Мощность криолитозоны и интервал стабильности газогидратов Западной Сибири
Агалаков С.Е., Кузовков А.А., Озирная Е.Т., Плавник А.Г.
Тюменский нефтяной научный центр, Тюменский индустриальный университет
Выполнено обобщение существующих данных для Западной Сибири по основным характеристикам, определяющим равновесные термобарические условия существования газогидратов — температура разреза, пластовое давление, плотность газа по воздуху, минерализация пластовых вод. Построены карты подошвы криолитозоны и подошвы стабильности газогидратов Западной Сибири.
Газовые гидраты представляют собой особую форму существования природного газа и являются потенциальным и стратегически важным сырьем. За 2015–2023 гг. в России защищено не менее 25 научных диссертаций по темам, связанным с газогидратами. За тот же период времени было подано более 50 заявок на получение патентов РФ [1].
Подход к газогидратам как ресурсному потенциалу Западной Сибири в конце 70-х, начале 80-х годов прошлого века развивался усилиями В.Г. Васильева, А.А. Трофимука, Ю.Ф. Макогона [2–6], якутских ученых С.П. Никитина, В.П. Царева, Н.В. Черского [7–10]. В 80-х годах оценки ресурсов выполнялись в Ленинграде Е.С. Барканом, Г.Д. Гинсбургом, А.Н. Вороновым, В.П. Якуцени [11–14]. В Тюмени особенности газогидратных процессов в недрах Западной Сибири исследовались С.Е. Агалаковым, В.А. Ненаховым, А.Р. Курчиковым, В.П. Царевым [15–21]. В XXI веке активно занимаются оценками ресурсов и методами разработки газогидратов ученые Москвы: К.С. Басниев, В.А. Истомин, С.А. Леонов, Н.А. Махонина, Е.В. Перлова, А.Л. Сухоносенко, В.С. Якушев [22–30]. В литературе постоянно появляются обзоры по проблематике газовых гидратов [1, 31].
Хотя основные ресурсы газогидратов приурочены к отложениям морских шельфов, газогидраты в отложениях континентальной части также обладают значимым потенциалом.
В Западной Сибири в этом отношении выделяется надсеноманские отложения. Достигнутая к настоящему времени высокая изученность их строения и свойств позволяет достаточно детально анализировать и моделировать характеристики, являющиеся ключевыми для оценки ресурсов газогидратов.
Целью данной работы является обобщение существующих данных для Западной Сибири по основным характеристикам, определяющим равновесные термобарические условия существования газогидратов [3] это температура разреза, пластовое давление, плотность газа по воздуху, минерализация пластовых вод и построение карт подошвы стабильности газогидратов. Особенностью работы является раздельное моделирование интервала стабильности газогидратов для пяти перспективных на газовые гидраты региональных резервуаров.
Подход к газогидратам как ресурсному потенциалу Западной Сибири в конце 70-х, начале 80-х годов прошлого века развивался усилиями В.Г. Васильева, А.А. Трофимука, Ю.Ф. Макогона [2–6], якутских ученых С.П. Никитина, В.П. Царева, Н.В. Черского [7–10]. В 80-х годах оценки ресурсов выполнялись в Ленинграде Е.С. Барканом, Г.Д. Гинсбургом, А.Н. Вороновым, В.П. Якуцени [11–14]. В Тюмени особенности газогидратных процессов в недрах Западной Сибири исследовались С.Е. Агалаковым, В.А. Ненаховым, А.Р. Курчиковым, В.П. Царевым [15–21]. В XXI веке активно занимаются оценками ресурсов и методами разработки газогидратов ученые Москвы: К.С. Басниев, В.А. Истомин, С.А. Леонов, Н.А. Махонина, Е.В. Перлова, А.Л. Сухоносенко, В.С. Якушев [22–30]. В литературе постоянно появляются обзоры по проблематике газовых гидратов [1, 31].
Хотя основные ресурсы газогидратов приурочены к отложениям морских шельфов, газогидраты в отложениях континентальной части также обладают значимым потенциалом.
В Западной Сибири в этом отношении выделяется надсеноманские отложения. Достигнутая к настоящему времени высокая изученность их строения и свойств позволяет достаточно детально анализировать и моделировать характеристики, являющиеся ключевыми для оценки ресурсов газогидратов.
Целью данной работы является обобщение существующих данных для Западной Сибири по основным характеристикам, определяющим равновесные термобарические условия существования газогидратов [3] это температура разреза, пластовое давление, плотность газа по воздуху, минерализация пластовых вод и построение карт подошвы стабильности газогидратов. Особенностью работы является раздельное моделирование интервала стабильности газогидратов для пяти перспективных на газовые гидраты региональных резервуаров.
Региональные перспективные резервуары Западной Сибири
По современным данным верхнемеловая толща выше сеномана представляет собой чередование покрышек и коллекторов [5] (рис. 1). Эта толща характеризуется как наличием газовых, так и газогидратных месторождений.
Рис. 1. Геологический разрез надсеноманских резервуаров Западной Сибири:
I — Уватский горизонт, сеноман, долганская, покурская свиты. Покрышка — кузнецовская, дорожковская свиты. Горизонт является основным объектом разработки газовых залежей; II — Кузнецовский горизонт, турон-ранний коньяк, ипатовская свита, газсалинская пачка. Покрышка — мярояхинская пачка. В состав нижнего кузнецовского горизонта туронского возраста входит единый песчано-алевролитовый резервуар газсалинской пачки и ипатовской свиты. На государственном балансе числятся залежи по 14 месторождениям; III — Нижнеберезовский горизонт, коньяк-сантон, нижнеберезовская подсвита. Покрышка – нижняя часть верхнеберезовской подсвиты. На государственном балансе числятся запасы на Медвежьем и Харампурском месторождениях; IV — Верхнеберезовский горизонт, кампан, верхнеберезовская подсвита. Покрышка — верхняя часть верхнеберезовской подсвиты. Газовая залежь в пласте ВБ1 открыта на Харампурском месторождении; V — Ганькинский горизонт, маастрихт, танамская свита. Покрышка — талицкая свита, нижнетибейсалинская подсвита. В ганькинской свите известны газопроявления на Ямсовейской, Верхнереченской, Губкинской и др. площадях. Продуктивные интервалы идентифицируются по электрокаротажу и подтверждены опробованием на Губкинском месторождении. VI — Талицкий горизонт, палеоген, тибейсалинская свита. Покрышка — глины в кровле тибейсалинской подсвиты. Известны многочисленные газопроявления, а также газовый фонтан на Харвутинском месторождении
Моделирование температурного режима разреза
В данной работе при изучении температурного режима разреза использованы материалы, приведенные в обобщающих работах [16, 32–38], а также собственные исследования авторов.
Ключевым фактором существования газогидратов является охлажденность разреза, вызванная наличием многолетнемерзлых пород (ММП). Для определения глубины подошвы многолетнемерзлых пород применяются различные подходы [1, 39–43]. Наиболее надежным методом определения температурного режима разреза является термометрия в выстоявшихся скважинах — метод ОГГ (определение геотемпературного градиента) (рис. 2).
Ключевым фактором существования газогидратов является охлажденность разреза, вызванная наличием многолетнемерзлых пород (ММП). Для определения глубины подошвы многолетнемерзлых пород применяются различные подходы [1, 39–43]. Наиболее надежным методом определения температурного режима разреза является термометрия в выстоявшихся скважинах — метод ОГГ (определение геотемпературного градиента) (рис. 2).
Рис. 2. Термометрия пород Мессояхского месторождения [42]: 1 — скв. 3 (430 сут.), 2 — скв. 109 (56 сут.), 3 — скв. 124 (90 сут.), 4 — скв. 136 (150 сут.),
5 — скв. 135 (320 сут)
5 — скв. 135 (320 сут)
Характерной особенностью термограмм в районах развития многолетнемерзлых пород (ММП) является их двухчленное строение — в точке перехода через 0 °C наблюдается излом термограммы, показывающий различные геотемпературные градиенты в мерзлой и талой зонах. Таких термограмм для детального изучения температурного режима Западной Сибири крайне мало.
Поэтому приходится использовать другие методы восстановления температурного режима разреза. Они, как правило, сводятся к определению положения подошвы ММП методами ГИС и определению геотермического градиента в подмерзлотной толще по данным температурных измерений при опробовании объектов в скважинах.
Для определения подошвы ММП в ряде случаев может быть использована термометрия в невыстоявшихся скважинах по изгибу термограммы ОЦК — отбивке цементного кольца (рис. 3а).
Поэтому приходится использовать другие методы восстановления температурного режима разреза. Они, как правило, сводятся к определению положения подошвы ММП методами ГИС и определению геотермического градиента в подмерзлотной толще по данным температурных измерений при опробовании объектов в скважинах.
Для определения подошвы ММП в ряде случаев может быть использована термометрия в невыстоявшихся скважинах по изгибу термограммы ОЦК — отбивке цементного кольца (рис. 3а).
Рис. 3. Определение положения нижней границы ММП по ГИС: а — по термограммам ОЦК скважин Восточно- и Западно-Мессояхских месторождений; б — по КС, КВ, ОЦК скважины Яро- Яхинской 11
Также для определения положения подошвы ММП используется каротаж электрического сопротивления. Физической основой применения является эффект повышения сопротивления породы при замещении поровой воды диэлектриком — льдом.
На границе «мерзлые-талые породы» в песчаных породах происходит резкий скачок сопротивлений. Для глинистых пород сопротивление не имеет резко выраженного скачка в связи с постепенным уменьшением количества незамерзшей воды при уменьшении температуры. Также для проницаемых талых пород характерен повышающий тип проникновения на кривых БКЗ, в отличие от мерзлых (рис. 3б).
Также используется кавернометрия — для льдосодержащих пород характерны каверны.
При построении карт подошвы криолитозоны учитывается, что высокая минерализация пластовых вод и высокая глинистость разреза приводят к тому, что подошва криолитозоны может проходить существенно ниже подошвы ММП. Поэтому для каждого района и площади проведено изучение возможности корректного перехода от подошвы ММП к подошве криолитозоны.
Положение подошвы криолитозоны и значение градиента температуры в подмерзлотных отложениях определяется также и по результатам интерпретация данных температурных измерений при опробовании отдельных интервалов в скважинах (рис. 3а).
Как видно из рисунков, температурный градиент непосредственно под ММП отличается от среднего градиента (рис. 4а.)
На границе «мерзлые-талые породы» в песчаных породах происходит резкий скачок сопротивлений. Для глинистых пород сопротивление не имеет резко выраженного скачка в связи с постепенным уменьшением количества незамерзшей воды при уменьшении температуры. Также для проницаемых талых пород характерен повышающий тип проникновения на кривых БКЗ, в отличие от мерзлых (рис. 3б).
Также используется кавернометрия — для льдосодержащих пород характерны каверны.
При построении карт подошвы криолитозоны учитывается, что высокая минерализация пластовых вод и высокая глинистость разреза приводят к тому, что подошва криолитозоны может проходить существенно ниже подошвы ММП. Поэтому для каждого района и площади проведено изучение возможности корректного перехода от подошвы ММП к подошве криолитозоны.
Положение подошвы криолитозоны и значение градиента температуры в подмерзлотных отложениях определяется также и по результатам интерпретация данных температурных измерений при опробовании отдельных интервалов в скважинах (рис. 3а).
Как видно из рисунков, температурный градиент непосредственно под ММП отличается от среднего градиента (рис. 4а.)
Рис. 4. Данные измерения температур при опробовании скважин Минховского месторождения:
а — средний градиент по разрезу; б — термоградиент верхней части разреза
а — средний градиент по разрезу; б — термоградиент верхней части разреза
Это обусловлено различной теплопроводностью интервалов разреза. Непосредственно под ММП располагаются глины кузнецовского и березовского горизонтов (рис. 4б), которые обладают меньшей теплопроводностью, чем пески покурского горизонта. Для восточных регионов такого излома не наблюдается ввиду опесчанивания надсеноманских отложений.
В данной работе построение региональных карт подошвы криолитозоны выполнено с привлечением данных по 735 скважинам, при построении также использованы данные Каталога ММП [36] и Геотермического Атласа [44] (рис. 5).
В данной работе построение региональных карт подошвы криолитозоны выполнено с привлечением данных по 735 скважинам, при построении также использованы данные Каталога ММП [36] и Геотермического Атласа [44] (рис. 5).
Рис. 5. Карта глубин подошвы криолитозоны Западной Сибири
Карта подошвы криолитозоны построена исключительно с учетом комплекса имеющихся данных по скважинам. Наземные геофизические методы, а также другие подходы, связанные с модельными представлениями о формировании — расформировании многолетнемерзлых пород, при построении не использованы.
В целом построенная карта согласуется с опубликованными ранее картами [33, 45] и, по мнению авторов, является надежной актуализированной основой для определения интервала стабильности газогидратов Западной Сибири.
Итоговая полученная авторами карта температурного градиента по территории Западно-Сибирского бассейна представлена на рисунке 6. На представленной карте по изолинии 3,5°/100 м локализуются области пониженного геотемпературного градиента — северо-восточная область восточной части Гыданского полуострова, Енисей-Хатангского регионального прогиба и Большехетской впадины, а также область Обь-Надымского междуречья. К области повышенных геотемпературных градиентов относятся запад региона и Надым-Пур-Тазовское междуречье.
В целом построенная карта согласуется с опубликованными ранее картами [33, 45] и, по мнению авторов, является надежной актуализированной основой для определения интервала стабильности газогидратов Западной Сибири.
Итоговая полученная авторами карта температурного градиента по территории Западно-Сибирского бассейна представлена на рисунке 6. На представленной карте по изолинии 3,5°/100 м локализуются области пониженного геотемпературного градиента — северо-восточная область восточной части Гыданского полуострова, Енисей-Хатангского регионального прогиба и Большехетской впадины, а также область Обь-Надымского междуречья. К области повышенных геотемпературных градиентов относятся запад региона и Надым-Пур-Тазовское междуречье.
Рис. 6. Карта температурного градиента подмерзлотных толщ Западной Сибири
Построенные карты геотемпературного градиента и глубины подошвы криолитозоны использованы для расчета температур по кровлям верхнемеловых сейсмостратиграфических комплексов (ССК) — уватского, кузнецовского, нижнеберезовского, верхнеберезовского, ганькинского (рис. 7)
Рис. 7. Карты температур в кровлях верхнемеловых стратиграфических комплексов
Расчеты карт температур выполнены с использованием автоматизированных операцией с картами (гридами) по формуле (1):
где Г — грид температурного градиента, Нао — грид структурной карты (абсолютных глубин) сейсмостратиграфического комплекса, Наоммп — грид подошвы (абсолютных глубин) криолитозоны.
Характеристики пластовых условий и свойств пластовых флюидов
Пластовое давление обычно связано с глубиной прямой зависимостью. Однако для надсеноманских отложений характерно превышение давлений над гидростатическими
с коэффициентами аномальности (Ка) в диапазоне 1–1,2 (табл. 1).
с коэффициентами аномальности (Ка) в диапазоне 1–1,2 (табл. 1).
Табл. 1. Данные по пластовым давлениям и коэффициентам аномальности
На основе имеющихся данных при построении региональных карт для анализируемых газовых резервуаров приняты следующие коэффициенты аномальности: Сеноманский резервуар, пласт ПК1, Ка = 1; Кузнецовский резервуар, Ка = 1,2; Нижнеберезовский резервуар, Ка = 1,15; Верхнеберезовский резервуар, Ка = 1,15; Ганькинский резервуар, Ка = 1.
Минерализация пластовых вод
Зависимость условий гидратообразования от минерализации пластовой воды для системы «вода-метан — хлорид натрия» описывается формулой (2) [46].
где х — молярная доля NaCl в растворе; Р — давление, Мпа (Р0 = 0,101325 Мпа); Т — температура, К
Основной вывод заключается в том, что каждые 10 г/л солей снижают равновесную температуру гидратообразования на 0,6 °С и для условий Западной Сибири от давления/глубины залегания пород не зависит.
В рамках данной работы были собраны данные проб воды верхней части разреза, проведен анализ качества проб и привязка к изучаемым резервуарам.
Относительно хорошо изучены минерализация пластовых вод (М) для сеномана (пласт ПК1). Диапазон изменеия от 10 до 25 г/л, для региональных построений принята минерализация
15 г/л (рис. 8).
Основной вывод заключается в том, что каждые 10 г/л солей снижают равновесную температуру гидратообразования на 0,6 °С и для условий Западной Сибири от давления/глубины залегания пород не зависит.
В рамках данной работы были собраны данные проб воды верхней части разреза, проведен анализ качества проб и привязка к изучаемым резервуарам.
Относительно хорошо изучены минерализация пластовых вод (М) для сеномана (пласт ПК1). Диапазон изменеия от 10 до 25 г/л, для региональных построений принята минерализация
15 г/л (рис. 8).
Рис. 8. Карта минерализации пластовых вод сеноманских отложений [47]
Для кузнецовского горизонта можно констатировать, что минерализация пластовых вод укладывается в единую с сеноманскими отложениями зависимость увеличения минерализации пластовых вод с глубиной и от окраин к центру бассейна.
Для нижнеберезовских отложений известна единственная проба пластовой воды на Минховской площади с минерализацией 7,8 г/л.
Для верхнеберезовских отложений известно 5 проб (табл. 2). Для региональных построений принято значение 8 г/л.
Для нижнеберезовских отложений известна единственная проба пластовой воды на Минховской площади с минерализацией 7,8 г/л.
Для верхнеберезовских отложений известно 5 проб (табл. 2). Для региональных построений принято значение 8 г/л.
Табл. 2. Минерализация проб воды верхнеберезовского резервуара
Для ганькинского резервуара авторам известны только одна скважина с тремя испытаниями в скважине Тазовского месторождения, где были получены притоки пластовой воды с низкой минерализацией (2,2–2,7 г/л), а также одна проба на Соболиной площади с минерализацией 5,6 г/л.
В итоге для региональных построений уватского резервуара принята минерализация пластовых вод 15 г/л, для кузнецовского резервуара принята минерализация 10 г/л, для нижнеберезовского и верхнеберезовского — 8 г/л, для ганькинского — 5 г/л.
В итоге для региональных построений уватского резервуара принята минерализация пластовых вод 15 г/л, для кузнецовского резервуара принята минерализация 10 г/л, для нижнеберезовского и верхнеберезовского — 8 г/л, для ганькинского — 5 г/л.
Состав газа
Природный газ надсеноманских отложений на 96–98 % состоит из метана. Плотность газа по месторождениям представлена в таблице 3.
Табл. 3 Плотность газа березовской свиты
На условия гидратообразования влияют наличие азота и более тяжелых гомологов углеводородов. Для условий Западной Сибири разработаны палетки по определению равновесных условий гидратообразования в зависимости от плотности природного газа по воздуху Рв [48].
Плотность газа по воздуху уватского и кузнецовского резервуаров принята по обубликованным данным [3]. Для нижнеберезовского и верхнеберезовского резервуаров привлечены данные ПАО «НК «Роснефть».
Для региональных построений приняты следующие значения плотности природного газа по воздуху Рв:
Плотность газа по воздуху уватского и кузнецовского резервуаров принята по обубликованным данным [3]. Для нижнеберезовского и верхнеберезовского резервуаров привлечены данные ПАО «НК «Роснефть».
Для региональных построений приняты следующие значения плотности природного газа по воздуху Рв:
- для сеномана и газсалинской пачки — Рв = 0,57;
- для березовской и ганькинской свит — Рв = 0,565.
Методика расчета равновесной температуры гидратообразования
Для расчета подошвы стабильности газогидратов использована усовершенствованная формула, предложенная Г.В. Пономаревым [49], полученная на основе обработки экспериментальных данных по условиям гидратообразования природных газов различного состава.
В наших расчетах был применен вариант расчетов, где использован натуральный логарифм Ln.
Формула приобрела вид:
Уравнение имеет вид:
Тр = 18,47×LgPp-B,
где Тр — равновесная температура гидратообразования, °С; Рр — равновесное давление гидратообразования, кгс/см2; Рр связано с глубинной формулой Рр = Ка×Н; В — коэффициент, зависящий от плотности газа по воздуху, определен экспериментально.В наших расчетах был применен вариант расчетов, где использован натуральный логарифм Ln.
Формула приобрела вид:
Тр = 8,0214×ln(Ка×Н)–B+18,47–0,06×М
или, преобразовавТр=8,0214×ln(Н)–B+18,47+ln(Ка)–0,06×М.
Таким образом, формулаТр = 8,0214×ln(Н)–В1, где В1 = 42,72
для условийКа = 1,0; Рв = 0,56; М = 0г/л
Для прочих условий в коэффициент В1 вводятся поправки. Значения поправок для расчетов равновесной кривой гидратоообразования приведены в таблице 4.
Табл. 4. Поправки для расчета равновесной температуры гидратоообразования
Основная ценность данной методики, по мнению авторов, заключается в учете всех необходимых параметров в виде единой поправки в уравнение, определяемой простым суммированием, что позволяет численно решать задачу построения карты подошвы зоны стабильности газогидратов для многообразных входных данных. В этом случае расчет подошвы гидратообразования для перспективных резервуаров сводится к определению индивидуальной поправки для каждого резервуара. Итоговые поправки для перспективных резервуаров приведены в таблице 5.
Табл. 5 Поправки для расчета равновесной температуры гидратоообразования для перспективных газоносных резервуаров
Построение карт нижней границы зоны стабильности гидратов
Расчет основан на определении глубины отложений, на которой равновесная температура гидрата Tp совпадает с температурой, обусловленной геотермическим режимом недр (T) (рис. 9):
Рис. 9. Графоаналитический метод определения подошвы зоны стабильности газогидратов (ЗСГ)
Рис. 10.Карты подошвы стабильности газогидратов
∆T = T–Tp = 0
Для описания связи равновесной температуры с глубиной(Н) использована отмеченная выше зависимость вида:Tp = aln(H)+b,
где a и b — некоторые константы.
Геотемпературные условия описываются линейной зависимостью температуры отложений от глубины (с геотермическим градиентом Г), с учетом равенства нулю на границе (глубине подошвы) многолетнемерзлых пород (НММП):Т = Г(Н– НММП).
Таким образом задача сводится к решению уравнения
Рассматриваемая функция является выпуклой, имеет два корня, из которых искомым решением является наибольший.
Поскольку уравнение (3) не имеет аналитического решения, применен численный метод бисекции (метод деления отрезка пополам).
При расчетах начальное минимальное значение Нmin определяется как значение глубины, при котором рассматриваемая функция ∆Т(Н) достигает минимального значения:
Поскольку уравнение (3) не имеет аналитического решения, применен численный метод бисекции (метод деления отрезка пополам).
При расчетах начальное минимальное значение Нmin определяется как значение глубины, при котором рассматриваемая функция ∆Т(Н) достигает минимального значения:
Такой подход позволяет безитерационно определить начальное значение Нmin, которое гарантированно меньше искомого решения (максимального корня), но больше минимального.
Начальное максимальное значение определяется итерационным двукратным увеличением значения Нmin
Алгоритм расчета реализован с помощью макроса в Excel, в котором были выполнены расчеты по всем рассматриваемым резервуарам и объектам.
Результаты расчетов подошвы зоны стабильности газогидратов (ЗСГ) для условий каждого резервуара приведены на рисунке 10. Пересечение структурных карт по кровлям перспективных резервуаров и карт подошвы ЗСГ позволило отделить на структурных картах территории с возможным наличием газогидратов от чисто газовых зон (рис. 11).
Начальное максимальное значение определяется итерационным двукратным увеличением значения Нmin
Нimax = 2imin
Здесь i — шаг итерации. Итерации завершаются по выполнению условия∆Т(Нimax)> 0.
Затем осуществляется стандартная итерационная процедура поиска решения уравнения (3) методом деления отрезка пополам, которая завершается при достижении погрешности в определении нижней границы зоны стабильности гидратов менее одного метра.Алгоритм расчета реализован с помощью макроса в Excel, в котором были выполнены расчеты по всем рассматриваемым резервуарам и объектам.
Результаты расчетов подошвы зоны стабильности газогидратов (ЗСГ) для условий каждого резервуара приведены на рисунке 10. Пересечение структурных карт по кровлям перспективных резервуаров и карт подошвы ЗСГ позволило отделить на структурных картах территории с возможным наличием газогидратов от чисто газовых зон (рис. 11).
Рис. 11. Региональные структурные карты с контуром зоны стабильности газогидратов
Для всех резервуаров характерно наличие чисто газового насыщения в центральной части Западной Сибири, для более высоко расположенных резервуаров площадь этой зоны уменьшается. Полученные карты являются основой для оценки ресурсов газогидратов Западной Сибири.
В результате проведенных исследований выполнено:
- построены региональные карты мощности криолитозоны, карты подмерзлотного геотермического градиента;
- построены индивидуальные карты подошвы зон стабильности газогидратов для перспективных газонасыщенных резервуаров Западной Сибири;
- построены региональные карты температур в кровле верхнемеловых сейсмостратиграфических комплексов Западной Сибири;
- оконтурены зоны стабильности газогидратов для уватского, кузнецовского, нижнеберезовского, верхнеберезовского, ганькинского резервуаров.
Полученные региональные карты зон развития газогидратов показывают закономерное увеличение площади возможного существования газогидратов вверх по разрезу. Если для уватского горизонта (ОГ Г) в районах с перспективами газоносности находятся только восточная часть Гыданского полуострова, Енисей-Хатангский региональный прогиб и Тагульское месторождение, то для ганькинской свиты уже исключением являются структуры с прогнозируемым безгидратным насыщением.
1. Шиц Е.Ю., Корякина В.В., Варфоломеев М.А., Замрий А.В. Газовые гидраты: краткий обзор современных российских исследований в 2015–2020 гг. //
Газовая промышленность. 2021. № 2. С. 46–56.
2. Васильев В.Г., Макогон Ю.Ф., Требин Ф.А., Трофимук А.А., Черский Н.В. Свойство природных газов, находящихся в земной коре в твердом состоянии, образовывать газогидратные залежи // Открытия, изобретения и товарные знаки. 1970. № 10. С. 3–5
3. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра. 1985. 231 с.
4. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. 2003. Т. 47. № 3. С. 70–79.
5. Макогон Ю.Ф. Газогидраты. История изучения и перспективы освоения // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2010. № 2. С. 5–21.
6. Трофимук А.А., Макогон Ю.Ф., Толкачев М.В. О роли газогидратов в процессах аккумуляции углеводородов и формировании их залежей // Геология и геофизика. 1983. № 6. С. 3–15.
7. Никитин С.П., Царев В.П., Черский Н.В. Рекомендации по учету влияния газогидратного процесса на оценку перспектив газоносности Западной Сибири. Якутск: Якут. фил. СО АН СССР, 1982. 30 с.
8. Царев В.П. Особенности формирования, методы поиска и разработки скоплений углеводородов в условиях вечной мерзлоты. Якутск: Якут. фил. СО АН СССР, 1976. 216 с.
9. Черский Н.В. Царев В.П., Никитин С.П. Исследование и прогнозирование условий накопления ресурсов газа в газогидратных залежах. Якутск: Якутский филиал СО АН СССР, 1983. 156 с.
10. Черский Н.В., Никитин С.П. Изучение газоносности зон гидратообразования СССР. Якутск: Якутский филиал СО АН СССР, 1987. 176 с.
11. Баркан Е.С., Воронов А.Н. Оценка ресурсов газа в зонах возможного гидратообразования // Советская геология. 1983. № 8. С. 26–29.
12. Гинсбург Г.Д., Соловьев В.А. Геологические модели газогидратообразования // Литология и полезные ископаемые. 1990. № 2. С. 76–87.
13 Баркан Е.С., Безруков В.М., Гинзбург Г.Д. и др. Нетрадиционные источники углеводородного сырья. М.: Недра, 1989. 223 с.
14. Якуцени В.П. Газогидраты — нетрадиционное газовое сырье, их образование, свойства, распространение и геологические ресурсы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т. 10. № 4. С. 1–20.
15. Агалаков С.Е., Ненахов В.А Промыслово-геофизические характеристики геологического разреза криолитогидратозоны Западной Сибири // Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения. Ленинград: ВНИГРИ, 1990. С. 228–236.
16. Агалаков С.Е. Бочкарев В.С., Царев В.П. Особенности строения криолитозоны полуострова Ямал // Биоразнообразие Западной Сибири — результаты исследований. Тюмень: ИПОС, 1996. С. 103–118.
17. Агалаков С.Е., Курчиков А.Р., Бабурин А.Н. Геолого-геофизические предпосылки существования газогидратов в турон-коньякских отложениях Восточно-Мессояхского месторождения // Газовые гидраты в экосистеме земли – 2003. Новосибирск: 2003. С. 15.
18. Агалаков С.Е. Ресурсы газа в зонах стабильности газогидратов на севере Западной Сибири // Санкт-Петербург – 2010. К новым открытиям через интеграцию геонаук. 2010.
19. Агалаков С.Е., Новоселова М.Ю. Газоносность надсеноманских отложений Западной Сибири. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2019. № 4, С. 10–23.
20.Курчиков А.Р. Оценка возможности поиска залежей гидратов природного газа по геотермическим данным. Тюмень: Труды ЗапСибНИГНИ, 1984. вып. 191. С. 65–76.
21. Ненахов В.А. Исследование особенностей разработки газогидратных месторождений с целью повышения газоотдачи пласта. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М.: 1982. 20 с.
22. Басниев К.С., Сухоносенко А.Л. Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений // Газовая промышленность. 2010. № 1. С. 22–23.
23. Якушев В.С., Гафаров Н.А., Карнаухов С.М., Рыбальченко В.В., Огородников И.В Газовые гидраты в Арктике и мировом океане: особенности залегания и перспективы освоения. М.: Недра, 2014. 251 с.
24. Истомин В.А. Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992. 236 с.
25. Леонов С.А. Перспективы гидратоносности надсеноманских отложений севера Западной Сибири. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М.: 2010. 24 с.
26.Перлова Е.В., Махонина Н.А. Виды геологических ресурсов газа в газогидратах и определение их извлекаемой части. Нефть, газ Арктики. М.: Интерконтакт Наука, 2007. С. 248–256.
27. Перлова Е.В. Леонов С.А., Хабибуллин Д.Я. Приоритетные направления освоения газогидратных залежей России // Научно-технический сборник Вести газовой науки, 2017. № 3. С. 224–228.
28.Перлова Е.В. Подготовка ресурсов гидратного газа для развития минерально-сырьевой базы газодобычи ПАО «Газпром» // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2018. № 3. С. 256–263.
29.Сухоносенко А.Л. Термогидродинамическое моделирование процессов разработки газогидратных месторождений. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М.: 2013. 28 с.
30. Якушев В.С., Истомин В.А., Перлова Е.В. Ресурсы и перспективы освоения нетрадиционных источников газа в России. М.: ВНИИГАЗ, 2002. 87 с.
31. Гудзенко В.Т., Вареничев А.А., Громова М.П. Газогидраты. Информационно-аналитический обзор // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 5. С. 39–68.
32. Балобаев В.Т. , Левченко А.И. Глубокое промерзание и динамика теплового поля верхней части земной коры Западной Сибири // Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. Тюмень: 1988. С. 31–41.
33. Баулин В.В. Многолетнемерзлые породы нефтегазоносных районов СССР. М.: Недра, 1985. 176 с.
34. Девяткин В.Н. Тепловой поток криолитозоны Сибири. Новосибирск: Наука, 1993. 165 с.
35. Дучков А.Д., Курчиков А.Р., Лысак С.В., Балобаев В.Т. и др. Тепловое поле недр Сибири. Новосибирск: Наука, 1987. 196 с.
36. Ан В.Н., Девяткин В.Н., Курчиков А.Р. Каталог мерзлотно-геотермической информации Западно-Сибирского региона. 2002.
37. Курчиков А.Р., Агалаков С.Е. Мощность многолетнемерзлых пород (ММП) и геотермический режим верхней части разреза Севера Западной Сибири // Горные ведомости. 2004. № 4. С. 21–37.
38. Шарбатян А.А. К истории развития многолетнемерзлых горных пород // Очерки региональной и исторической криологии. М.: АН СССР, 1962. С. 127–142.
39. Володько Б.В. О возможности определения по данным метода самопроизвольной поляризации мощности мерзлых терригенных толщ. Инженерное мерзлотоведение, Новосибирск: Наука, 1979. 208 с.
40. Геокриология СССР. Западная Сибирь. М.: Недра, 1989. 454 с.
41. Ирбэ Н.А. Особенности интерпретации промыслово-геофизических материалов в низкотемпературном разрезе Западной Сибири на этапе поисково-разведочных работ. М.: Недра, 1974. Вып. 65. С. 98–120.
42. Острый Г.Б. Вопросы геологии и бурения и добычи в зоне мерзлых пород на нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири. Тюмень.: Гипротюменьнефтегаз. 1969. Вып. 18. 179 с.
42. Безносиков А.Ф. Газогидратные залежи и исследование некоторых особенностей их разработки: (на прим. Мессояхского месторождения). Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Тюмень: 1978. 17 с.
44. Ильин А.В. Газогидраты севера Тюменской области как новый объект изучения геофизическими методами. Диссертация. Екатеринбург: 2012. 220 с.
45. Геотермический атлас Сибири и Дальнего Востока. ИНГГ СО РАН, 2012.
46. Геокриология СССР. Западная Сибирь. М.: Недра, 1989. 454 с.
47. Малюков В.П., Воробьев К.А. Инновационные технологии разработки месторождений газовых гидратов. М.: РУДН, 2021, 289 с.
48.Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р., Конторович А.Э., Плавник А.Г. Гидрохимическая зональность юрских и меловых отложений Западно-Сибирского бассейна. Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 7. С. 826–832.
49. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов. Куйбышев: НИИНП, 1960. Вып. 2. С. 49–55.
50. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М.: Недра, 1976. 200 с.
Газовая промышленность. 2021. № 2. С. 46–56.
2. Васильев В.Г., Макогон Ю.Ф., Требин Ф.А., Трофимук А.А., Черский Н.В. Свойство природных газов, находящихся в земной коре в твердом состоянии, образовывать газогидратные залежи // Открытия, изобретения и товарные знаки. 1970. № 10. С. 3–5
3. Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. М.: Недра. 1985. 231 с.
4. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. 2003. Т. 47. № 3. С. 70–79.
5. Макогон Ю.Ф. Газогидраты. История изучения и перспективы освоения // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. 2010. № 2. С. 5–21.
6. Трофимук А.А., Макогон Ю.Ф., Толкачев М.В. О роли газогидратов в процессах аккумуляции углеводородов и формировании их залежей // Геология и геофизика. 1983. № 6. С. 3–15.
7. Никитин С.П., Царев В.П., Черский Н.В. Рекомендации по учету влияния газогидратного процесса на оценку перспектив газоносности Западной Сибири. Якутск: Якут. фил. СО АН СССР, 1982. 30 с.
8. Царев В.П. Особенности формирования, методы поиска и разработки скоплений углеводородов в условиях вечной мерзлоты. Якутск: Якут. фил. СО АН СССР, 1976. 216 с.
9. Черский Н.В. Царев В.П., Никитин С.П. Исследование и прогнозирование условий накопления ресурсов газа в газогидратных залежах. Якутск: Якутский филиал СО АН СССР, 1983. 156 с.
10. Черский Н.В., Никитин С.П. Изучение газоносности зон гидратообразования СССР. Якутск: Якутский филиал СО АН СССР, 1987. 176 с.
11. Баркан Е.С., Воронов А.Н. Оценка ресурсов газа в зонах возможного гидратообразования // Советская геология. 1983. № 8. С. 26–29.
12. Гинсбург Г.Д., Соловьев В.А. Геологические модели газогидратообразования // Литология и полезные ископаемые. 1990. № 2. С. 76–87.
13 Баркан Е.С., Безруков В.М., Гинзбург Г.Д. и др. Нетрадиционные источники углеводородного сырья. М.: Недра, 1989. 223 с.
14. Якуцени В.П. Газогидраты — нетрадиционное газовое сырье, их образование, свойства, распространение и геологические ресурсы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2015. Т. 10. № 4. С. 1–20.
15. Агалаков С.Е., Ненахов В.А Промыслово-геофизические характеристики геологического разреза криолитогидратозоны Западной Сибири // Ресурсы нетрадиционного газового сырья и проблемы его освоения. Ленинград: ВНИГРИ, 1990. С. 228–236.
16. Агалаков С.Е. Бочкарев В.С., Царев В.П. Особенности строения криолитозоны полуострова Ямал // Биоразнообразие Западной Сибири — результаты исследований. Тюмень: ИПОС, 1996. С. 103–118.
17. Агалаков С.Е., Курчиков А.Р., Бабурин А.Н. Геолого-геофизические предпосылки существования газогидратов в турон-коньякских отложениях Восточно-Мессояхского месторождения // Газовые гидраты в экосистеме земли – 2003. Новосибирск: 2003. С. 15.
18. Агалаков С.Е. Ресурсы газа в зонах стабильности газогидратов на севере Западной Сибири // Санкт-Петербург – 2010. К новым открытиям через интеграцию геонаук. 2010.
19. Агалаков С.Е., Новоселова М.Ю. Газоносность надсеноманских отложений Западной Сибири. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2019. № 4, С. 10–23.
20.Курчиков А.Р. Оценка возможности поиска залежей гидратов природного газа по геотермическим данным. Тюмень: Труды ЗапСибНИГНИ, 1984. вып. 191. С. 65–76.
21. Ненахов В.А. Исследование особенностей разработки газогидратных месторождений с целью повышения газоотдачи пласта. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М.: 1982. 20 с.
22. Басниев К.С., Сухоносенко А.Л. Перспективы освоения ресурсов газогидратных месторождений // Газовая промышленность. 2010. № 1. С. 22–23.
23. Якушев В.С., Гафаров Н.А., Карнаухов С.М., Рыбальченко В.В., Огородников И.В Газовые гидраты в Арктике и мировом океане: особенности залегания и перспективы освоения. М.: Недра, 2014. 251 с.
24. Истомин В.А. Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992. 236 с.
25. Леонов С.А. Перспективы гидратоносности надсеноманских отложений севера Западной Сибири. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М.: 2010. 24 с.
26.Перлова Е.В., Махонина Н.А. Виды геологических ресурсов газа в газогидратах и определение их извлекаемой части. Нефть, газ Арктики. М.: Интерконтакт Наука, 2007. С. 248–256.
27. Перлова Е.В. Леонов С.А., Хабибуллин Д.Я. Приоритетные направления освоения газогидратных залежей России // Научно-технический сборник Вести газовой науки, 2017. № 3. С. 224–228.
28.Перлова Е.В. Подготовка ресурсов гидратного газа для развития минерально-сырьевой базы газодобычи ПАО «Газпром» // Научно-технический сборник Вести газовой науки. 2018. № 3. С. 256–263.
29.Сухоносенко А.Л. Термогидродинамическое моделирование процессов разработки газогидратных месторождений. Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. М.: 2013. 28 с.
30. Якушев В.С., Истомин В.А., Перлова Е.В. Ресурсы и перспективы освоения нетрадиционных источников газа в России. М.: ВНИИГАЗ, 2002. 87 с.
31. Гудзенко В.Т., Вареничев А.А., Громова М.П. Газогидраты. Информационно-аналитический обзор // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2016. № 5. С. 39–68.
32. Балобаев В.Т. , Левченко А.И. Глубокое промерзание и динамика теплового поля верхней части земной коры Западной Сибири // Нефтегеологические интерпретации теплового режима недр Западной Сибири. Тюмень: 1988. С. 31–41.
33. Баулин В.В. Многолетнемерзлые породы нефтегазоносных районов СССР. М.: Недра, 1985. 176 с.
34. Девяткин В.Н. Тепловой поток криолитозоны Сибири. Новосибирск: Наука, 1993. 165 с.
35. Дучков А.Д., Курчиков А.Р., Лысак С.В., Балобаев В.Т. и др. Тепловое поле недр Сибири. Новосибирск: Наука, 1987. 196 с.
36. Ан В.Н., Девяткин В.Н., Курчиков А.Р. Каталог мерзлотно-геотермической информации Западно-Сибирского региона. 2002.
37. Курчиков А.Р., Агалаков С.Е. Мощность многолетнемерзлых пород (ММП) и геотермический режим верхней части разреза Севера Западной Сибири // Горные ведомости. 2004. № 4. С. 21–37.
38. Шарбатян А.А. К истории развития многолетнемерзлых горных пород // Очерки региональной и исторической криологии. М.: АН СССР, 1962. С. 127–142.
39. Володько Б.В. О возможности определения по данным метода самопроизвольной поляризации мощности мерзлых терригенных толщ. Инженерное мерзлотоведение, Новосибирск: Наука, 1979. 208 с.
40. Геокриология СССР. Западная Сибирь. М.: Недра, 1989. 454 с.
41. Ирбэ Н.А. Особенности интерпретации промыслово-геофизических материалов в низкотемпературном разрезе Западной Сибири на этапе поисково-разведочных работ. М.: Недра, 1974. Вып. 65. С. 98–120.
42. Острый Г.Б. Вопросы геологии и бурения и добычи в зоне мерзлых пород на нефтяных и газовых месторождениях Западной Сибири. Тюмень.: Гипротюменьнефтегаз. 1969. Вып. 18. 179 с.
42. Безносиков А.Ф. Газогидратные залежи и исследование некоторых особенностей их разработки: (на прим. Мессояхского месторождения). Автореф. дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. Тюмень: 1978. 17 с.
44. Ильин А.В. Газогидраты севера Тюменской области как новый объект изучения геофизическими методами. Диссертация. Екатеринбург: 2012. 220 с.
45. Геотермический атлас Сибири и Дальнего Востока. ИНГГ СО РАН, 2012.
46. Геокриология СССР. Западная Сибирь. М.: Недра, 1989. 454 с.
47. Малюков В.П., Воробьев К.А. Инновационные технологии разработки месторождений газовых гидратов. М.: РУДН, 2021, 289 с.
48.Ставицкий Б.П., Курчиков А.Р., Конторович А.Э., Плавник А.Г. Гидрохимическая зональность юрских и меловых отложений Западно-Сибирского бассейна. Геология и геофизика. 2004. Т. 45. № 7. С. 826–832.
49. Пономарев Г.В. Условия образования гидратов природных и попутных газов. Куйбышев: НИИНП, 1960. Вып. 2. С. 49–55.
50. Дегтярев Б.В., Бухгалтер Э.Б. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин в северных районах. М.: Недра, 1976. 200 с.
Агалаков С.Е., Кузовков А.А., Озирная Е.Т., Плавник А.Г.
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия,
Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
seagalakov@tnnc.rosneft.ru
ООО «Тюменский нефтяной научный центр», Тюмень, Россия,
Тюменский индустриальный университет, Тюмень, Россия
seagalakov@tnnc.rosneft.ru
Выполнены обоснование методики построения карт подошвы криолитозоны и методики численного расчета положения подошвы интервала стабильности газогидратов, обобщение необходимых входных данных — температура разреза, пластовое давление, плотность газа по воздуху, минерализация пластовых вод.
криолитозона, газогидраты, многолетнемерзлые породы,
Западная Сибирь
Западная Сибирь
Агалаков С.Е., Кузовков А.А., Озирная Е.Т., Плавник А.Г. Региональные построения карт мощности криолитозоны и подошвы интервала стабильности газогидратов Западной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 8. С. 46–55. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-46-55
17.11.2023
УДК 553.981.2+551.345.3
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-46-55
DOI: 10.24412/2076-6785-2023-8-46-55
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88