ГЕОХИМИЧЕСКОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Российский патент 2013 года по МПК E21B49/08 G01N30/00 

Настоящее изобретение относится к способу исследования, обеспечивающему оценку части природного газа, добываемой из плотных (с малой проницаемостью) газовых коллекторов, плотных коллекторов сланцевого газа или коллекторов метана в угольном пласте (упоминаемой как "коэффициент газоотдачи") с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи. Настоящее изобретение также дает оценку объема, дренированного газовой скважиной, которая проникает в плотный газовый коллектор, плотный коллектор сланцевого газа или коллектор метана в угольном пласте.

В обычных газовых месторождениях, где газ волюметрически удерживается в порах коллектора и где он может проходить относительно свободно к продуктивным скважинам, добычу можно контролировать, применяя соотношения давление-объем. По мере роста добычи газа давление снижается в соответствии с уменьшением остаточного объема газа, и скорость потока уменьшается в соответствии со снижающимся давлением. Типичная диаграмма зависимости P/Z от совокупной добычи газа (где Р представляет собой давление в коллекторе и Z - коэффициент сжимаемости газа) позволяет интерпретировать показатели добычи в виде количества газа, находящегося в контакте с продуктивной скважиной (т.е. количества газа, дренируемого продуктивной скважиной), количества газа, добытого, на данное число, и (принимая во внимание прекращения подачи давления) оценки того, сколько в итоге будет добыто газа. Любое решение о бурении загущающей газовой скважины (уплотняющей проектную сетку разработки) обычно основывают на разумном прогнозе возможного объема остаточного газа, который будет доступен для загущающей скважины.

Природный газ может быть ассоциирован с углем в коллекторе метана в угольном пласте (МУП). В подобных МУП коллекторах газ хранится не в объемах пор, а адсорбирован в структуре угля. Добыча инициируется снижением давления (вначале нагнетанием воды из МУП коллектора), так что природный газ (преимущественно метан) начинает десорбироваться из угля и проходить, вначале через микропоры угля в направлении продуктивной газовой скважины. Поэтому соотношения давление-объем для продуктивной газовой скважины МУП коллектора намного отличаются от таковых для обычной газовой скважины. В частности, скорость потока газа из продуктивной скважины МУП коллектора может увеличиваться по мере снижения давления и может оставаться на стабильном уровне или даже расти в течение ряда лет до окончательного снижения.

Подобная ситуация наблюдается в плотных газовых резервуарах, например, плотных газоносных песках и плотный коллекторах сланцевого газа; термин "плотный" означает, что природный газ содержится внутри породы коллектора с очень низкой проницаемостью, откуда его добыча затруднена. Как правило, порода плотного газового коллектора имеет эффективную проницаемость менее 1 миллидарси. Чем плотнее порода (т.е. ниже ее проницаемость), тем больше эффект удержания газа материнской породой и более извилиста сетчатая структура мелких пор, через которые должен проходить газ до его добычи. Соответственно, трудно оценить контактируемый объем (т.е. объем коллектора, который дренируется газовой скважиной) и коэффициент газоотдачи по показателям добычи газа из плотных газовых коллекторов.

Исследования плотных газовых коллекторов с продуктивными газовыми скважинами на разных расстояниях показывают, что более близкое расположение загущающих скважин дает постепенно уменьшающиеся приросты газоотдачи. Причина этого заключается в том, что возможность размещения загущающих скважин частично исчерпана из-за добычи из действующих скважин. Подобные исследования, основанные на аналогичных данных (полученных для аналогичных плотных, газовых коллекторов, имеющих подобную материнскую породу, давление в коллекторе и т.п.), могут дать усредненную оценку полезности загущающих скважин для плотных газовых коллекторов, однако намного сложнее оценить извлекаемый объем для отдельного местоположения загущающей скважины и таким образом полезность размещения загущающей скважины.

Проблема, к которой обращается настоящее изобретение, заключается в том, что в МУП коллекторе и в плотных газовых коллекторах сложно интерпретировать добычу газа в терминах объема, дренируемого скважиной, и коэффициента газоотдачи. "Дренируемый объем" продуктивной газовой скважиной определяют как объем коллектора (площадь и мощность пласта), дренированный скважиной. Когда несколько скважин дренируют один и тот же плотный газовый коллектор или МУП коллектор, каждая скважина дренирует собственный объем, который является частью объема коллектора. "Коэффициент газоотдачи" определяют как часть таза, добытую из объема, дренируемого продуктивной газовой скважиной, в сравнении с количеством газа, изначально имеющимся на месте в объеме, дренируемом скважиной. При установлении полезности загущающей скважины необходимо оценить дренируемый объем для каждой из близлежащих действующих продуктивных скважин и коэффициент газоотдачи для этого дренируемого объема, чтобы определить, дренирован ли объем коллектора в месте расположения загущающей скважины одной или более действующими продуктивными скважинами. Однако, в случае плотных газовых коллекторов, как правило, нельзя определить, соответствует ли данный объем добытого газа из действующих скважин низкому коэффициенту газоотдачи на большой дренажной площади или более высокому коэффициенту газоотдачи на меньшей дренажной площади. Эта разница имеет существенное значение для определения приоритета при размещениях загущающих скважин.

Известно, что природный газ, добытый из плотного газового коллектора или коллектора метана в угольном пласте, состоит из разных изотопных форм метана (СН₄) и разных изотопных форм других углеводородных компонентов природного газа, таких как этан (С₂Н₆), пропан (C₃H₈), бутан (С₄Н₁₀) и пентан (C₅H₁₂). Так, углерод имеет два главных стабильных изотопа (¹²С и ¹³С) и водород имеет два стабильных изотопа (¹Н и ²Н (называемый также дейтерий, D). Соответственно, метан находится в разных изотопных формах: ¹²СН4, ¹²CH₃D, ¹²CH₂D₂, ¹²CHD₃, ¹²CD₄, ¹³CH₄, ¹³CH₃D, ¹³CH₂D₂, ¹³CHD₃ и ¹³CD₄). Известно, что месторождения природного газа кроме углеводородных газов могут содержать другие газы, такие как диоксид углерода (CO₂), азот и инертные газы, такие как гелий, неон и аргон. Известно также, что все эти дополнительные газы находятся в разных изотопных формах. Так, имеются две стабильные изотопные формы азота (¹⁵N/¹⁴N), две стабильные изотопные формы гелия (³He/⁴He), три стабильных изотопа неона (²⁰Ne/²¹Ne/²²Ne) и три стабильных изотопа аргона (³⁶Ar/³⁸Ar/⁴⁰Ar).

Естественное изменение изотопа ¹²С в природе обычно находится в пределах 0,98853-0,99037 (мольная доля), тогда как естественное изменение изотопа ¹³С в природе обычно находится в пределах 0,00963-0,01147 (мольная доля). Обычно ¹Н (водород) содержится в природе в избытке в количестве более 99,98%, тогда как ²H (дейтерий, D)) составляет 0,0026-0,0184% от мольной доли проб водорода на земле. Изотопные отношения ¹³С/¹²С и ²H/¹Н (D/H) обычно обозначаются в виде дельты δ (δ¹³С, δ²Н (или δD), что означает изменение в частях на тысячу (‰) от международного стандартного состава. В качестве международного стандартного состава обычно применяют стандартный состав для углерода Pee Dee Belemnite (PDB) и стандартный состав для водорода Standard Mean Ocean Water (SMOW).

Известно, что разные изотопные формы метана могут разделяться на фракции в ходе разных естественных и индуцированных процессов. Соответственно, сообщается, что разные изотопные формы метана могут разделяться на фракции в процессе испарения или генерирования газа при образовании керогена (Whiticar, M.J. (1996) "Stable isotope geochemistry of coals, humic kerogens and related natural gases", International Journal of Coal Geology 32, 191-215). Также сообщается, что δ¹³С метана, добытого из угольных пластов бассейна Сан Хуан, находится в пределах от -42- до -48‰, тогда как δD находится в пределах от -200 до -250‰ (Zhou, Z, Ballentine, C.J., Kipfer, R, Schoell, M & Thibodeaux, S (2005) "Noble gas tracing of groundwater/coalbed methane interaction in the San Juan Basin, USA", Geochimica et Cosmochimica Acta 69, 5413-5428). Сообщается, что точность аналитических данных находится в области 0,1‰ для δ¹³ и 1‰ для δD.

Также сообщается, что добычу газа из угольных пластов можно рассматривать как трехступенчатый процесс: (1) десорбция из угольной матрицы; (2) миграция сквозь микропоры в угольной матрице и (3) миграция сквозь макропоры и трещины в угольной матрице в направлении продуктивной скважины (Alexeev, A.D., Feldman, E/P. & Vasilenko, T.A. (2007), "Methane desorption from a coal-bed". Fuel 86, 2574-2580). Разные изотопные формы углеводородных компонентов природного газа (например, изотопные формы метана), изотопные формы диоксида углерода или изотопные формы других газообразных компонентов природного газа (например, азота или гелия) имеют тенденцию к разделению на фракции на первых двух ступенях. В сущности, молекулы, содержащие легкие изотопы, будут десорбироваться быстрее из угольной матрицы, чем молекулы, содержащие более тяжелые изотопы (если молекулы являются разными изотопными формами одного и того же компонента газа). Кроме того, молекулы, содержащие более тяжелые изотопы, будут замедляться в большей степени, чем молекулы, содержащие более легкие изотопы, благодаря хроматографическим эффектам во время прохождения газа через микропоры угольной матрицы. Относительное значение этих двух механизмов является предметом дискуссии (Strapoc, D., Schimmelmann, A.& Mastalerz, M. (2006) "Carbon isotopic fractionation of CH₄ and CO₂ during canister desorption of coal". Organic Geochemistry 37, 152-164). Каков бы ни был точный механизм, известно, что в таких процессах, как десорбция, испарение или газовая хроматография, исходные газы, добытые из угольной матрицы, содержат легкие изотопы, постепенно становясь тяжелее по мере продолжения процесса десорбции. Аналогичный процесс разделения на фракции будет иметь место в "не угольных" плотных газовых коллекторах, например, разделение на фракции изотопных форм метана может наблюдаться благодаря газохроматографическим эффектам по мере прохождения газа по извилистой траектории через мелкие поры относительно непроницаемой породы коллектора в направлении продуктивной газовой скважины. Таким образом, степень изотопного разделения на фракции одного или более компонентов газа, добытого из плотного газового коллектора или из коллектора метана в угольном пласте, можно использовать как индикатор хода в процессах, подобных добыче газа.

В настоящее время установлено, что степень изотопного разделения на фракции одного или более компонентов добытого природного газа можно калибровать в терминах коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной, которая проникает в плотный газовый коллектор или коллектор метана в угольном пласте, так что изотопный состав компонента добытого газа можно использовать для получения оценки текущего коэффициента газоотдачи для продуктивной газовой скважины.

Таким образом, целью настоящего изобретения является получение уточненной оценки коэффициента газоотдачи, которая основана на калиброванном соотношении между изменениями изотопного состава одного или более компонентов добытого газа и коэффициентом газоотдачи для объема, дренированного продуктивной газовой скважиной. Зная объем добытого газа и коэффициент газоотдачи, можно более точно оценить объем, дренированный скважиной, что позволит более точно оценить полезность загущающей скважины. Предполагается также возможность применения способов моделирования коллектора для определения картины изменения во времени показателей изотопов и тем самым получения оценки формы и размера объема, дренируемого скважиной. Другой целью настоящего изобретения является получение максимальной пользы от каждой загущающей скважины для плотного газового коллектора или коллектора МУП путем оптимального размещения каждой загущающей скважины. Еще одной целью настоящего изобретения является максимизация общей пользы от проекта бурения для уплотнения сетки скважин путем исключения неоправданных затрат на бурение скважин в тех местах, газ из которых уже был дренирован.

Таким образом, настоящее изобретение относится к способу оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного по меньшей мере одной продуктивной газовой скважиной, которая проникает в плотный газовый коллектор или коллектор метана в угольном пласте, при этом способ включает:

(а) калибровку изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента газа, добытого из газовой скважины, с ростом коэффициента газоотдачи;

(б) получение пробы добытого газа из продуктивной газовой скважины, и анализ пробы для получения изотопного состава компонента добытого газа;

(в) использование калибровки, полученной на шаге (а), и изотопного состава, определенного на шаге (б), с целью оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной;

(г) использование оценки коэффициента газоотдачи, определенной на шаге (в), и совокупного объема газа, добытого газовой скважиной, для определения объема, дренированного газовой скважиной, и

(д) необязательно (опционно), периодическое повторение шагов (б) - (г) для определения любого увеличения во времени коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной, и любого увеличения во времени объема, дренированного газовой скважиной.

Настоящее изобретение применимо для плотных газовых коллекторов или коллекторов метана в угольном пласте. Предпочтительно, плотный газовый коллектор имеет эффективную проницаемость менее 0,001 дарси. Соответственно, плотный газовый коллектор представляет собой коллектор газоносного песка или сланцевого газа.

Предпочтительно, способ осуществления настоящего изобретения применяют для оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного каждой из множества продуктивных газовых скважин, которые проникают в плотный газовый коллектор или коллектор метана в угольном пласте. Способ осуществления настоящего изобретения также позволяет оценить дренируемый объем для каждой из множества продуктивных газовых скважин. С помощью оценки дренированного объема для каждой действующей (существующей) газовой скважины (и, возможно, комбинирования этих данных с геологическими данными для коллектора) специалист может оценить, имеются ли какие-либо недренированные объемы, расположенные между действующими газовыми скважинами, и размер этих недренированных объемов. Специалист может также определить, имеются ли слабо дренированные объемы (объемы с низким коэффициентом газоотдачи). Таким образом, можно определить оптимальное расположение загущающих скважин для обеспечения доступа к этим недренированным объемам и/или слабо дренированным объемам. Специалист может также решить не бурить загущающую скважину, если было установлено, что объем, расположенный между действующими газовыми скважинами, уже дренирован действующими газовыми скважинами. Другим преимуществом способа осуществления настоящего изобретения является то, что добычу газа из плотного газового коллектора или коллектора метана в угольном пласте можно оптимизировать, зная изменения объема, дренированного каждой газовой скважиной, и изменения коэффициентов газоотдачи для дренированного объема каждой газовой скважины. Например, можно оценить продуктивность действующих газовых скважин, смежных с недренированным объемом (или слабо дренированным объемом). Если установлено, что по меньшей мере одна из действующих газовых скважин добывает газ с высокой эффективностью (высокий коэффициент газоотдачи и высокая совокупная добыча газа), и сделан вывод, что эта эффективная газовая скважина может дренировать недренированный объем, добыча газа из этой эффективной газовой скважины может быть увеличена, тогда как добыча газа из одной или более менее эффективных газовых скважин может быть снижена.

В соответствии с вышеуказанным, природный газ, добытый из плотного газового коллектора или из коллектора метана в угольном пласте, представляет собой природную смесь углеводородных газов, обычно содержащую метан (СН₄) в качестве главного компонента с меньшими количествами этана (С₂Н₆), пропана (С₃Н₈), бутана (С₄Н₁₀), пентана (С₅Н₁₂) и других углеводородов. Кроме углеводородных газов природный газ может содержать другие газы, включая диоксид углерода, азот, сероводород и инертные газы, такие как гелий, неон и аргон. Все эти газы могут находиться в разных изотопных формах.

Не ограничиваясь любой теорией, предполагается, что разные изотопные формы газообразных компонентов природного газа разделяются на фракции в процессе добычи газа из плотного газового коллектора или коллектора метана в угольном пласте, так что с ростом коэффициента газоотдачи растет количество более тяжелых изотопных форм,. Таким образом, было установлено, что изотопные составы углеводородных компонентов добытого газа (δ¹³С и/или δD) систематически изменяются с ростом коэффициента газоотдачи. Аналогичным образом, изотопные составы не углеводородных компонентов добытого газа (например, δ¹³С диоксида углерода, δ¹⁵N азота или δ³ Не гелия) будут систематически изменяться с ростом коэффициента газоотдачи.

Известно, что концентрации молекулярных компонентов газа, добытого из газовой скважины, проникающей в плотный газовый коллектор или коллектор метана в газовом пласте, также систематически изменяются с ростом коэффициента газоотдачи. Таким образом, с ростом коэффициента газоотдачи добывают все большие количества высокомолекулярных компонентов. Поэтому целью настоящего изобретения является определение изменений во времени концентраций разных молекулярных компонентов добытого газа и также изменений во времени соотношений концентраций этих молекулярных компонентов (например, увеличений во времени отношения CO₂ к СН₄). Соответственно, можно комбинировать данные, относящиеся к изменениям молекулярного состава одного или более компонентов добытого газа, с данными, относящимися к изменениям разных изотопных форм одного или более компонентов добытого газа, для получения дополнительной информации или обеспечения большей точности при расчете коэффициента газоотдачи.

Калибровку на шаге (а) можно определить эмпирическим путем, например, нанося кривую или прямую линию на график зависимости изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента добытого газа от роста коэффициента газоотдачи. В частности, кривую или прямую линию можно нанести на график δ¹³С или δD для углеводородного компонента добытого газа, например, метана. Однако, предусматривается также, что можно применить один или более методы математического моделирования для калибровки изменений изотопного состава компонента добытого газа с ростом коэффициента газоотдачи. Преимущество модельного подхода заключается в том, что он позволяет специалисту определить теоретическую форму кривой (или прямой линии), которая должна соответствовать экспериментальным данным. Это имеет значение при разбросе экспериментальных данных, когда экспериментальным данным могут соответствовать более одной кривой (и/или прямой линии).

В настоящее время установлено, что разделение на фракции изотопного состава газа можно моделировать как продесс дистилляции Рэлея (см. Rayleigh J.W.S. (1896), "Theoretical considerations respecting the separation of gases by diffusion and similar processes", Philos. Mag. 42, 493-593; Ray, and J.S. & Ramesh, R (2000), "Rayleigh fractionation of stable isotopes from multicomponent source", Geochimica et Cosmochimica Acta 64, 299-306). Таким образом, разделение на фракции изотопных составов газа можно моделировать как процесс дистилляции Рэлея (Rayleigh), применяя следующее уравнение:

$$\delta i-\delta r=1000\left(\alpha -1\right)\ln f\begin{array}{cccc}& & & \end{array}\left(уравнение1\right)$$ ,

где δi является исходным изотопным составом газового компонента, δr является изотопным составом газового компонента для остаточного газа, когда остается часть f от исходного количества (т.е. когда часть 1 - f была удалена) и α является изотопным коэффициентом разделения для газового компонента. Эта формула устанавливает соотношение между коэффициентом газоотдачи (1 - f) и составом остаточного газа (δr). Применяя уравнение материального баланса (определяющее, что остаточный газ плюс добытый газ = исходному газу), получают соотношение между коэффициентом газоотдачи (1 - f) и составом добытого газа (δр):

$$\delta р=\left(\delta i-f\delta r\right)/\left(1-f\right)\begin{array}{cccc}& & & \end{array}\left(уравнение2\right)$$

Однако специалист поймет, что можно применить другие подходы при моделировании разделения на фракции изотопных составов газа, и настоящее изобретение не должно рассматриваться как ограниченное применением вышеуказанной модели дистилляции Рэлея.

Модель дистилляции Рэлея можно вывести, применяя показатели разделения на фракции, полученные для молекул, имеющих разные изотопы углерода (¹²С и ¹³С) и/или показатели разделения на фракции, полученные для молекул, имеющих разные изотопы водорода (¹H и ²H (D), и/или показатели разделения на фракции, полученные для разных изотопных форм азота, гелия, неона или аргона. Например, при росте добычи газа будут наблюдаться изменения в изотопном составе углерода и водорода метана, изотопном составе углерода и водорода других углеводородных компонентов природного газа (таких как этан, пропан, бутан и пентан) и изотопном составе углерода диоксида углерода. Изменения, наблюдаемые в изотопном составе водорода метана, могут быть больше или меньше, чем изменения, наблюдаемые в изотопном составе углерода метана в зависимости от значений изотопных коэффициентов разделения (α) углерода и водорода. Если молекулы метана, содержащие разные изотопы водорода, разделяются на фракции по-разному до молекул метана, содержащих разные изотопы углерода, то комбинирование изотопного анализа углерода и изотопного анализа водорода добытого метана может дать дополнительную информацию или обеспечить большую точность при оценке коэффициента газоотдачи.

Главной неизвестной величиной для модели дистилляции Рэлея является коэффициент разделения на фракции а, который можно вывести эмпирически при использовании вышеуказанного уравнения 1. Однако, если значение а уже известно для плотного газового коллектора подобного типа или коллектора метана в угольном пласте, то определение значения а для рассматриваемого коллектора может не потребоваться. В качестве альтернативы, для рассматриваемого коллектора можно применить коэффициент изотопного разделения на фракции α, который был определен экспериментально для аналогичной системы. Одним из подходящих аналогов является разделение на фракции изотопов углерода метана в процессе генерирования газа при термическом формировании угля ((Whiticar, M.J.(1996), "Stable isotope geochemistry of coals, humic kerogens and related gases". International Journal of Coal Geology 32, 191-215; и Berner, U., Faber, E. & Stahl, W.(1992), "Mathematical simulation of the carbon isotopic fractionation between huminitic coals and related methane Chemical Geology", Isotope Geoscience, Section 94, 315-319). В этом аналоге коэффициент изотопного разделения на фракции α для изотопов углерода метана был определен экспериментально и составил 1,003.

Шаг калибровки (а) можно осуществить с помощью экспериментов по десорбции в контейнере, выполняемых на пробе коллекторской породы (или пробе угля из коллектора метана в угольном пласте) для определения изменений в изотопном составе (δ¹³С и/или δD) одного или более углеводородных компонентов газа, который постепенно десорбируется из пробы коллекторской породы (или угля). Как правило, пробу коллекторской породы получают отбором пробы керна (скважина, пройденная с отбором керна или с боковым пробоотбором) при давлении в коллекторе и перед какой-либо добычей газа из скважины. Пробу керна затем помещают в контейнер и немедленно отправляют в лабораторию для изотопного анализа газа, содержащегося в пробе керна. Однако предусматривают также, что эксперимент по десорбции в контейнере можно выполнить в лабораторий на месте добычи. Изменения изотопного состава одного или более компонентов газа с ростом десорбции газа из пробы устанавливают с помощью анализа в оперативном режиме. Изменения молекулярного состава одного или более компонентов газа также устанавливают с помощью анализа в оперативном режиме. Как правило, анализ газа в оперативном режиме выполняют для определения содержания метана, δ¹³С метана, δD метана, содержания СО₂ и δ¹³С СО₂. Затем данные по изотопному составу коррелируют или калибруют с коэффициентом газоотдачи при использовании вышеописанной простой теоретической модели. Возможно, данные по молекулярному составу (например, отношение СО₂:СН₄) можно также коррелировать или калибровать с коэффициентом газоотдачи.

В качестве альтернативы, шаг калибровки (а) можно выполнить путем определения изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента газа, полученного из продуктивной скважины в течение определенного периода времени. Таким образом, отслеживают совокупный добытый объем для продуктивной газовой скважины и отбирают пробы газа с регулярными интервалами. Например, определяют изменения δ¹³С метана и/или δD метана за определенный период времени и затем получают исходный δ¹³С метана и/или δD метана, экстраполируя кривую зависимости δ¹³С метана или δD метана добытого газа от коэффициента газоотдачи к нулевому коэффициенту газоотдачи, тем самым получая оценку δ¹³С и/или δD метана при нулевом коэффициенте газоотдачи (т.е. оценку δi перед какой-либо добычей газа из коллектора). Соответственно, отпадает необходимость в калибровке с применением экспериментов по десорбции в контейнере.

После шага калибровки (а) пробу газа отобрают из одной или более продуктивных скважин и анализируют для определения изотопного состава по меньшей мере одного компонента пробы газа, например, δ¹³ C и/или δD метана. Как правило, пробу газа низкого давления отбирают на устье скважины или вблизи его, применяя надлежащий сборник, который затем направляют в лабораторию для изотопного анализа. В качестве альтернативы, изотопный анализ пробы газа можно выполнить на месте добычи. Затем изотопный состав по меньшей мере одного компонента пробы газа, например, метана, применяют для оценки коэффициента газоотдачи для продуктивной газовой скважины, используя калибровку, полученную на шаге (а). Комбинирование коэффициента газоотдачи с совокупным объемом добытого газа позволяет оценить дренируемый объем для продуктивной газовой скважины. Оценка дренированного объема для одной или более, предпочтительно для всех действующих продуктивных газовых скважин, позволяет оценить степень, до которой дренированы объемы между продуктивными газовыми скважинами, например, могут быть недренированные или слабо дренированные объемы. Это, в свою очередь, позволяет определить полезность потенциального расположения загущающей скважины, в особенности, когда предложенное расположение загущающей скважины находится вблизи действующей газовой скважины. Комбинирование дренированного объема с геологической информацией, относящейся к толщине коллектора, позволяет оценить дренажную площадь. Форму дренированной площади можно предсказать, комбинируя оценку дренажной площади с дополнительной геологической информацией о коллекторе, такой как проницаемость коллекторской породы в разных направлениях. Таким образом, комбинирование оценки дренируемого объема с геологической информацией для предсказания дренажной площади и, возможно, формы дренажной площади для одной или более действующих газовых скважин позволяет более точно определить полезность потенциальной загущающей скважины.

Преимущество настоящего изобретения заключается в том, что оно позволяет улучшить управление плотными газовыми коллекторами или коллекторами метана в угольном пласте, в частности, определить оптимальное размещение и расстановку загущающих газодобывающих скважин, тем самым увеличивая газоотдачу из плотного газового коллектора или коллектора метана в угольном пласте. Специалист поймет, что бурение загущающих скважин в плотных газовых коллекторах и коллекторах метана в угольном пласте связано с высокими затратами, в основном, при постепенно сближающейся со временем расстановке скважин. Оптимизируя размещение и расстановку подобных загущающих скважин, или принимая решение не бурить загущающую скважину, можно уменьшить число этих скважин. В результате будет получена значительная экономия в противном случае непроизводительных расходов на бурение.

Известно, что изотопный состав может меняться в пространстве внутри плотных газовых месторождении или плотных месторождений метана в угольном пласте. Если изменение изотопного состава газа внутри плотного газового месторождения или месторождения метана в угольном пласте минимально, способ осуществления настоящего изобретения требует проведения лишь одной калибровки. Таким образом, отбор образца породы из плотного газового месторождения или месторождения метана в угольном пласте может быть произведен в единственном месте (бурением разведочной скважины или отбором образца породы из стенок действующей скважины с последующим проведением эксперимента по десорбции в контейнере с анализом во времени десорбированного газа в оперативном режиме). Однако, при пространственном изменении изотопного состава газа можно составить карту месторождения для определения изотопного состава газа для групп продуктивных скважин. Соответственно, для каждой группы продуктивных скважин требуется калибровка. Если изотопный состав газа меняется от скважины к скважине, калибровку требуется проводить для каждой отдельной скважины. Однако, в соответствии с вышеуказанным, можно полностью избежать лабораторной калибровки путем получения временного ряда анализов газа из продуктивной газовой скважины. При этом будет создан набор данных, который позволит определить исходный изотопный состав компонента добытого газа, в частности метана, путем подбора кривой, а не прямого измерения.

Известно также, что часть газа, добытая из объема (или площади), дренированного газовой скважиной, плотного газового коллектора или МУП коллектора будет меняться с расстоянием от скважины. Объемы (или площади), близкие к скважине, дают намного большую часть от их исходного газа в месте добычи, чем отдаленные объемы (или площади), которые близки к нестационарному фронту нагнетания. Соответственно, давление в коллекторе возрастает с ростом расстояния от продуктивной газовой скважины, пока не достигнет исходного давления в коллекторе. Известно также, что когда две газовые скважины имеют одинаковые дренируемые объемы и коэффициенты газоотдачи, изменения давления с расстоянием от продуктивной скважины (часто упоминаемые как "эффективность вытеснения") могут значительно отличаться. Например, газ может относительно равномерно добываться из объема, дренируемого скважиной, или может наблюдаться значительно меньшая добыча газа с краев дренируемого объема. Как правило, наносят на карту изобары давления (контурные линии одинакового давления) для объема, дренируемого продуктивной газовой скважиной (или площади), тем самым обеспечивая визуализацию изменений давления в коллекторе в объеме, дренируемом скважиной (или площади). Известно также, что если газовая скважина ведет добычу из более чем одного плотного газового коллектора или более чем одного угольного пласта (расположенного на разных глубинах), газоотдачи в каждом коллекторе или угольном пласте могут отличаться между собой. Изотопный состав добытого газа дает общий средний волюметрический коэффициент газоотдачи из всего доступного объема (дренированного объема) газовой скважины. Однако, предусматривается, что настоящее изобретение можно применять в сочетании с углубленным описанием коллектора и техникой моделирования для вывода пространственного распределения газоотдачи вокруг продуктивной газовой скважины, включая разные коллекторы или угольные пласты. Этого можно достичь, сочетая разные измерения (например, δ¹³С или δD метана, δ¹³С диоксида углерода или показатели молекулярного состава газа) или путем повторных измерений этих параметров во времени, тем самым создавая общую характеристическую кривую, которую можно смоделировать и привести в соответствие с различными возможными сценариями. Например, полагают, что форму кривой изотопного состава по меньшей мере одного компонента добытого газа (например, δ¹³С метана или δD метана) во времени (т.е. с ростом газоотдачи) можно применить для прогнозирования изменений в эффективности вытеснения для дренированного объема (или площади) продуктивной газовой скважины.

Информация, содержащая рабочие характеристики, которую получают, применяя способ осуществления настоящего изобретения, включает, но не ограничивается этим, коэффициент газоотдачи, эффективности дренажа и вытеснения, объем, дренируемый скважиной, дренажную площадь и форму дренажной площади для каждой газовой скважины и пространственное распределение дренированного объема коллектора.

Настоящее изобретение далее будет проиллюстрировано со ссылкой на следующие чертежи и примеры.

Фиг.1 показывает диаграмму зависимости δ¹³С метана для добытого газа (δр) от коэффициента газоотдачи, полученного из уравнений 1 и 2 модели дистилляции Рэлея настоящего изобретения, для значения α 1,003 и исходного значения δ¹³С - 54,8‰. При условии, что δ¹³С можно регулярно измерять с точностью примерно 0,1‰, эта диаграмма показывает, что изотопный состав газа является чувствительным индикатором коэффициента газоотдачи.

Пример 1

Добычу газа из иллинойского угольного бассейна ранее исследовали, применяя эксперименты по десорбции, как описано Strapoc, D., Schimmelmann, А. & Mastalerz, M. (2006) "Carbon isotopic fractionation of CH₄ and СО₂ during canister desorption of coal", Organic Geochemistry 37, 152-164.

Strapoc и др. модифицировали контейнерное устройство десорбции (устройство, обычно применяемое для измерения количества газа, содержащегося в угле, в котором пробу угля помещают в герметичный контейнер, откуда выделяется газ в период от недель до месяцев) для отбора проб с целью анализа изотопного состава газа. Пробы газа анализировали для определения δ¹³С метана, и было установлено увеличение содержания тяжелых изотопов в метане при нарастающей добыче газа. Нижеследующая таблица 1 показывает данные, опубликованные Strapoc и др., для изотопных анализов в автономном режиме газа, десорбированного из пробы угля V-3/1.

Таблица 1 День десорбции Часть газа, десорбированного ко дню отбора пробы δ¹³С CH₄ (‰) 1 0,14 -57,42 2 0,25 -57,60 3 0,31 -57,05 5 0,37 -57,03 7 0,47 -56,70 8 0,51 -56,23 15 0,59 -56,56 36 0,77 -56,64 50 0,84 -56,06 64 0,89 -55,68

Эти данные, также показанные на фиг.2, наложены на кривую фиг.1, которая была промоделирована при использовании модели дистилляции Рэлея настоящего изобретения. Экспериментальные данные Strapoc и др. полностью соответствуют промоделированной кривой при применении соответствующего значения δ¹³С метана из иллинойского бассейна -54,8‰ и опубликованного значения α 1,003. Пример показывает, что данные Strapoc и др. можно промоделировать как процесс дистилляции Рэлея, что позволяет количественно прогнозировать коэффициент газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной.

Таблица 2 показывает дополнительные данные, опубликованные Strapoc и др., для изотопных анализов в оперативном режиме газа, десорбированного из керна угля V-3/1, и для анализов в автономном режиме газа, десорбированного из керна угля I1-3/2.

Таблица 2 Проба День десорбции Доля газа, десорбированного ко дню отбора пробы δ¹³С CH₄ (‰) V-3/1 (оперативный режим) 1 0,14 -57,60   5 0,37 -57,38   15 0,59 -56,94   36 0,77 -56,55   50 0,84 -56,35 I1-3/2 (автономный режим) 5 0,40 -56,86   57 0,89 -56,02   95 0,98 -55,55

Эти данные, также показанные на фиг.3, соответствуют промоделированной кривой, полученной путем использования исходного значения δ¹³С - 55,4‰ и значения α 1,0025 в модели дистилляции Рэлея настоящего изобретения.

Было установлено, что опубликованные экспериментальные данные Strapoc и др. соответствуют модели дистилляции Рэлея настоящего изобретения и эмпирическому значению а примерно 1,003. Было также установлено, что промоделированные кривые, выведенные из модели дистилляции Рэлея настоящего изобретения, можно применить для прогнозирования коэффициента газоотдачи на основе δ¹³С метана добытого газа.

Изобретение относится к способу исследования, обеспечивающего оценку части природного газа, добываемого из плотных газовых коллекторов, с помощью анализа изотопного состава извлеченного газа и корреляции этого изотопного состава с коэффициентом газоотдачи. Технический результат направлен на получение уточненной оценки коэффициента газоотдачи, которая основана на калиброванном соотношении между изменениями изотопного состава одного или более компонентов добытого газа и коэффициентом газоотдачи для объема, дренированного продуктивной газовой скважиной. Способ оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного по меньшей мере одной продуктивной газовой скважиной, включает: калибровку изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента газа, добытого из газовой скважины, с ростом коэффициента газоотдачи. Взятие пробы газа, добытого из продуктивной скважины, и анализ пробы для получения изотопного состава компонента добытого газа. Использование калибровки, полученной ранее, и определенного изотопного состава для оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной. Использование оценки коэффициента газоотдачи и совокупного объема газа, добытого из газовой скважины, для определения объема, дренированного газовой скважиной. 8 з.п. ф-лы, 3 ил.

1. Способ оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного по меньшей мере одной продуктивной скважиной, проходящей сквозь плотный газовый коллектор или коллектор метана в угольном пласте, включающий шаги, на которых:
(а) осуществляют калибровку изменений изотопного состава по меньшей мере одного компонента газа, добываемого из газовой скважины, с ростом коэффициента газоотдачи;
(б) получают пробу добытого газа из продуктивной газовой скважины и анализируют эту пробу для определения изотопного состава компонента добытого газа;
(в) используют калибровку, полученную на шаге (а), и изотопный состав, определенный на шаге (б), для оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной;
(г) используют оценку коэффициента газоотдачи, определенную на шаге (в), и совокупный объем газа, добытого из газовой скважины, для определения объема, дренированного газовой скважиной, и
(д) необязательно, периодически повторяют шаги (б) - (г) для определения любого увеличения во времени коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной, и любого увеличения во времени объема, дренированного газовой скважиной.

2. Способ по п.1, в котором в коллектор проникает несколько существующих газовых скважин и в котором используют оценку коэффициента газоотдачи для объема, дренированного каждой существующей газовой скважиной, и оценку объема, дренированного каждой существующей газовой скважиной, для определения пространственного распределения дренированного объема коллектора и/или любых изменений коэффициента газоотдачи в дренированном объеме коллектора, и тем самым идентификации недренированных и/или слабо дренируемых объемов коллектора.

3. Способ по п.2, в котором расположение загущающей скважины выбирают таким образом, чтобы она проникала в недренированный или слабо дренированный объем коллектора.

4. Способ по любому из предшествующих пунктов, в котором плотный газовый резервуар имеет эффективную проницаемость менее 0,001 Д.

5. Способ по любому из пп.1-3, в котором газ, добытый из газовой(ых) скважин(ы), включает метан.

6. Способ по любому из пп.1-3, в котором для осуществления калибровки: получают пробу породы коллектора или угля в условиях коллектора и перед добычей газа из коллектора; подвергают пробу породы или угля десорбции газа и определяют изменения изотопного состава одного или более компонентов десорбированного газа при нарастающей десорбции газа из пробы; и калибруют изменения изотопного состава одного или более компонентов десорбированного газа с коэффициентом газоотдачи, применяя модель дистилляции Рэлея.

7. Способ по любому из пп.1-3, в котором для осуществления калибровки: определяют изотопный состав по меньшей мере одного компонента газа, добытого из газовой скважины за определенный период времени; экстраполируют диаграмму зависимости изотопного состава для компонента добытого газа от коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной, к нулевому коэффициенту газоотдачи, тем самым получая оценку изотопного состава компонента добытого газа при нулевом коэффициенте газоотдачи, и калибруют изменения изотопного состава компонента добытого газа с коэффициентом газоотдачи, применяя модель дистилляции Рэлея.

8. Способ по любому из пп.1-3, в котором шаг (а) включает калибровку изменений в δ¹³С и/или δD метана с ростом газоотдачи из коллектора.

9. Способ по любому из пп.1-3, в котором изменения молекулярного состава двух или более компонентов газа, добытого из газовой скважины, определяют за определенный период времени, и изменения во времени относительной концентрации(ях) двух или более компонентов используют для получения дополнительной информации, касающейся оценки коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной, или для увеличения точности расчета коэффициента газоотдачи для объема, дренированного газовой скважиной.