способ определения метаноносности угольных пластов

Формула изобретения

1. Способ определения метаноносности угольных пластов, включающий бурение скважин, отбор угольного керна, анализ и оценку метаноносности этого керна, отличающийся тем, что о метаноносности судят по комплексу определенных с помощью проведенных геофизических исследований скважин геологических признаков, представляющих собой изоморфно отображающую в динамике совокупность факторов, определивших газоносность угольного пласта в процессе геологической эволюции, изоморфное отображение совокупности геологических процессов осуществляют через определенные по данным геофизических методов геологические характеристики разреза, формализованные в виде установленной временной последовательности событий для группы пластов, несущих информацию о предыстории и послеистории образования угольного пласта, при этом данные признаки соотносят с результатами определения метаноносности по керну, а установленные соотношения распространяют на всю площадь месторождения для прогноза метаноносности по данным геофизических исследований других имеющихся скважин и решают задачу прогноза газоносности.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что решают задачу прогноза газоносности созданием образов объектов посредством существенных элементов и уже через их проявления распознаванием объекта и его свойств по совокупности определяемых элементов с получением значений - гипотез, а в качестве решения принимают гипотезу с максимальным значением вероятности.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве значений геологических признаков, сформировавших угольный пласт и его метаноносность, используют показатели метаморфизма угля, зольность, глубину залегания пластов, их мощность, строение и петрографический состав, коэффициент нарушенности, литологический тип и последовательность залегания слоев в почве и кровле угольного пласта, устойчивость угля и вмещающих пород в скважине, глубину почвы слоя абсолютную и по скважине, расстояние до уровня бурового раствора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области промысловой геофизики, а именно к комплексным геофизическим и петрофизическим исследованиям скважин метаноугольных месторождений, выполняемым с целью оценки содержания метана в угольных пластах.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявленному изобретению является способ определения метаноносности угольных пластов, заключающийся в бурении скважин, отборе угольного керна, анализе и оценке газоносности этого керна (Инструкция по определению и прогнозу газоносности угольных пластов и вмещающих пород при геологоразведочных работах. Москва, Недра, 1977, с.13-14) [1].

Известный способ обеспечивает достаточную точность единичного прогноза, однако является весьма трудоемким и дорогостоящим. Практикуемая, в связи с этим, фрагментарность выполняемого опробования не обеспечивает необходимую детальность и достоверность площадного геологического прогноза.

Техническим результатом изобретения является возможность получения массовой и достоверной оценки параметров газоносности угольных пластов по данным геофизических исследований скважин. Результат обеспечен применением разработанного способа, предполагающего использование в т.ч. комплексной динамической интерпретационной модели угольного пласта - коллектора, представляющей собой структурированный вектор формализованных переменных, изоморфно отображающий в динамике совокупность факторов, определивших газосоносность угольного пласта в процессе геологической эволюции.

Технический результат достигается тем, что в способе определения метаноносности угольных пластов, включающем бурение скважин, отбор угольного керна, анализ и оценку метаноносности этого керна, о метаноносности судят по комплексу определенных с помощью проведенных геофизических исследований скважин геологических признаков, представляющих собой изоморфно отображающую в динамике совокупность факторов, определивших газосоносность угольного пласта в процессе геологической эволюции, изоморфное отображение совокупности геологических процессов осуществляют через определенные по данным геофизических методов геологические характеристики разреза и формализованные в виде установленной временной последовательности событий для группы пластов, несущих информацию о предыстории и послеистории образования угольного пласта, при этом данные признаки соотносят с результатами определения метаноносности по керну, а установленные соотношения распространяют на всю площадь месторождения для прогноза метаноносности по данным геофизических исследований других имеющихся скважин и решают задачу прогноза газоносности.

Решают задачу прогноза газоносности, созданием образов объектов посредством существенных элементов и уже через их проявления распознаванием объекта и его свойств по совокупности определяемых элементов с получением значений - гипотез, а в качестве решения принимают гипотезу с максимальным значением вероятности.

В качестве значений геологических признаков, сформировавших угольный пласт и его метаноносность, используют показатели метаморфизма угля, зольность, глубину залегания пластов, их мощность, строение и петрографический состав, коэффициент нарушенности, литологический тип и последовательность залегания слоев в почве и кровле угольного пласта, устойчивость угля и вмещающих пород в скважине, глубину почвы слоя абсолютную и по скважине, расстояние до уровня бурового раствора.

Изобретение иллюстрируется графикой, на которой:

на фиг.1 показано изменение метаноносности угольных пластов в зависимости от современной глубины залегания и выхода летучих веществ;

на фиг.2 - связь газоносности угольных пластов с глубиной залегания и литологией непосредственной кровли. Шифр кривых - газоносность;

на фиг.3 - связь газоносности угольных пластов с глубиной залегания и зольностью. Шифр кривых - метаноносность;

на фиг.4 - связь величины содержания метана в угольных пластах с глубиной залегания и степенью природной нарушенности пласта. Шифр кривых - нарушенность пласта;

на фиг.5 - приведена литогенетическая модель угольного пласта, используемая для определения газоносности; представлена таблица составления образов интервальных значений метаноносности Bn;

на фиг.6 - представлена таблица составления образов интервальных значений метаноносности Bn;

Петрофизические особенности углей - коллекторов газа предопределили создание моделей нового типа - литогенетических, динамических моделей. Основой разработанного типа моделей является изоморфное отображение совокупности геологических процессов через определенные по данным геофизических методов геологические характеристики разреза и формализованные в виде установленной временной последовательности событий, определенных на множестве дискретных состояний. Геологическая сущность заявляемого способа заключается в следующем.

Сорбционные способности углей и их метаноносность сформировались в результате воздействия двух групп факторов - первичных (генетических) и вторичных (процессов углефикации). К первичным факторам следует отнести фациальные условия осадконакопления, определившие строение разреза, зольность угля и состав вмещающих пород. К вторичным относятся постдиагенетические факторы - температура и давление на глубине максимального погружения, определившие степень преобразования (марку) угля, показатели качества и содержание метаморфогенного метана. На Фиг.1 представлена схема изменения метаноносности (м³/т горючей массы) угольных пластов в зависимости от марочного состава (выхода летучих веществ V ^daf, %) и современной глубины залегания (м).

На результаты совместного воздействия этих двух групп факторов накладывается влияние регрессивно-эпигенетических процессов, наиболее ярко проявляющихся в зонах тектонической нарушенности и гипергенеза. Эти процессы оказывают существенное влияние на перераспределение параметров газового поля в угленосной толще (Гречухин В.В. Петрофизика угленосных формаций, Москва, Недра, 1990, 360 с.) [2].

Существенной характеристикой рассматриваемой системы уголь - вмещающие породы является ее герметичность. Этот фактор определяет внутрипоровое давление в угольном пласте, тем большее (на равных стадиях углефикации), чем ниже проницаемость боковых пород. Герметичность системы в основном определяет тип пород покрывающих и подстилающих угольный пласт (Фиг.2). Повышенное давление метаморфогенных газов затрудняет процессы десорбции метана, а также процесс отщепления боковых цепей углеводородных и углеродных сеток с выделением летучих компонентов. Чем выше герметичность системы, при прочих равных условиях, тем выше сорбционная способность угля. Изменение зольности оказывает влияние на проницаемость угольного пласта (Фиг.3). Следовательно, система уголь - вмещающие породы предопределяет естественное доинверсионное распределение метаноносности угольных пластов.

Последующие регрессивно-эпигенетические воздействия, обусловленные тектонической нарушенностью и гипергенезом приводят к существенному изменению герметичности системы и, следовательно, к перераспределению газосодержания в угольных пластах. Нарушенность системы качественно проявляется на показаниях геофизических методов, а влияние гипергенетических преобразований хорошо коррелируется с современной глубиной залегания (Фиг.4).

Таким образом, совместное воздействие перечисленных факторов формирует угольный пласт, его характеристики, выражающиеся через морфологию, петрографический состав, восстановленность, степень метаморфизма, окисленность, нарушенность, газоносность и физические свойства. Формализация этих геологических показателей позволяет создать модель угольного пласта - коллектора.

В качестве множеств элементов, формирующих модель, можно рассматривать такие элементы, как:

1) содержание в пласте продуктивного, генерирующего метан углистого вещества, выражающегося через показатель зольности;

2) степень герметичности системы уголь - боковые породы, выражающаяся через проницаемость и мощности вмещающих пород;

3) метаморфизм, проявляющийся в закономерностях пространственного изменения физических свойств пород и углей и выражающийся через максимальную глубину погружения пород в период прогрессивного погружения;

4) выветрелость и окисленность угольного пласта определяется степенью воздействия зоны гипергенеза, выражающиеся через глубину залегания пласта от дневной поверхности;

5) нарушенность тектоническая, проявляющаяся в прочности пород и углей и выражающиеся через коэффициент устойчивости пород в стенках скважин.

Решение задачи прогноза газоносности предполагает создание образов объектов посредством (существенных) элементов и уже через их проявления осуществлять решение обратной задачи - по совокупности определяемых элементов распознавать объект и его свойства. При этом связи между свойствами объекта рассматриваются не как детерминированные, а как детерминированно-стохастические, что позволяет создавать вероятностные модели объектов путем использования вероятностно-статистических математических методов.

Подобная модель может быть отнесена к классу вероятностных динамических моделей, при разработке которых предлагается использовать аппарат Марковских процессов (Вистелиус А.Б. Основы математической геологии. Ленинград, Нака, 1980 г., Харбух Дж., Бонэм-Картер Г. Моделирование на ЭВМ в геологии. Москва, Мир, 1974 г.) [3, 4].

Понятие цепи Маркова выделяет из совокупности всех возможных динамических систем (в том числе процесс осадконакопления) так называемые системы без последствия, или системы с отсутствием памяти. В отличие от детерминированных, стохастические системы (к которым относятся и геологические) без последствия обладают тем свойством, что по состоянию системы в момент времени (t-1) однозначно определяется не состояние системы в момент времени t, а лишь вероятность, с какой она в этот момент времени находится.

При изучении разрезов, представляющих собой чередование стратиграфических последовательностей слоев можно рассматривать любые интервалы в качестве «прошлого» (t-1) и «настоящего» (t) и тем самым воспользоваться марковским свойством для предсказания конечного состояния системы на основе изменения состояний во времени (в разрезе) ее элементов.

Таким образом, применение марковского подхода к изучению угленосных отложений позволяет в компактной форме охарактеризовать историю и условия образования и преобразования отложений и получить системную информацию о генетических факторах формирования качественных характеристик угольных пластов. Этот аппарат и был впервые в практике углеразведки применен для количественных определений метаноносности угольных пластов.

Исходя из изложенных выше геолого-геофизичских предпосылок, разработана модель качества углей, использующая марковский подход к изучению литологических последовательностей (Фиг.5).

В качестве признаков в ней применяются переходные вероятности литологических последовательностей в группе пластов, вмещающих угольный пласт. Такая группа пластов, несущая информацию о предыстории и послеистории образования угольного пласта названа «пакетом». Пакетная модель учитывает мощности непосредственной почвы, угольного пласта и непосредственной кровли.

Учет влияния вторичных (метаморфических) факторов в модели осуществляется путем определения на объекте исследования «координатных блоков» (Фиг.6).

Практическая процедура расчленения на блоки заключается в следующем. На карту (план) участка наносится прямоугольная координатная сетка произвольного масштаба, представляющая собой прямоугольные координаты X и Y. Координатой Z является глубина залегания. Каждая из координат X и Y делится на несколько (3-5) равных интервалов, которым присваиваются кодовые номера (целые, положительные). Для координаты Z разделение на интервалы осуществляется в соответствие с количеством ступеней метаморфизма. Таким образом, весь объем разведуемого участка делится на блоки. Их число определяется произведением количества интервалов по каждой из осей координат Nx·Ny·Nz. Определенные на марковской последовательности координаты однозначно обозначают положение изучаемого пласта в пространстве и, следовательно, локализуют область равного метаморфизма. Ранговые значения пространственных составляющих совместно с значениями литологической последовательности и степени нарушенности образуют вектор переходных состояний и ему приписывается значение газоносности (Bn) по данным лабораторных исследований угольных проб.

Таким образом, можно определить факторную составляющую системы:

[генетические] [прогрессивно-эпигенетические] [регрессивно-эпигенетические] [газоносность];

Следующий уровень - переход от факторной составляющей к последовательности признаков:

Z X Y Z L1 L2 L3 A^d Кн A^d L5 L6 L7 (h₃; h_y; h₅) В_i,

где Z, X, Y - индексы координат; L1...L7 - индексы литотипов в кровле и почве пласта; A ^d - индекс зольности; Кн - коэффициент нарушенности; h ₃; h_y; h₅ - значения мощности непосредственной почвы угольного пласта или пачки изучаемого угольного слоя и непосредственной кровли; B _i, - газоносность.

Построение марковской модели заключается в следующем: состояние (литотипы в стратиграфической последовательности и прочие факторы) в последовательных точках (интервалах) обозначаем Ait (t=1, 2, 3,..., n). Последовательность закодированных литотипов Ait смещаем на 1 шаг и получаем смещенную последовательность Ajt-1 (j=1, 2,..., N), для i и j идентичная индексация. Совместив две последовательности Ait и Ait-1 в точке

получим вектор GijI переходных состояний А:

GijI={A_it A_jt-1}; I(1, 2, 3,..., n)

Следующий этап - составление частотной матрицы |ij| (N×N). Элементы матрицы ij (i, j=1, 2,...N) равны числу пар (At, At-1), (t=1,..., t-1) таких, что At=i и At-1=j, i - строка частотной матрицы показывает число переходов из i-го состояния в любое возможное состояние, а i-й столбец - число переходов из любого возможного состояния в i-I. Накапливая все реализации последовательностей событий, необходимых для исследуемого объекта (системы), получаем матрицу накопленных частот.

Диагональные элементы матрицы представляют собой мощности слоев литотипов, поименованных номером строки, и обозначают собой абстрактное время нахождения переменной в данном состоянии.

Полученная матрица частот преобразуется в матрицу переходных вероятностей, элементы которой определяются следующим образом:

В знаменателе - сумма элементов i-й строки частотной матрицы, i-я строка матрицы переходных вероятностей показывает вероятности переходов из i-го состояния в любое возможное состояние, а j-й столбец - вероятности переходов из любого возможного состояния в i-e. При i=j показана вероятность продолжительности нахождения переменной в состоянии i. Сумма вероятностей в строке равна 1.0

По ранжированным значениям показателя (Bn) выделяются группы (подмножества) Bkn. Для каждой группы рассчитываются матрицы переходных вероятностей [3]. Каждой матрице присваивается значение математического ожидания параметра B в группе. Таким образом, решение прямой задачи сводится к составлению образов интервальных значений метаноносности Bn, приведенных в таблице.

Каждый интервал значений метаноносности определяется признаками в количестве (N·N), в качестве которых выступают состояния литологических последовательностей пространственного положения пластопересечений и степени нарушенности.

Решение обратной задачи - определение естественной метаноносности по марковской последовательности признаков, определенных на шкале показателя В, осуществляется путем наложения маски, образованной вектором признаков, последовательно на матрицы переходных вероятностей и вероятностной оценки последовательности событий, зафиксированных в векторе. Считая множество Bk полной группой событий, мы рассчитываем для пакета, содержащего изучаемый угольный пласт по набору матриц, относящихся к различным значениям метаноносности, вероятности перехода за t шагов из состояния 1 в состояние t для каждого значения Bk и получаем распределение вероятностей по шкале показателя В. Полученные значения P(Bk) являются гипотезами. В качестве решения принимается гипотеза с максимальным значением вероятности: B=max P (Bk).

Для построения литогенетической модели по геофизическим диаграммам определяются следующие характеристики: глубина почвы слоя (абсолютная и по скважине), расстояние до уровня бурового раствора, мощность слоя, литотипы слоев в кровле и почве и их мощности, коэффициент нарушенности. Предлагаемый способ определения газоносности опробован на месторождениях Донецкого и Кузнецкого бассейнов. Полученные погрешности не превышают пределов, установленных требованиями угольной промышленности.

Использование комплекса позволяет осуществлять оценку газоносности практически всех вскрытых скважинами угольных пластов, не изменяя при этом комплекс ГИС и не требуя дополнительных исследований. Методика позволяет выполнять оценку газоносности и по скважинам прошлых периодов разведки за счет переинтерпретации имеющихся по ним данных.