Аналитика



Основные сведения о промышленности природного газа

ГЛАВА I

ОСНОВНЫЕ СВЕДЕНИЯ

О ПРОМЫШЛЕННОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Природный газ начали применять в промышленности более 130 лет назад в Америке и несколько сот лет назад в Китае [1.5].

Добыча и транспорт природного газа составляют большую долю экономики США. В связи с этим были созданы методы проектирования добычи, транспорта, очистки от примесей и переработки природного газа.

Природный газ представляет собой смесь углеводородов парафинового ряда, из которых основную долю составляет метан (СН4) и меньшую — этан (СэНв), пропан (С3Н8) и бутан (С4Н10) с примесью неуглеводородных компонентов, таких, как азот, сероводород, углекислота, гелий и пары воды.

Природный газ залегает в порах горных пород либо в свободном состоянии (в чисто газовых месторождениях), либо в растворенном виде в нефти или конденсате. В этом случае он может быть представлен как летучая часть нефти.

Большое значение для инженера-газовика имеет знание геологии и условий залегания природного газа. Так, например, знание пластовой температуры и давления необходимо для подсчета запасов газа в пласте и оценки продуктивной характеристики скважин.

Инженеру часто приходится сравнивать стоимость различных видов топлива, поэтому он должен быть знаком и с элементами экономики.

§ 1. КРАТКИЙ ИСТОРИЧЕСКИЙ ОЧЕРК О ПРОМЫШЛЕННОСТИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Природный газ в США был открыт в 1821 г. во Фре-донии в штате Нью-Йорк и первое время использовался в качестве топлива в прилегающих к месторождению районах. В конце XIX века до появления электрической лампочки накаливания газ применялся для освещения. При этом газовые светильники горели круглые сутки, так как это было дешевле, чем платить за то, чтобы их гасить и снова зажигать каждый вечер.

В 1920-х и 1930-х годах было построено несколько газопроводов большой протяженности диаметром 22— 24" с допустимыми давлениями 28,1—42,2 ат, соединяющие газовые месторождения с промышленными районами. Большое количество газопроводов было построено сразу же после второй мировой войны. К этому времени успехи в сварке и изготовлении труб позволили строить газопроводы диаметром 30" с допустимым давлением до 70,3 ат.

После завершения строительства ряда новых газопроводов природным газом будут обеспечены практически все промышленные районы США и большая часть Канады. В табл. I. 1 представлены статистические данные о развитии добычи и изменении разведанных запасов газа США с 1920 по 1956 г.

В 30-х годах большая часть попутного нефтяного газа выпускалась в воздух или сжигалась в факелах. Так, на каждом из месторождений Оклахома Сити и Тэр-нер Вэлли за период с 1930 по 1934 г. было выпущено в воздух 28,3 млрд. м3 газа.

Сочетание таких факторов, как низкие цены на газ, постепенный рост в цене конкурирующих видов топлива и гарантия бесперебойного снабжения газом за счет кон-

Таблица I. 1

Статистические данные по нефтяной и газовой _промышленности США_

Г оды

Природный газ, млрд. мэ

Число скважин, пробуренных в течение года

Сырая нефть и конденсат, млн. м3

В течение года

запасы на конец года

Добыча в течение года

запасы нефти I и конденсата на конец 1 года

добыч а

потре

бление

сырая

нефть

кон

денсат

1956

308,9

291,0

6733,2

58 664

405,7

55,0

5777,1

1955

286,5

266,3

6335,1

56 414

384,6

50,9

5636,1

1954

267,0

247,6

5995,7

52 695

358,8

47,7

5533,6

1953

261,6

237,8

5988,2

49 966

367,4

48,0

5466,3

1952

244,7

266,9

5656,0

47 046

358,7

45,15

5239,8

1951

225,6

211,2

5488,7

46 766

352,0

42,45

5118,1

1950

195,2

177,9

5256,0

44 058

308,9

36,09

4695,9

1949

176,9

153,5

5108,4

39 497

289,2

31,48

3716,8

1948

170,1

145,8

4924,0

40 010

318,3

29,09

4264,2

1947

159,4

129,8

4699,1

33 798

294,1

25,44

3933,5

1946

140,0

114,1

4547,5

30 845

274,4

_

3821,4

1945

137,1

111,0

4185,4

27 140

276,0

_

3311,1

1944

134,0

105,1

3780,7

26 163

266,8

_

3331,3

1943

122,8

96,7

3115,2

20 820

239,0

_

3189,9

1942

104,8

86,46

3115,2

22 578

220,2

_

3192,8

1941

97,96

79,64

3232,8

33 332

223,2

_

3114,4

1940

94,33

75,33

2407,2

31 149

214,8

_

3024,6

1935

68,19

54,26

1755,8

24 581

158,4

_

1971,5

1930

55,03

1302,7

23711

142,8

_

2152,2

1925

33,64

651,4

26 412

121,3

_

1351,4

1920

22,60

424,8

34 029

70,27

1144,7

сервации открытых новых месторождений, а также удовлетворительная окупаемость первых газопроводов, способствовало в последние годы быстрому развитию газовой промышленности [1. 25].

В газовой промышленности можно выделить пять основных отраслей.

1.    Бурение и открытие новых месторождений. Разведочное бурение является основным средством детальной разведки месторождения. В настоящее время в США из каждых 100 разведочных скважин, пробуренных на нефть и газ, 38 непродуктивных, 52 дают нефть и 10 природный газ или газ с конденсатом. Для анализа поведения скважин при их эксплуатации и изучения геологического строения залежей необходимо знать свойства продуктивных пластов и их распределение по площади и мощности залежей. Эти данные получают путем проведения геофизических и гидродинамических исследований скважин и исследований кернов.

2.    Добыча газа попутно с жидкими углеводородами или без них. Этот раздел охватывает большой круг вопросов, в том числе геологию, технику и технологию разработки, подсчет запасов и дебитов газа. Например, изучение течения газа в пористых средах позволяет определить производительность каждой скважины на месторождении, добычу газа в целом из пласта и характер их изменения во времени. Эти данные необходимы для проектирования газопроводов.

3.    Очистка газа и отделение жидких углеводородов. В этом разделе рассматриваются проектирование и условия работы сепараторов для отделения нефти или конденсата на скважинах, отбензинивающих установок для извлечения газового бензина и сжиженного нефтяного газа (т. е. пропана и бутана), установок для очистки газа от сероводорода и углекислоты и установок для осушки газа. При проектировании рассматривают вопросы материального и энергетического баланса, фазовых превращений, сепарации и скорости процессов, происходящих в установках.

4.    Транспорт газа по магистральным газопроводам и распределение газа. Этот раздел охватывает большой круг вопросов, связанных с проектированием и работой обширной сети газопроводов с компрессорными станциями, которые обеспечивают подачу газа от месторождений к промышленным потребителям и населенным центрам. Во многих случаях для распределения природного газа в городах используется модернизированная распределительная система, служившая раньше для распределения искусственного газа.

5.    Подземное хранение газа. Так как газовые месторождения часто расположены на очень большом расстоянии от потребителей, то для покрытия сезонных колебаний в нагрузке газопроводов создаются подземные хранилища газа, расположенные вблизи потребителя.

Для всех указанных пяти отраслей газовой промышленности необходимо изучение поведения газа при высоком давлении.

При проектировании трубопроводов, газовых скважин, измерительных приборов и оборудования для добычи, транспорта и переработки газа необходимо знать физико-химические свойства газа (плотность, вязкость, теплопроводность и теплоемкость). Также большое значение для проектирования переработки газа имеет изучение фазового поведения многокомпонентных систем.

Природный газ и вода при высоких давлениях могут образовывать твердые гидраты выше 0° С, которые отлагаются в газопроводах и сооружениях и тем самым нарушают режим их работы. Таким образом, для решения вопросов, рассмотренных в пяти основных отраслях газовой промышленности, следует знать состояние природного газа при различных давлениях и температурах.

При решении технических проблем обычно выделяются три основных этапа: определение характера (природы) решаемой проблемы, получение основных исходных данных и последующее проектирование. Как правило, наиболее удобной формой является схематическое проектирование.

§ 2. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ГЕОЛОГИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Изучение строения земной коры и способности слагающих ее пород аккумулировать нефть и газ имеет большое значение для инженера, занимающегося добычей природного газа. Геология изучает также процессы, при которых формировались залежи. Многие из этих процессов происходят и до сих пор, что позволяет проверить сделанные предположения о способах образования месторождений.

Существует несколько отраслей геологии [I. 28, I. 40— I. 45, I. 51, I. 52, I. 54]. Их название складывается из таких слов, как гео — земля, петра — порода, литое — камень, и суффиксов логия — изучение или рассуждение, гра-фия — описание. Физическая геология — это наука о процессах, влияющих на земную поверхность, таких, как действие ветра, воды, льда и атмосферы. Историческая геология пытается проследить процессы, обусловившие создание земной коры, происхождение жизни и эволюцию растений и животных. Структурная геология трактует методы, с помощью которых определяются положение и форма различных звеньев земной коры, и изучает силы, которые привели к современным условиям залегания пород на различных глубинах и на поверхности. Стратиграфия раскрывает характер, последовательную зависимость, распределение и происхождение осадочных пород.

Несколько отраслей занимается изучением пород по типу и возрасту. Изучением пород с точки зрения их характера и строения занимается литология. Палеонтология классифицирует сведения о жизни в прошлые геологические эпохи с помощью изучения ископаемых и микроископаемых организмов. Минералогия и петрография имеют дело с физическими и химическими свойствами, классификацией и определением минералов или пород и с их генезисом.

Сидементация [1.58] — это процесс отложения осадков. Осадочные породы образовались в результате этого процесса. В основном нефть и газ содержатся в осадочных породах. Гидрогеология или геология грунтовых вод изучает законы движения воды через пористые среды и геологию земной коры в отношении способности различных пород пропускать воду.

Геофизика основана на применении законов физики к задачам геологии [I. 54, I. 48]. Например, законы распространения упругих волн, вызванных естественными причинами (например, землетрясением) или взрывами динамита, используются при сейсмических методах поисков структур. Отражение упругих волн от поверхности контакта пластов с различными физическими свойствами позволяет определить границы пластов и нанести их на карту. Для других методов, основанных на применении определенных свойств земной поверхности для изучения земных недр, используют магнитные поля, гравитационные поля и электрические свойства земли [I. 7]. Эти методы обычно основаны на определении аномалий в условиях залегания пород в земной коре.

Геохимия применяет законы химии для изучения геологии земли [I. 54]. Одним из важных методов в поисках нефти и газа является геохимический метод анализа почвы.

1. ИСТОРИЧЕСКАЯ ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ РАЙОНЫ

Историческая геология [1.4, 1.6, 1.28, 1.42, 1.50, 1.51] восстанавливает последовательные изменения в земле со времени образования ее твердой коры. Геологический масштаб времени был введен для того, чтобы показать периоды времени, в течение которых формировались различные пласты земной коры. Точка, в которой охлажде-

Рис. 1.1. Обнажение пород пенсильванского возраста в Северной Америке.

1 — породы послепенсильванского возраста: 2 — породы пенсильванского возраста:    3 — породы допенсильванского воз

раста.

ние поверхности земли привело к выпадению воды, на шкале геологического времени является нулевой по отношению к процессу образования осадочных пород. Размыв поверхностей гор и возвышенностей под действием дождя и ветра и последующее заполнение пониженных участков рельефа и впадин эрозионным материалом являются наиболее активными процессами, вследствие чего образуются пористые породы. Поднятие одних участков земной поверхности и опускание других происходят в результате движения земной коры, которые в некоторой степени подобны явлениям, наблюдаемым сейчас при землетрясениях.

Геохронологическая таблица (табл. I. 2) представляет шкалу геологического времени. [I. 28, 1.50, 1.51], разделенную на эры, периоды и эпохи. Возраст земли составляет 4,5 млрд. лет, его трудно представить человеку, учитывая, что его собственная жизнь меньше 100 лет, а период жизни на земле составляет примерно 5000 лет.

После того как вода сконденсировалась на поверхности земли, она заполнила ее пониженные участки. Разрушительная сила воды и сила водных потоков влияли на рельеф земной поверхности. Эрозия гор, снос и отложение осадков в морях происходят непрерывно. Кроме этого процесса, отмечаются постоянные колебания земной коры. Указанными факторами объясняется отсутствие в некоторых точках земли осадочных пород некоторых периодов.

Геологами составлены карты земной поверхности, на которых показаны современные границы обнажений осадочных пород, а также расположения морей, существовавших в течение различных геологических периодов. На

Рис. 1.2. Расположение морей пенсильванского возраста. Мелкие моря пенсильванского возраста наиболее интересны с точки зрения постоянного колебания в них уровня. Даже области, представленные на карте как постоянные области моря, фактически много раз поднимались и погружались. Как показано контуром западных и восточных штатов, континент был представлен большей областью, чем в настоящее время, вследствие образования гор в послепенсильванском периоде [I. 51].

1 — океанические области; 2 — расположение наиболее постоянных областей; 3 — области, затопленные в течение только одной части периода; 4 — незатоЛляемые области суши.

рис. I. I и I. 2 представлены обнажения пенсильванских отложений и расположение морей в этом периоде.

Докембрийский период охватывает период времени от формирования земли приблизительно до 500 млн. лет назад. Породы, образовавшиеся в этот период, делятся на три типа: I) изверженные продукты застывания (магмы); 2) метаморфические породы, которые изменили свой характер под действием высокого давления и температуры, и 3) осадочные. Примерами изверженных пород

Эра

Период

Эпоха

Нефтегазоносные формации

Четвертичный

Современная (плейстоцен)

Плиоцен 10

Репетто (Вентура, Калифорния)

Кайнозойская

Миоцен 15

Кроц Спрингс, Дип Лейк Эрат (Луизиана), Кеттлеман Хиле, Коалинга (Калифорния)

Третичный 70

Олигоцен 10

71

Эоцен 20

Кокфилд (Конро, Техас), Иэджа (Кейти, Техас)

Палеоцен

Мезозойская

Верхний мел 35 Нижний мел 20

Ланс

Монтана

Колорадо

Дакота

Команче

Вудбайн (Восточный Техас)

Меса Вердэ (Сан Хуан, Нью-Мехико, Калифорния)

Монро Чок (Луизиана)

130

Юра 40

Верхний

Средний

Нижний

Форт Сант Джон (Британская Колумбия)

Триас 35

Верхний

Средний

Нижний

Пермь 30

Верхний

Нижний

Хьюготон Доломит (Канзас, Оклахома, Техас), Йэтс (Восточный Техас, Нью-Мехико), Панхэндл Доломит (Техас)

Палеозойская

300

Пенсильванский период 30

Миссисипский период 30

Вирджил

Миссури

Де Мойя

Морроу

Честер

Волмейер

Киндерхук

Риф (Скари Каунти, Техас), Барбэнк (Оклахома)

Мичиган Стрей Сэндс

Девон 40

Чотокский

Синекский

Эрикский

Алстерский

Орисканский

Хелдербергский

Данди, Траверс (Мичиган) Ледук (Алберта)

Брэдфорд (Пенсильвания)

Силур 30

Кайганский

Ниагарский

Мединский

Ордовик 60

Цинцинатский

Мохокенский

Чезенский

Канадский

Симпсон (Оклахома)

Виола Сити Уилкокс

Бромайд, Трентон (Мичиган)

Кембрий 80

Озаркский Сант Крокский Акадский Вокобский

Арбакл Лайм (Оклахома Сити, Канзас) Галесвиль Эйквифер (Герсчер, Иллинойс)

Протерозойская

Докембрий 4000

Археозойская

Примечание. Цифры указывают приблизительную продолжительность периода ь млн. лет [ 1. 28, I, 50, 1. 51J

являются гранит, который застывал в земной коре медленно, и лава, быстро застывшая на поверхности. Кристаллический сланец и гнейс образовались в результате метаморфических процессов под действием температуры, давления и времени. Осадочные породы включают пески, песчаники, известняки, доломиты и глинистые сланцы. Многие из месторождений железа, никеля, золота, кобальта и других металлов залегают в породах докемб-рийского возраста.

1 2

Рис. 1.3. Сечение по соляному штоку нефтяного месторождения Спиндлтоп (Джефферсон Каунти, Техас). Этот соляной шток, расположенный на юге Бьюмонт (Техас), имеет цилиндрическое соляное ядро диаметром около 1,8 км. Его почти плоская вершина покрыта твердыми породами, состоящими главным образом из доломита и ангидрита, которые встречаются в скважинах на глубине немногим более 305 м. Образования третичного периода, находящиеся вокруг соляного штока, были приподняты вертикальным движением поднимающихся соляных масс. Более 20,7 млн. м3 нефти было добыто со свода и со склонов этого купола.

1 — покрывающая порода; 2 — соль: 3 — плейстоцен; 4 — плиоцеи; 5 — миоцен: 6 — олигоцен; 7 — эоцен.

Кембрийский период—первый, в котором осадки охарактеризованы фаунистически. Палеонтологические исследования помогают установить эволюцию форм животных и растений. По появлению или исчезновению фауны и флоры данной формы обычно устанавливают возраст пород.

Ордовикский период характеризуется появлением первых позвоночных. Большая часть Северной Америки была в этот период затоплена. Средняя мощность отложений ордовика составляет в Аппалачской геосинклинали свыше 1525 м, в Южной Оклахоме — свыше 3050 м.

Силурийский, девонский, миссисипский, пенсильванский и пермский периоды также входят в палеозойскую эру Силурийский период известен по соляным отложениям в Мичигане и Нью-Йорке. Девонский период характеризуется остатками коралловых рифов и появлением четвероногих животных. В конце каждого из этих периодов происходила общая трансгрессия моря, сопровождающаяся быстрым изменением форм жизни. Миссисипский и пенсильванский периоды часто называются каменноугольными; в течение этих периодов образовалась большая часть угленосных пластов. В пермский период мощная толща осадочных отложений образовалась на обширной площади, включающей западную часть Техаса, Нью-Мехико и западную часть Оклахомы. Аппалачские горы формировались в конце палеозойской эры.

Мезозойская эра начинается триасовым периодом; веком жизни рептилий. К этому периоду относятся некоторые газовые залежи, расположенные в центральной' части континента. Встречающиеся в Аризоне в триасовых отложениях окаменелые деревья показывают, что* размеры деревьев достигали 2,1 м в диаметре и 37,5 м высоты. Недавно открытое газовое месторождение в Пис Ривер в Британской Колумбии содержит газ в отложениях триасового возраста. Меловой период характеризуется появлением современной флоры (деревья, вяз, клен, дуб и тополь), а также исчезновением динозавров.

Третичный период. Отложения этого периода особенно хорошо выражены на побережье США. Соляные купола побережья Мексиканского залива выходили на поверхность (рис. 1.3). Месторождения битуминозных сланцев в западных штатах относятся к этому периоду.

Четвертичный период (современный или плейстоценовый). Считают, что возраст его равен 1 млн. лет. В этот период происходило покрытие ледником территории Северной Америки. Таяние этого льда оставило ледниковые наносы в северной половине континента. Великие озера образовались в результате этого процесса.

Мощность осадочных пород земной коры в Северной Америке изменяется от нуля до 12 км и более. Изучение обнажений изверженных пород в восточной части Канады и в горных районах показывает, что этн области либо никогда не перекрывались морем, либо осадочные породы в последующем были полностью размыты. На рис. 1.4 по данным геологических исследований показано деление территории США на районы, перспективные и бесперспективные в отношении открытия залежей нефти и газа. На этой карте показаны известные нефтяные и газовые месторождения США, а также перспективные области, классифицированные с точки зрения вероятности добычи в промышленных масштабах нефти и газа.

Эта классификация (см. рис. 1.4), сделанная Давидом Уайтом (David White), впервые была опубликована в 1934 г. и незначительно исправлена в последующих изданиях этой карты на основе более детального геологического картирования и дополнительных сведений об открытии новых месторождений нефти и газа.

В этой классификации районы нефтегазоносности США разделены на четыре категории: благоприятные, недифференцированные, неблагоприятные и бесперспективные.

Благоприятные районы

Благоприятными районами являются пока еще недостаточно разведанные материковые области, на которых открыты отдельные небольшие нефтяные и газовые месторождения. В этих районах намечается открытие большей части новых месторождений нефти и газа. Перспективы открытия новых месторождений в слабо/ разведанных районах очень меняются от района к району. Нефть и газ могут быть найдены только на таких площадях, где благоприятные геологические условия сочетаются с ловушками. Во многих частях таких малораз-веданных районов перспективы открытия нефтяных и газовых месторождений могут оказаться неблагоприятными по таким причинам, как отсутствие положительных тектонических структур или отсутствия коллекторов. На других площадях, включаемых в эту категорию, нефть и газ не попали в ловушки или улетучились из них в связи с последующими движениями земной коры или были уничтожены более поздним метаморфизмом. Однако ббльшая часть таких площадей на карте считается благоприятной для поисков промышленных месторождений нефти и газа.

Недифференцированные районы

Эта категория не разделена на благоприятные и неблагоприятные районы и включает большую часть западной части США, которая была покрыта потоком лавы или мощным чехлом молодых осадочных отложений. Эти отложения сложены породами, которые могут содержать нефть и газ. К недифференцированным районам относятся также районы со сложным геологическим строением.

ленного состояния либо под землей, либо на поверхности земли и обычно плохо проницаемы. Кристаллические сланцы, гнейсы и мрамор, являющиеся породами метаморфического типа, формировались под действием температуры и давления из магматических осадочных пород на больших глубинах. Нефть и газ редко встречаются в магматических или метаморфических породах, так как они имеют настолько малую пористость, что нефть и газ в них не могут накапливаться в значительных количествах. В настоящее время известен ряд нефтяных месторождений, приуроченных к породам фундамента, однако сформировались такие месторождения за счет боковой миграции из соседних осадочных отложений. Наиболее

Рис. 1.4. Карта благоприятных и неблагоприятных в отношении нефтегазоносности районов США.

7 — нефтяные и газовые месторождения; 2 — благоприятные для разведки на нефть и газ районы, где ожидается наиболее вероятное открытие месторождений нефти н газа; 3 — недифференцированные районы, которые включают районы осадочных пород и районы вулканических отложений нлн районы сложных геологических структур (к этим районам относятся как благоприятные, так н неблагоприятные районы, классификация которых затруднительна); 4 — неблагоприятные районы, в которых нефть н газ не содержатся в значительных количествах; 5 — бесперспективные районы включают породы докем-брнйского периода, большие включения поздннх интрузивов н высокометаморфнзопанных пород.

Неблагоприятные районы

Многие районы США считаются неблагоприятными в отношении нефтегазоносности вследствие высокой степени метаморфизованности осадочных пород и малой мощности пластов-коллекторов, которые могут содержать нефть или газ. Небольшие количества нефти или газа могут быть найдены в будущем на таких площадях, но сейчас это маловероятно.

Бесперспективные районы

Бесперспективными считаются районы, где граниты (интрузивы) и базальты (экструзивы), которые имеют вулканическое происхождение, затвердели из расплав-глубоко осадочные породы залегают в центре бассейнов. Например, на побережье Мексиканского залива имеются эксплуатационные скважины глубиной 6500 м.

2. СТРУКТУРНАЯ ГЕОЛОГИЯ.

ОБРАЗОВАНИЕ ЛОВУШЕК ДЛЯ НЕФТИ И ГАЗА

[1.44, 1.52]

Движение земной коры, эрозия и процессы осадко-накопления создали структуры, благоприятные для накопления нефти.

Нефть и газ имеют меньший удельный вес, чем вода, и накапливаются в ловушках, состоящих из пористых пород, находящихся под непроницаемыми покрывающи-

ми породами. Обычно вода подстилает нефтяные и газовые залежи. Образование этих ловушек связано с различными геологическими процессами.

Иногда образовывались стратиграфические ловушки, где накопление происходило в пористом пространстве пласта вследствие неструктурной особенности. Последние исследования [I. 34, 1.35,    1.32] показывают,


что тип залежи определяется сочетанием гидродинамических, литологических и тектонических условий.

Антиклиналь — структура, образованная поднятием и перегибом пластов (рис.

1.5, а), является наиболее благоприятной ловушкой для образования залежей нефти и газа.

Синклиналь, или изогнутая книзу часть складки, также может служить ловушкой для нефти при соблюдении определенных условий.

Продуктивные пласты иногда осложнены сбросом и образуют ловушки на одной или двух сторонах сброса (рис. 1.5,6). Свод поднятия может быть разрушен эрозией, размыт и покрыт непроницаемой толщей пород (рис. 1.5, с), что приво-

Рис. I. 5. Основные типы пластовых ловушек.

Q — простые антиклинали:    / —

газ, 2 — вода, 3—нефть; в— ловушка, обусловленная наличием сбр*оса; /—нефть, 2— газ, 3— вода: с — стратиграфическая ловушка:    / — тейлорский мер

гель, 2 — остииский мел, 3 — нефть, 4 — вода, 5 — пески Вуд-байи, 6 — меловой глинистый сланец, 7 — известняк Джордже га-ун; d — ловушка, образопгннаи при несогласном залегании на крыле подстилающей породы: 1 — вода, 2 — нефть 3 — подстилающая порода, е—литологическая ловушка, связанная с изменением пористости и проницаемости в плотных песках;



1 •— плотный песок, 2 — нефть; f — ловушки, связанные с со-лянокупольной тектоникой, / — вода, 2 — соль, покрывающая порода, 4 — нефть, 5 — газ; g — антиклиналь, образовавшая ловушки при сбросе: / —нефть.

2 — газ, 3 — вода.

дит к несогласному напластованию различных отложений и образованию стратиграфической залежи. Встречаются также залежи, образованные на контакте продуктивного пласта с изверженными породами (рис. I. 5, d). Если изверженные породы были выветрены раньше процесса образования осадков, нефть может быть найдена как в осадочных породах, так и в выветренных изверженных породах.

Литологическая ловушка образуется в том случае, если пористость и проницаемость уменьшаются в одной части и достаточно высоки в других частях того же пласта, в которых аккумулируются нефть и газ (рис. 1.5, е). Пористость и проницаемость песков и песчаников сильно уменьшаются в присутствии глин.

Рис. I. 6. Схема регионального движения вод по пласту от области питания до области разгрузки.

/ — гипсометрическая поверхность; 2 — уровень моря.


На побережье Мексиканского залива сильно развита солянокупольная тектоника, с которой также связаны месторождения нефти и газа (рис. 1.5, f). Во многих структурах, имеющих чрезвычайно сложное строение, обусловленное складкообразованием и наличием сбросов и взбросов (рис. 1.5, g), также отмечается образование залежей нефти и газа.

2


3. КЛАССИФИКАЦИЯ ПОРОД

[1.6, 1.7, I. 14]

Породы, которые встречаются при бурении скважин, могут быть классифицированы на обломочные и необломочные, Обломочные породы состоят из частиц некоторых ранее существовавших пород и затем подвергшихся разрушению. Необломочные породы, такие, кйк известняк или доломиты, образовались путем химического осаждения частиц в морском бассейне.

Основными обломочными породами являются пески и песчаники, глины, алевролиты, конгломераты и сланцы. Пески и песчаники, состоящие из отдельных кварцевых зерен, могут быть настолько слабо сцементированы, что при эксплуатации могут выноситься вместе с нефтью или газом. Песчаник — это осадочная горная порода, состоящая из песка, сцементированного кремнеземом, кальцитом или известью и окислами железа. Предельные размеры зерен песчаника — от 0,06 до 2 мм. Частицы, имеющие меньшие размеры, относятся к алевритам или, если они связаны, к алевролитам. Более крупные частицы (более 2 мм) относятся к гравию. Глины состоят из частиц более мелких, чем алевролиты, и обычно содержат алюмосиликат. Глины могут быть мягкие с высоким содержанием воды или твердые и спаянные— сланцы. Сланцы редко содержат нефть и газ в промышленных количествах и являются хорошими покрывающими породами. Большие месторождения битуминозных сланцев имеются на западном плато. Добыча нефти из них должна производиться не через скважины, а шахтным способом.

Осадочные породы, содержащие некоторую часть частиц крупнее песка, называют конгломератами или брекчиями. Окатанные обломки (галька) и более крупные фракции могут состоять из кварца, известняка и магматических или метаморфических пород. Оолиты — это породы, состоящие из мелких круглых частиц известняка.

Необломочные осадки — это главным образом известняк, доломит и мел. Известняк в чистом виде представлен карбонатом кальция или кальцитом. Доломит — это двойной карбонат кальция и магния. Пористость и проницаемость известняков и доломитов в основной массе низкие. Они могут быть подвержены выщелачиванию. В результате выщелачивания образуются каналы, трещины, пустоты и даже каверны, которые обеспечивают создание промышленных залежей нефти и газа. Мел является разновидностью мягкого известняка с низкой проницаемостью и высокой пористостью. Соль, ангидрит и гипс также относятся к необломочным породам.

Многие породы являются смесью или комбинациями описанных типов. Известняк и доломит встречаются в виде породы, называемой доломитизированным известняком.

4. ПРОИСХОЖДЕНИЕ И ОБРАЗОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Вопросам происхождения нефти посвящено много работ [I. 4, 1.5, I. 6, I. 32, 1.34, 1.35, I. 41, I. 45, I. 47, I. 54, 1.55, 1.56, 1.57]. Однако законченной теории происхож-

дения нефти до настоящего времени пока не существует. В этой книге приводятся некоторые согласованные положения о происхождении нефги.

Образцы морских осадков, отобранные в Мексиканском заливе, содержат органические вещества, которые включают многие из нефтяных углеводородов [1.55]. Содержание нефти в осадках, как было установлено данными исследований, составляет 0,114—0,262 л/м3, но не полностью ясна картина происхождения углеводородов парафинового ряда, включая природный газ. На протяжении геологического времени в неглубоких морях, несомненно, оса«кдается большое количество органических веществ, которые являются исходным материалом для образования нефти. По-видимому, деятельность бактерий в дальнейшем превращает этот материал в углеводороды [I. 62]. Последовательность превращения органического вещества в нефть может быть выявлена при исследованиях керогенов, находимых в нефтяных сланцах или битумах.

Многие авторы высказывают различные варианты происхождения природного газа и нефти. Исследование газов, растворенных в нефтях, так же как тяжелых углеводородных жидкостей, добываемых вместе с газом (конденсат), убеждает в том, что нефть и газ являются непрерывными членами одного ряда и имеют одно и то же происхождение. Различия в условиях накопления для газовой и жидкой фаз приводят к тому, что они могут аккумулироваться в различных ловушках. Миграцию нефти и газа к структурным к неструктурным ловушкам относительно легко представить [1.32, 1.34, 1.35]. Нефть, созданная в материнских породах [I. 57, I. 58], будет стремиться занять наиболее повышенную часть структуры до тех нор, пока не достигнет барьера, создаваемого покрывающими породами, или пропластка низкой проницаемости. Процесс аккумуляции легко понять, если рассмотреть механизм попадания нефти в ловушку в соответствии с гидродинамическими условиями, сделанными Хьюбертом (Hubbert). Хьюберт показывает, что движение воды в большинстве осадочных пластов происходит от одного выхода пласта (области питания) к другому (области разгрузки) при наличии различных отметок выходов (рис. 1.6). Такой процесс создает условия, при которых нефть и газ могли быть доставлены из мате-

[ I 1    1    ,    1    '    1    15



1    | | 1ПросрильАА I | |

Рис. 1. 9. Структурная карта и геологический профиль нефтяной залежи. 1 — порода, служащая покрышкой; 2 вода; 3 — нефть.


1 4-LUlg^ i I

Рис- I. 7. Типы нефтяных и газовых залежей при движении пластовых вод. а: 1 — газ, 2 — нефть, 3 — вода: b \ 1 — газ, 2 — вода, 3 — нефть; с: / — газ, 2 — вода, 3 — нефть.


Рис. 1.8, Вертикальный разрез структурного носа с образованием нефтяной залежи в гидродинамической ловушке [1. 34].


ринских пород к ловушкам, Хьюберт показывает далее, как такие гидродинамические процессы могут создать залежи нефти или газа и привести к наклонным поверхностям раздела между водой и нефтью или газом (рис. 1.7). Можно найти залежь нефти на крыле складки, когда движение воды происходит в нижней части структуры (рис. I, 8).

/ — нефтяная залежь; 11h0 условный нефтяной потенциал, равный и — и, Рю    Рад    Ро

где ы = —«ад‘, V = --г; z—абсолютная отметка от уровня моря; pw и

Ро    г~


Контур нефтеыосностг

Рис. I., 10, Карга изопахит для нефтеносной части структуры.

Ро


Ре — плотности соответственно воды и нефти; hw—статический уровень воды.


5, МЕТОДЫ ГРАФИЧЕСКОГО ИЗОБРАЖЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ДАННЫХ

Структурные карты, каротажные диаграммы, геологические разрезы и другие данные, получаемые в процессе бурения и исследования скважин, являются основой для получения информации о форме и строении нефтяных

|2 13

LjLJ4Г П 5

Рис. 1. 12. Схематичная каротажная диаграмма, дающая соотношения электрических характеристик при различных литологических свойствах пород.

/ — малый потенциал-зонд 16" AM; 2 ~ песчаник с пресной водой; 3 — известняк; 4 — ангидрид; 5 — доломит; 6 — песчаник с минерализованной водой (по малому по-тенциал-зонду); 7 —- то же по большому погенциал-зон-ду 64" AM): S — песок с признаками нефти; 9 — известково-глинистый сланец; 10 — нефтеносный пласт; 11 — песок с минерализованной водой.



1^5

ЕИ7

Рис. 1.11. Литологическая колонка и механический каротаж. Литологическая колон-кг: построена по процентному содержанию пород. Время чистой проходки представлено справа от литологической колонки. Отмечается ннзкая механическая скорость проходки через ангидриты (около 1200 м.).

I — доломит; 2 — песчанистый доломит; 3 — ан-гидрит; 4 песчано-глинистые сланцы; 5 — песок; 6 — глинистые сланцы; 7 — признаки нефти; 8 — продуктивный пласт; 9— желтый кристаллический доломит; J0 — смена долота; // — желтый кристаллический доломит, переходящий в песчанистый доломит; 12 — желтые и серые кристаллические доломиты, переходящие в слоистые доломиты; 13 серые и белые доломиты; 14 — бурение на нефти, обратная промывка скважины; 15 — доломит с включением халькопирита; 16—серый мелкозернистый доломит, пористость вначале низкая, затем высокая, следы нефти отсутствуют; 17 слабонасыщениые поры; 18 насыщенный кристаллический доломит, серые сланцы; 19 — насыщенный пористый доломит; 20—насыщенный малопористый доломит; 21 — проработка ствола; 22 — насыщенный зернистый пористый доломит; 23 — желтый аигидритнмй доломит со следами нефти.

и газовых залежей. Обзорные карты поверхности, показывающие направление профилей, месторасположение скважин, дороги, реки и т. д„ являются исходной основой для описания данной газовой площади.

Структурные карты строятся обычно по кровле и подошве продуктивного пласта или в некоторых случаях по определенному геологическому маркирующему пласту, залегающему непосредственно над продуктивным горизонтом (рис, 1,9), Карты изопахит представляют собой карты изменения мощностей пласта или газоносной или нефтеносной его части (рис, I. 10). При бурении скважин ведутся различные буровые журналы, в которых отражается весь процесс проходки скважин. Выбуренная порода и керны исследуются геологами и регистрируются в керновом журнале (рис. 1,11).

Кривые КС    Микрокаротаж

16 "потенциал -зонд 1 “потенциал - зонд

0    50    100-°    50    100

1_I    I 1-1-    I

Кривая ПС 15'градиент-зонд 2"потенциал-зонд Проница^



По диаграмме скорости проходки также можно получить ценные сведения о мощности и твердости проходимых пластов. После окончания бурения скважины перед спуском обсадной колонны производятся электрокаротаж и микрокаротаж путем спуска в скважину различных зондов. Гамма-каротаж или нейтронный каротаж проводится либо до спуска обсадной колонны в скважину, либо после спуска ее. На рис. I. 12 показана схематически диаграмма электрокаротажа, а на рис, I, 13 приведено сравнение диаграммы микрокаротажа с другими данными.

Рис. I. 13, Пример микрокаротажной диаграммы [1.44]. Сопротивление бурового раствора R = = 0,9 при 29,44° С.

§ 3. ЗАЛЕЖИ ПРИРОДНОГО ГАЗА

В начальном этапе развития нефтяной промышленности [1. 5] природный газ и нефть рассматривались как не связанные друг с другом. Это мнение сложилось потому, что неглубокие скважины давали или нефть, или газ. С развитием техники увеличивалась глубина скважин и тогда обнаружили, что природный газ обычно сопутствует нефти, а также содержит и жидкие угле

водороды, которые выделяются из газа при снижении давления и температуры. Дальнейшее развитие методов анализа иефти и газа позволило установить, что природный газ и большинство нефтей принадлежат к углеводородам парафинового ряда. В табл. 1.3 приводится состав нефти, газа и некоторых нефтепродуктов.


Компоненты, входящие в состав нефти

Таблица I. 3

Точка кипе

Наименование

ния при 760 мм pm.

Товариая продукция

Основной диапазон содержания компонентов

ст., °С

И t m

Метан СН4

—161,3

Природный газ

и

я

и

J3

X

Этан СгНб

—88,6

То же

о

»а

д

X

*

3

Пропан С3Н8

—42,2

Природный газ, пропан

>>

( 1

сь

Л

да

к

X

t

со

Изобутан i-C4H10

— 12,64

Газолин, бутан

w + я да

О

X

я

2

«-Бутан я-С4Н10

—0,56

Газолин, моторное топливо, бутан

н

эХ

О

Я

*

о

н

н

X

»Х

3

Пентан С5Н13

32,22

Газолин, моторное топливо

а

ЕС

н

я

»х

о

я

о

X

РЗ

и

X

Ч

о

X

X

Гексаны С6Н14

62,78

Газолин, моторное топливо

S

Ф

о

X

X

к

л

н

п

Ч)

п

СО

я

а>

*

Гептаны С7Н

90,55

Газолин, моторное топливо

Ч

В

(=*

X

1-

X

в

X

О

L-t

X

*

Октаны C8Hi8

118,33

То же

3

s

о

*

X

»Х

»х

Деканы С10Н22

173,89

Моторное топливо

о

а.

н

*

н

*

я

X

3

X

3

X

Тетрадекан С14НЯ0

254,44

Керосин, легкая топливная нефть

С + >>

>>

§

а.

я

а.

я

J3

Ч

Гексадекан СН31

287

Минеральное изоляционное масло,

а.

С

а.

Е

о

н

о

Н

X

1 я

.

топливная нефть

1

н

и

Триаконтан С30Н63

457,22

Легкое смазочное масло, тяжелая топливная нефть

Тетраконтан С40Н83

542

Смазочное масло, тяжелая топливная нефть

Асфальтен С80Н1в2+

648,89+

Асфальт, бункерное топливо, битум

-

-

• 7 ' »8 5*

9

• •

12

ъ

23

6

W

• •

//

,^*й! ! ^ j

1 . 1

17 •

2i

л

29

20 2

2 2в *2

30

8*

35 35*

• * 37

и

25

•27

.

и 0 • •

зГ

Ji.

V

33''v

34 38

\39

«ч

N

42

45

ч

\

43

»-,4б

ть

> 4

47к-«

8

к

1

5 .И

\

\

\

1900    '1910    1920    1930    19^0    1950

1220

1830

гш

3050

%

3658

С

U270

то

5U90 Б! 00


Открытие месторождений, годы Рис. I. 14. Диаграмма увеличения глубины скважин по годам.

/ —Спнндл Топ; 2— Каолннга (западная); 3— Дженнингс; 4— Гэдо; 5 — Хамбл; 6 — Гленн; 7 — Солт Грннк; 8 — Гуузе Грник; 9 — Делавер; 10 — Кьюшннг; 11 — Хамбл; 12 — Лост Солджер; 13 — Вентура Авс; 14— Эльдорадо (Канзас); 15 — Ланс Грннк; 16 — Барбэнк; 17 — Санта Фэ Спрннгс; 18 — Лонг Бнч; 19 — Коттон Вэллн; 20 — Домингуэз; 21 — Смэковер, 22 — Семинол; 23 — Иэтс; 24 — Коттон Вэллн; 25 — Кеттлемэн Хнллс: 26 — Тернер Вэллн; 27 — Оклахома Снтн; 28 — Ро-десса; 29—Ист Техас; 30 — Конро: 31 — Бнг Лейк; 32 — Лонг Бнч; 33 — Вентура Две; 34 — Коттон Вэллн; 35 — Коттон Вэллн; 36—Лауден; 37 — Коалннга Ноуз: 38 — Вентура Аве; 39 — Рно Браво; 40 — Эрат: 41 — Петтус; 42 — Кроц Спрингс; 43 — Вникс Слэнд; 44 — Ледук; 45 — Бенндум Слайдер; 46 — Вест Пойзон; 47 — Когар; 48 — Васко, Вннкс; 49 — Норт Колс Леви; 50 — Вникс Айленд: 51 — Лейк

Вашингтон.


2 — поверхность — система сбора


% мол. . . 7,3 , . 80,2 . . 9,1 . . 2,8


Состав га: Азот. . , . Метан , . . Этан . . • Пропан


Рис. I. 15. Схема добычи газа из скважин небольшой глубины на газовом месторождении Остин.


/—газ в плывунных песках: землн; 3 — газовый счетчнк; 4 природного газа.


Состав газа % мол.


Рис, I. 16, Схема добычи нефти из скважин небольшой глубины.

/—вода; 2 — нефть: 3 — контакт нефть — вода; 4 — поверхность землн; 5 — насос; 6 — природный газ нз дыхательного клапана резервуара, состав которого приведен ниже; 7 — сырая нефть: S —в нефтепровод.


Глубины, на которых были открыты наиболее крупные месторождения нефти и газа в США, и соответствующие даты открытия показаны на рис. I. 14 [I. 38]. На рис. I. 15 и I. 16 показаны условия эксплуатации первых неглубоких месторождений, когда добыча природного газа и нефти осуществлялась самостоятельно. К 1925 г, глубины залегания открываемых месторождений увеличились до 1200 м и более и давления в них достигли 126 ат или выше. При этом давлении природный газ был растворен в нефти в большом количестве, так что потребовалось устанавливать сепараторы для сохранения летучих компонентов нефти (рис. I. 17). К этому времени газобензиновая промышленность активно извлекала из природного газа бутан, пентан, гексан, гептан и высшие компоненты на нефтегазобензиновых абсорбционных установках. К 1920 г, началась эксплуатация месторождений с высокими пластовыми давлениями, из которых наряду с газом добывался бесцветный конденсат. Было установлено, что это конденсат из газовой фазы, и термин «обратная конденсация» [I. 37] стал общепринятым. На рис. I, 18 показана схема отделения конденсата от природного газа, В настоящее время большинство открытых месторождений содержит и нефть и газ. Однако методы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений различны, и административные органы по контролю разделяют продуктивные скважины на нефтяные и газовые. Скважины, дающие как нефть, так и газ, условно разделяются по газовому фактору. На рис, 1. 19 и в табл. 1,4 (по Моултону) [1.49] показаны основные нефтегазоносные бассейны США, Описание перспектив нефтегазоносности Северной Америки дано Беллом [Ball, 1.23], Денисоном [Denison, 1.26] и Леворсеном [Leworsen, [. 46]. Ниже приводятся краткие данные по наиболее крупным газовым и газоконденсатным месторождениям США.

Рис. I, 17, Схема добычи газа и жидкости из скважины, дающей нефть с растворенным в ней газом, и их состав.


/ — жидкость, поступающая из пласта (0,23 л3):

2 — головка скважины: 3 — сепаратор ¦= 14 ат; * = 4,4° С); 4 — газ:    5 — жидкость; 6 — газовый

счетчик (15    м3);    7—газ в сборную линию:

8 — товарная нефть (0,159 м3); 9 — газ, выпускаемый в атмосферу (6,85 м3); 10 — в нефтепровод.

Состав дай в мольных процентах

Состав газа

Жнд-кость < и газ нз скважины

Газ нз сепаратора 3

Газ

ем

кости

Товар

ная

нефгь

Метан

30

75,69

15,31

0,05

Этан , , .....

13,1

17,76

35,54

1,35

Пропан......

9,4

5,19

30,67

5,03

Изобутан . . . , .

1,8

0,27

4,15

2,15

н- Бута и . , . . .

4 9

0,82

8.75

6,72

Лентаны . . , . .

4,5

0,27

3,81

8,07

Гексаны + , , . .

36,0

0,00

1,77

76,63

Итого. . .

100,0

100,0

100,0

100,0

Состав

Продукт

скважины

Газ из сепаратора

л

ЧиО а н

fSSQ.

Газ из емкости

Метан ......

74,4

84,8

18,9

33,4

Этан.......

8,3

7,9

11,0

18,2

Пропан .....

4,7

4,2

8,0

22,4

5,6

Изобутан .....

0.9

0,5

3.0

н- Бута и.....

1,9

1.1

6,9

10,5

Пснтаны.....

1,4

0.3

7,3

5,7

Гексаны и более тяжелые углеводороды ....

7,7

0,3

44,9

3,0

Двуокись углерода ......

0,7

0,8

1,2

Итого . . .

100 ,о| 100,0

100,0

100,0

Рис. I. 18. Схема добычи газа и состав газа и конденсата в мольных процентах при эксплуатации конденсатнои


скважины.

1 — головка скважины; 2 — газовая фаза пласта (р = 337flJ-K3; t ~ 121°С); 3 — давление = 32,8 ат)\ 4 жидкость; 5 — температура 2Q.5° С; 6 «газовый счетчик (242 л*3); 7 —на газобензнновую установку; 8 — конденсат (0,159 лсЗ);

в атмосферу; /0 — 8 конАенсатопроис1?!*

Рис. I. 19. Важнейшие осадочные бассейны в США. Название бассейна, соответствующее номеру, приведено в табл. I. 4.

Таблица I. 4

Данные изысканий на нефть и газ осадочных бассейнов США

№ на рис. I. 19

Название бассейна

Площадь, км3

Объем отложений, км3

Пьюджет Саунд.....

54 400

146 000

2

Вест Орегон .......

57 000

146 000

3

Сакраменто .......

57 000

208 200

4

Салинас .........

7 760

16 670

5

Империал Вэлли.....

7 760

16 670

6

Норт Монтана-Маунтин

Фронт.........

4 930

15 820

7

Саут Централ Монтана . .

5 170

16 670

8

Биг Хорн........

7 760

40 000

9

Паудер Ривер......

82 900

400 000

J0

У илстон.........

88 000

175 000

11

Уинд Ривер.......

6 470

25 000

12

Бриджер.........

25 900

83 200

13

Уошаки .........

18 120

58 200

14

Юинта..........

33 600

74 900

15

Колорадо Рнвер.....

48 200

108 000

16

Блэк Меса........

31 100

74 900

17

Сан Хуан........

31 100

66 500

18

Денвер.........

93 100

291 800

19

Дела вер.........

20 780

62 400

20

Мидленд.........

111500

312200

21

Анадарко ........

116 500

375 000

22

23

Салина 1

Форест Сити J......

155 500

150 000

24

Мак-Алестер.......

31 100

74 900

25

Ист Техас........

36 220

87 200

26

Галф Эмбеймент.....

350 000

1 661 000

27

Миссисипи Вэлли ....

85 400

125 000

28

Миссисипи Солт Доум . .

54 400

175 000

29

Саутвест Джорджия . . .

31 100

74 900

30

Флорида.........

98 400

312 200

31

Иллинойс........

95 700

104 000

32

Мичиган.........

72 500

104 000

33

Аппалачи........

243 500

872 000

34

Гаттерас .........

23 300

74 900

Разовое месторождение Остин расположено в центральном Мичигане, является типичным газовым месторождением небольшой глубины. На рис. I. 20 показан разрез Мичиганского бассейна [1.59]. В продуктивном пласте содержатся также глинистые пропластки, средняя пористость его 22%, а проницаемость в западной части месторождения высокая. Начальное статическое давление па головке, скважин равно 36 ат, пластовая температура 17° С. Состав газа этого месторождения приведен на рис. I. 15. Из месторождения было добыто 180 млн. м3 газа, и при снижении давления на головке скважины до 20 ат месторождение было преобразовано в подземное хранилище газа.

Газовые месторождения Хьюготон и Панхэндл находятся в бассейне Анадарко (рис. 1. 19). Газовые залежи приурочены к доломитам пермского возраста. Состав газа приведен в табл. 1.5. Содержание азота увеличивается в пределах месторождения в северном направлении.

Месторождение Ледук в провинции Альберта приурочено к рифовым известнякам девона. Продуктивные горизонты Д2 и ДЗ содержат нефть с растворенным газом, состав которого показан на рис. I. 17, а горизонт ДЗ имеет также газовую шапку. Разведанная площадь несколько более 8060 га. Мощность нефтеносного пласта составляет 11,5 м. Пористость связана с наличием пустот и трещин в доломитизированном рифовом коллекторе. Начальное пластовое давление в горизонте ДЗ на глубине 1600 м было 133 ат, пластовая температура 67° С. Начальное давление в горизонте Д2 на глубине 1524 м было 123 ат, температура 65°С. Нефть после сепарации имеет удельный вес 0,8348. Состав газа из газовой шапки горизонта ДЗ дан в табл. 1.5, а состав нефти — в табл. I. 6.

Месторождение Дии Лейк расположено в северной части побережья Мексиканского залива в Луизиане и имеет 13 газоносных пластов. Одна из залежей, залегающая на глубине 2000 м, имеет газовый режим, другие залежи, залегающие ниже 2600 л,— водонапорный режим. Диапазон давлений от 223 до 380 ат, диапазон температур от 54,5 до 100,5° С. Ниже приведены основные данные по пласту № 44 этого месторождения [I. 56].

/ — докембрнйский гранит н т. д.; //— пеннаннт; ///— мнссурнт: IV— девон; V — соль и гипс; VI — снлур; VII — меднна; VIII — ннагара; /Я — трентон; X — сант петер; Я/— ордовик; X//—Кембрий; XIII — бнкментуан; XIV — Потсдам, XV — цнннннатьянская арка (антиклиналь, / — Центральный Вискоксии; 2 — Гриии Бей; 3 — Дор Пеииисула; 4 — оз. Мичиган; 5 — Мичиган; 6 — оз. Гурои; 7 — Онтарио.


Рис. I. 20. Геологический разрез п-ова Мичиган.


Таблица I. 5

Состав природных газов в объемных (мольных) процентах ряда месторождений США

Месторождение (штат)

Хью готои (Оклахома, Техас)*

Остии

(Мичиган)

Ледук ДЗ (Альберта)

Викииг, Кииселла ( Альберта)

Вест Камерун ВЛК-149 (Луизиана, Г алф)

Дип Лейк (Луизиана)

Состав газа

Формация

пермский

плывунные

меловые

пески

пески

доломит

пески

пески

миоцеиа

миоцен а

Глубина, м

915

366

1525

-

2180

2120

Азот.............

15,5

7,3

7,41

0,24

Двуокись углерода......

0,72

2,26

0,30

0,30

Гелий............

0,58

0,4

Метан............

71,51

79,74

72,88

88,76

96,65

98,50

Этан.............

7,0

9,1

9,97

4,76

2,05

0,87

Пропан...........

4,4

2,8

5,09

2,67

0,47

0,17

Изобутан..........

0,29

0,1

0,72

0,42

0,08

0,04

«-Бутан...........

0,7

0,4

1,76

0,21

0,09

0,02

Изопентан ..........

0,02

0,1

0,99

0,38

0,02

0,01

Гексаны...........

0,05

0,46

0,30

0,31

0,08

Гептаны...........

0,01

100,00

100,00

100,00

100,00

100,00

100,00

* Проба газа взяга из газопровода.

Пласты характеризуются большой пористостью и проницаемостью. Геологические исследования базируются в основном на каротажных данных вновь пробуренных скважин, Состав газа приведен в табл. I. 5.

Состав природных газов, содержащих конденсат, приведен в табл, 1.7, а состав попутных газов — в табл. I. 8.

Таблица I. 6

Состав пластовых нефтей, содержащих растворенные газы в объемных (мольных) процентах

Компоненты


Месторождение (штат или провинция)

Ледук Д2 (Альберта)

Ледук ДЗ (Альберта)

Палома

(Калифор

ния)

Оклахома Сити Вилкокс (Оклахома)

Родесса

(Луизиа

на)

Кеокук

(Оклахо

ма)

Шулер (Джон Сэнд) (Арканзас)

Глубина, м

1525 |

1615

3230 |

1880

1812

1228

2318

Давление, ата

125 |

134

328 |

185

183

1023

247

Температура, °С

65

67

123

56

89

54

92

Азот.......

Двуокись углерода

Метан......

Этан.......

Пропан......

Изобутан.....

н-Бутан.....

Пентаны.....

Гексаны.....

Гептаны+ . . . .


1,00

0,80

42,85

6,60

4.10

3,64

3.10 3,83

34,08


28,6

10,9

9.4

2.5 4,4 4,8

39,4


55,8

5,81

6,42

1,31

3,97

3,67

2,61

20,41


30,3

13,1

9.4 1,8 4,9

4.5 36,0


37,7

8,7

6.3

1.4 3,0 3,3

39,6


40,88

4,53

2,60

1,25

1,82

3,48

4,43

41,01


25,60

8,88

12,41

1,93

7,56

5,53

38,09


100,0


100,0


100,0


100,0


100,0


100,0


100,0


Молекулярный вес..........

Гептаны +

удельный вес жидкого остатка, гептаны +................


237


201

0,840


225


193

0,840


220


195

0,839


243


0,891


0,840


0,824


0,8759


Таблица 1. 7

Состав продукта конденсатных скважин ряда месторождений США в объемных процентах

Компоненты

Месторождение (штат)

Эрат

(Луизиа

на)

Эрат

(Луизиа

на)

Палома

(Калифор

ния)

Чоколент

Байю

(Техас)

Кроц

Спрннгс

(Луизиа

на)

Днп Лейк (Луизиана)

Норт

Петтус

(Техас)

Фрно

(Техас)

Глубина пласта, м

3100

3530

3240

2942

2560

3680

2120

2060

Абсолютное

давление, ат

330

382

310

314

274

386

212

269

Температура, °С

96,11

100.00

124,44

112,78

86,67

99,44

105,0

93,89

Азот ..............

0,24

Двуокись углерода.......

0,31

0,68

1,76

0,27

1,48

1,97

Метан.............

80,95

91,32

74,55

85,11

84,35

91,36

86,27

90,74

Этан..............

4,47

3,42

8,28

5,04

5,62

3,5

6,30

4,35

Пропан.............

3,13

1,34

4,74

2,44

3,49

1,31

2,31

1,69

Изобутан............

1,55

0,48

0,89

0,67

0,89

0,59

0,32

0,36

«-Бутан............

1,77

0,41

1,93

0,73

1,19

0,34

0,62

0,54

Изопентан...........

1,49

0,42

0,75

0,32

0,44

0,23

0,35

0,20

н-Пентан...........

0,63

0,38

0,54

0,11

0,25

0,21

Гексаны............

1,3

0,36

1,25

0,61

0,70

1,08

0,29

0,42

Гептан -|-..........

5,62

1,96

6,3

2,94

2,51

1,08

1,49

Удельный вес жидкого остатка,

гептаны-)-...........

0,7768

0,7967

0,7999

0,7906

0,7695

0,799

0,760

Молекулярный вес, гептаны-f . .

147

158

132

146

159,0

121

120

Месторождение (штат)

Компоненты

Окла

хома

Сити

(Окла

хома)

Осейдж

Каунтн

(Окла

хома)

Хобс

(Ныо-

Мехи-

ко)

Клив

ленд

Каунти

(Окла

хома)

Кейт и (Техас)

Мак-

Кэми

(Ар-

каизас)

Кар-

тэдж

(Техас)

Эрат

(Луи

зиана)

Кетл-

мен

Хиллс

(Кали

фор

ния)

Родес

са

(Луи

зиана)

Кауден

(Вос

точ

ный

Техас)

Палома

(Кали

фор

ния)

Абсолютное давление, am

6,75

'¦’4

-

90

53,5

18,3

25

155

35,8

2,04

1.9

33

Температура,

°С

19,44

40,55

28,89

17.22

18,33

24,44

38,33

64,44

33,89

| 21,67

20,55

Азот..............

2,7

2,1

11,11

1,83

_

Двуокись углерода .......

4,2

0,60

0,70

0,41

0,80

Сероводород ..........

2,4

6,8

Метан.............

83,9

48,7

55,0

80,36

92,25

68,32

90,06

92,76

83,19

79,4

59,4

84,81

Этан..............

9,7

15,6

7,5

11,88

4,14

7,19

4,05

3,03

8,48

8,4

15,7

7,94

Пропан.............

3,9

14,1

14,0

5,19

1,85

3,33

1,51

1,36

4,37

4,6

15,6

4,13

Изобутан............

1,7

3,3

2,6

0,34

0,38

0,94

0,40

0,42

0,76

1,9

3,0

0,53

«-Бутан ............

6,5

7,4

1,32

0,41

1,23

0,71

0,38

1,68

2,0

3,6

1,07

Изопентан ...........

2,1

0,10

0,16

0,18

0,23

0,57|

0,19]

к-Пентан............

0,5

3,0

4,8

0,44

0,11

0,73

0,27

0,16

0,32 J

3,7

2,7

0,15/

Гексаны............

0,3

2,6

0,37

0,07

0,25

0,18

0,26

0,63

0,18

Гептаны +...........

1,4

0,03

0,10

0,11

0,99

—,

0,15

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

§4. ТЕМПЕРАТУРА ГОРНЫХ ПОРОД

Температура пород [возрастает с глубиной от 1,1 до 5,5° С на 100 м глубины. Температура на глубине 30,5 м принимается примерно равной среднегодовой для данного района. Фактически температура на глубине 30,5 м превышает среднегодовую температуру на 1,1—5,5° С. В табл. 1.9 приведены температуры на глубине 30,5 м. Температура может быть измерена максимальным ртутным термометром в контейнере, рассчитанном на высокое давление. Регистрирующие температурные приборы спускаются на стальной проволоке. Ван Орстанд (Van Orstand) [I. 61, I. 33] для определения температуры использовал термометр сопротивления. В настоящее время применяются также термометры, спускаемые на каротажном кабеле.

Исследование температурного поля земли представляет интерес для определения температуры пластов. Во время закачки газа или воды в пласт с температурой ниже пластовой можно уменьшить пластовую темпера-туру. При этом пластовую температуру, вероятно, нельзя изменить больше чем на 1,1—1,6° С.

Циркуляция бурового раствора во время бурения или движения нефти или газа вверх по стволу скважины нарушает температурное равновесие. На рис. I. 21 показано относительное смещение температурных градиентов при бурении и эксплуатации скважины. На рис. I. 22 показано изменение температуры в газовой скважине при различных режимах ее работы и распределение температуры с глубиной в соответствии с геотермическим гра-

Таблица I. 9 Температура пород на глубине 30,5 м для ряда месторождений США и Канады

Месторожден и я

Температура,

“С

Норман Уэлс (северо-западная часть) .

0

Форт Санта Джон (Британская Колум

бия) ................

4,44

Остин Филд (Центральный Мичиган) . .

8,32

Кэнкеки (Иллинойс).........

11,11

Оклахома Сити (Оклахома)......

15,55

Ли-Каунти (Нью-Мехико).......

19,40

Нью-Орлеан (Луизиана)........

20,85

Техас:

Наварро Каунти.........

19,9

Риган Каунти ..........

19,6

Ван Зандт Кауати........

20,66

Браунсвиль............

22,8

Хаустон.............

20,66

Лос-Анжелос, Калифорния ......

22,60

диентом. Температура поверхности ствола скважины и, следовательно, температура истечения газа возрастают с увеличением дебита и времени работы при данном дебите. При максимальном дебите газа температура на забое скважины понижается вследствие значительного перепада давления.

Типичные кривые геотермического градиента для месторождений Калифорнии по Френчу (French) [I. 31] приведены на рис. 1.23 и 1.24. Кривые геотермического градиента ряда других месторождений даны на рис. 1.25.

В пермском бассейне западной части Техаса и юго-восточной части Нью-Мехико температурные градиенты колеблются от 2,22 до 4,44° С на 300 м. В табл. I. 10 приведены лластовые температуры и величины геотермических градиентов ряда нефтяных и газовых месторождений.

Температура^С

Рис. I. 23. Геотермические градиенты для месторождений Лос-Анжелос.

Рис. I. 21. Смещение кривых температурных градиентов при бурении и эксплуатации скважины.

1 — геотермический градиент; 2 — изменение температуры в бурящейся скважине; 3 — изменение температуры в эксплуатационной скважине.


1 — Санта фэ Спрингс; 2 Сигнал Хилл; 3 — Сиэл Бич-Аламитос; 4 — Венис Плейа дель Рей; 5 — Вилмингтои Харбор.

Температура, °С

Рис. I. 22. Температурные градиенты газовой скважины.


1 — температура по геотермическому градиенту; 2 — закрыта за 26 ч до начала исследования; 3 — дебит 46,6 тыс. M3Jcyi-ки по затрубному пространству; 4 дебиг 85 тыс. мЧсутки по 2*/гтрубам; 5 — дебит 254 тыс. му сутки по затрубному пространству.

Температура,°С

Рис. I. 24. Геотермические градиенты для месторождений Сан Джоакин Вэлли.

1 — Васко; 2 — Рио Браво: 3 Кеттлемен Хиллс; 4 ~ Коалиига; S — Норт Белридж.

Пластовые температуры и геотермические градиенты некоторых нефтяных и газовых месторождений

Рис. I. 25. Температурные градиенты ряда месторождений. /—Оклахома Сити; 2 — Саут Дженнингс, Луизиана; 3 — Пис Ривер (Британская Колумбия); 4 — Васко, Сан Джоакин Вэлли.


Мест о рож деи и е

Штат или Провинция

Глу

бина,

м

Темпе

рату

ра,

°С

Градиент, °С на 100 м

Восточный Те

1090

63,33

4,02

хас, Вудбайн

Барбэнк

Оклахома ....

854

50,0

4,02

Панхэндл

Техас......

915

27,22

1,28

Монумент, Ли

Нью-Мехико . .

1189

32,22

1,1

Каунти

Ледук

Альберта ....

1613

67,22

3,84

Палома—Сан

Калифорния . . .

3240

124,44

3,16

Джоакин

Дип Лейк

Луизиана ....

3678

99,44

2,1

Оклахома Сити

Оклахома ....

1920

55,55

2,08

Картэдж

Техас—Луизиана

1808

96,67

4,31

Хьюготон

Оклахома ....

1010

32,22

Норт Петтус,

Техас ......

2119

105,0

3,96

Би Каунти

Саут Дженнингс

Луизиана ....

3040

99,44

2,56

Форт Сант Джон

Британская Колумбия ....

1950

68,89

3,31

§ 5. ГРАДИЕНТЫ ДАВЛЕНИЯ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

Отложения большинства нефтяных и газовых залежей в конечном итоге выходят на поверхность. В таких пластах начальное давление на контакте нефть — вода или газ — вода равно величине гидростатического столба воды, считая от уровня выхода пород на поверхность в области питания до пласта минус гидродинамические потери давления (рис. 1.6) на пути движения воды от области питания до пласта. Даже многие пласты, о которых неизвестно, сообщаются ли они 'непосредственно с поверхностью, имеют давления, которые соответствуют этому прадиенту. Изменения в градиенте давления могут быть вызваны изменением минерализации воды и температуры при движении воды. На рис. I. 26 приведены градиенты давления, соответствующие плотности соленой воды различной минерализации и пресной воды при 17° С. Кривые 111 и IV даны для соленой воды удельного веса 1,11 и 1,22 без температурной поправки.

Рис. 1.26. Градиенты гидростатического давления.

1 Кроц Спрингс; 2 — Саут Дженнингс; 3 — Савой Филд; 4 — Айова; 5 — Камерун; 6 — Квин Бесс Айлеид; 7 — Манила Вилледж; S — Джонсоис Байоу; 9 — Вест Лэйк Веррит; / — градиент горного давления; II — градиент давления для пресной воды при 17° С; 111 — градиент давления для минерализованной воды удельного веса 1,11 без температурной поправки; IV — градиент давления для минерализованной воды удельного веса 1.22 без температурной поправки; 10 — Сант Габриэль; 11 — Чоклей: 12 — Ист Хекберри; 13 — Бел; 14 — Норс Жанеритт; 15 — Сант Габриэль; 16 — Саут Кровлей; 17 — Лейк Вашингтон. Ричардсон и Бэсс (глубокие скважины, 1220 ат, глубина 6300 м).


Однако на некоторых месторождениях пластовое давление оказывается аномально высоким или, наоборот, аномально низким. Например, газовое месторождение Хьюготон имеет пластовое давление ниже гидростатического (34 ат при глубине 1000 м). Многочисленные месторождения, расположенные на побережье Мексиканского залива от Рио-Гранде до Миссисипи в зоне около 50 миль шириной пласты имеют аномально высокие давления [1. 27, I. 24]. Градиенты начального пластового давления ряда месторождений приведены на рис. I. 26. Эти аномальные градиенты могут быть вследствие высокого этажа газоносности и уплотнения тетрод, окружающих пласты, содержащие нефть или газ. Аномальные давления часто показывают, что пластовые жидкости связаны с пластами, не имеющими выходов на поверхность.

Свойства нефтявых газовых коллекторов  »
Библиотека »