 26––39.
10. Патент на винахід № 86678 Україна, МПК G01V1/28,
G01V5/00. Спосіб визначення пористості глинистих порід в
нафтогазових свердловинах / Кашуба Г. О., Кулик В. В., Бон-
даренко М. С. Заявник патентовласник Інститут геофізики
НАН України. Заявка на винахід № а2007 07907; заявл.
13.07.2007; опубл. 12.05.2009, Бюл. № 9.
11. Определение емкостных свойств и литологии пород в разре-
зах нефтегазовых скважин по данным радиоактивного и акус-
тического каротажа / [И. В. Головацкая, Ю. А. Гулин,
Ф. Х. Еникеева и др.]. –– Калинин, 1984. –– 112 с.
12. Интерпретация результатов геофизических исследований не-
фтяных и газовых скважин. Справочник. Под ред.
В. М. Добрынина. –– М. : Недра, 1988. –– 476 с.
13. Определение пористости глинистых пород в обсаженных не-
фтегазовых скважинах с помощью радиоактивного и акусти-
ческого каротажа / М. С. Бондаренко, В. В. Кармазенко,
Г. О. Кашуба, В. В. Кулик // Геофиз. журн. –– 2010. –– Т. 32,
№ 2. –– С. 110––120.
Наукові праці УкрНДМІ НАН України, № 13 (частина II), 2013
Transactions of UkrNDMI NAN Ukraine, № 13 (part II), 2013
210
14. Спосіб свердловинного визначення масового і об’ємного вмі-
сту глинистих мінералів у гірських породах / Кулик В. В., Бо-
ндаренко М. С., Дейнеко С. І., Кетов А. Ю. Заявник і патенто-
власник ІГФ НАНУ. Заявка на КМ № u201306619 від
28.05.2013. Позитивне рішення № 17383/ЗУ/13 від 08.08.13.
15. Патент на корисну модель № 76747 Україна, МПК G01V5/00.
Спосіб визначення закритої газонасиченої пористості гірсь-
ких порід / Кулик В. В., Бондаренко М. С., Камілова О. В. За-
явник і патентовласник ІГФ НАН України. –– Заявка
№ u201208792; заявл. 17.07.2012; опубл. 10.01.2013, Бюл.
№ 1.
16. Glover P. Petrophysics MSc Course Notes [Електронний ре-
сурс] : On-Line Handbook / Paul Glover. –– Department of
geology and petroleum geology, University of Aberdeen, UK. ––
Режим доступу до ресурсу: www2.ggl.ulaval.ca/personnel/
paglover/CD%20Contents/GGL66565%20Petrophysics%20
English/Chapter%2015.PDF
17. Кузнецова Л. Д. Состав газов угольных пластов и его измене-
ние под действием геологических и технологических факто-
ров на шахте им. А. Ф. Засядько / Л. Д. Кузнецова, Д. П. Гуня,
Л. И. Пимоненко // Наукові праці УкрНІМІ НАН України. ––
2011. –– № 9 (ч. І). –– С. 126––137.
18. Волкова Т. П. Факторы распределения метана в угленосной
толще (на примере шахты им. А. А. Скочинского) / Т. П. Вол-
кова, В. В. Курилович, И. А. Радецкая // Наукові праці Укр-
НІМІ НАН України. –– 2009. –– № 5 (ч. ІІ). –– С. 316––326.
|
| id | nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-57251 |
| institution | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| issn | 1996-885X |
| language | Russian |
| last_indexed | 2025-11-29T02:55:56Z |
| publishDate | 2013 |
| publisher | Український науково-дослідницький і проектно-конструкторський інститут гірничої геології, геомеханіки і маркшейдерської справи НАН України |
| record_format | dspace |
| spelling | Кулик, В.В. Бондаренко, М.С. 2014-03-05T14:34:56Z 2014-03-05T14:34:56Z 2013 Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа / В.В. Кулик, М.С. Бондаренко // Наукові праці УкрНДМІ НАН України. — 2013. — № 13, ч. 2. — С. 191-210. — Бібліогр.: 18 назв. — рос. 1996-885X https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/57251 550.832.5 Рассмотрены способы количественной оценки ряда параметров нетрадиционных коллекторов газа на основе комплекса радиоактивного каротажа (ГК, ГГК, ННК). Methods of quantity estimation of the number of parameters of unconventional gas reservoirs on the basis of complex of radioactive logging (GR, DL, NL) are considered. ru Український науково-дослідницький і проектно-конструкторський інститут гірничої геології, геомеханіки і маркшейдерської справи НАН України Наукові праці УкрНДМІ НАН України Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа Estimation of Petrophysical Parameters of Man-Induced Methane Reservoirs With the Help of Radioactive Logging Complex Article published earlier |
| spellingShingle | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа Кулик, В.В. Бондаренко, М.С. |
| title | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа |
| title_alt | Estimation of Petrophysical Parameters of Man-Induced Methane Reservoirs With the Help of Radioactive Logging Complex |
| title_full | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа |
| title_fullStr | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа |
| title_full_unstemmed | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа |
| title_short | Определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа |
| title_sort | определение петрофизических параметров техногенных коллекторов метана в разрезе углепородных массивов с помощью комплекса радиоактивного каротажа |
| url | https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/57251 |
| work_keys_str_mv | AT kulikvv opredeleniepetrofizičeskihparametrovtehnogennyhkollektorovmetanavrazrezeugleporodnyhmassivovspomoŝʹûkompleksaradioaktivnogokarotaža AT bondarenkoms opredeleniepetrofizičeskihparametrovtehnogennyhkollektorovmetanavrazrezeugleporodnyhmassivovspomoŝʹûkompleksaradioaktivnogokarotaža AT kulikvv estimationofpetrophysicalparametersofmaninducedmethanereservoirswiththehelpofradioactiveloggingcomplex AT bondarenkoms estimationofpetrophysicalparametersofmaninducedmethanereservoirswiththehelpofradioactiveloggingcomplex |