Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 [ 31 ] 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199

шения не обнаруживается. Если не считать некоторой закономерности в распределении густоты трещин по классам азимутов и относительно толщины пласта, то густота трещин по структуре оказывается достаточно постоянной. На полярных диаграммах преимущественное распределение трещин наблюдается в классах от 3 до 5 и от 14 до 15, что позволяет предполагать влияние на него более поздней третичной складчатости. Постоянное значение густоты трещин для данной толщины пласта позволяет предполагать также, что размеры блоков матрицы могут быть рассчитаны по упрощенному отнощению толщины продуктивного пласта к густоте трещин. Как следует из рис. 2.48, для пластов с толщиной от 0,3 до 7,5 м густота трещин изменяется от 1,6 до 0,53 1/м.

На основании исследований Маккуиллана [12], в которых суммировались данные по всем щести выделенным областям структуры, получены следующие результаты.

1. Установлено, что не все трещины известняков Асмари имеют тектоническую природу.

2. Небольшие размеры блоков и большое число трещин типичны для случая уменьшения толщины, если эти параметры зависят только от положения объекта на структуре.

На рис. 2.49, 2.50 (в сочетании с картой на рис. 2.47) показана региональная закономерность изменения густоты и ориентации трещин и их зависимость от толщины пласта.

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

А - область, площадь а - сторона куба В - угол

Ь - раскрытость трещин / - межтрещинный интервал F - частость У - интенсивность

i -• угол I - длина

т - число систем трещин п - число трещин S - поверхность V - объем

X - интервал распределения

продольных трещин у - то же, поперечных трещии а. В, (О - углы

ИНДЕКСЫ

г. тр - густота трещин 3 - закрытый о - открытый общ - общий толщ - толщина тр - трещина

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Stearns D. W. and Friedman М., 1972. Reservoirs in fractured rock. Am. Assoc.-Petroleum Geologists. Reprint Series No. 21.

2. Leroy G., 1976. Cours de Geologie de Production. Inst. Francais du Petrole. Ref. 24, 429.

3. Ruhland R., 1973. Methode detude de la fracturation naturelle des roches, associe a divers modees structuraux. Geol. Soc. Bull., 26, 2-3, p. 91-113. Strasbourg.

4. PoMM E. C. 1966. Фильтрационные свойства трещиноватых горных пород. М., Недра.

5. Reiss L. H., 1966. Reservoir engineering en milieu fissure. French Institute of Petroleum.

7. Waldschmidt W. A.. Fitzgerald P. E. and Lunsiorf, 1956.

8. Grenier g., 1975. In-situ stress measurements in southwest Germany. Tecto-nophysics, Elsevier, Amsterdam.

9. Grunersen P., Hirlemann G., Janot P., Lillie F. and Ruhland M., 1973.

Fracturation of limestone overlaying the diapiric salt domes of Sao Mamede and Pragosa. Geol. Soc. Bull., p. 187-217.

10. Ghez P. and Janot P., 1974. Statistical calculation of a matrix block volume in a fractured reservoir. Revue of French Institute of Petroleum, Paris, p. 375-387.

11. Conrad F. and Jaquin C, 1973. Representation of a bidimensional fracture network for a probabilistic model to estimate matrix block magnitude. Revue of French Institute of Petroleum, Paris, p. 843-890.

12. McQuillan H., 1973. Small-scale fracture density in Asmari Formation of southwest Iran. Am. Assoc. Petroleum Geologists, v. 57, No. 12, p. 2367-2385.

Глава 3

ТРЕЩИНОВАТЫЕ ПЛАСТЫ-КОЛЛЕКТОРЫ. ПРИМЕРЫ ИЗ МИРОВОЙ ПРАКТИКИ

в этой главе на примере нескольких нефтяных и газовых месторождений, длительное время находящихся в разработке, по которым имеется хорошо документированная история их открытия и ввода в разработку, показана роль естественных трещин в пластах с различным литологическим составом и механизмом аккумулирования нефти. Глава поделена на четыре раздела, в которых рассматриваются трещиноватые карбонатные и песчано-алевритистые породы, трещиноватые сланцеватые глины и сланцы и, наконец, трещиноватые породы фундамента.

в первом разделе главы описаны месторождения Айн-Зала и Киркук в Ираке и Духан в Катаре. Каждое месторождение представляет собой яркий пример неодинакового влияния на процесс добычи нефти разных порово-трещинных систем в породах сходного литофациального типа.

В этом разделе описывается также зона нефтяных месторождений на юго-западе Ирана - один из наиболее крупных нефтедобывающих районов мира. Существование этой зоны обусловлено системами трещин, развитыми в отложениях формации Асмари третичного возраста. И, наконец, рассмотрены залежи нефти в трещиноватых карбонатных породах месторождений Джела и Рагуза на юго-востоке Сицилии.

Во втором, третьем и четвертом разделах главы предпринята попытка показать, насколько широко распространены в мире трещиноватые коллекторы. С этой целью выбрано несколько месторождений, где добыча нефти осуществляется из зон, в которых породы при отсутствии трещиноватости считались бы плотными или расположенными в неблагоприятных структурных условиях.

Главу подготовил Д. Никлин.

3.1. Трещиноватые карбонатные пласты-коллекторы 3.1.1. Общие сведения

В мировой литературе существует много хорошо описанных примеров залежей нефти в трещиноватых карбонатных пластах-коллекторах. Так, Дж. И. Смит [1] сообщает, что добыча нефти из отложений формации Колонголло мелового возраста на месторождениях Мара-Ла-Пас в Венесуэле в 1951 г.> достигала 39750 м/сут, причем пустотность матрицы породы не превышала 3%, а проницаемость равнялась 1,02-10- мкм. Добыча; нефти на этих месторождениях обусловлена трещинной проницаемостью. Браунштейи [2], описывая трещиноватый пласт-коллектор в меловой формации Сельма на месторождении Гильбертаун в США (Алабама), указывает, что зона трещинной пустотности служит вторичной ловушкой для нефти, мигрирующей из более древних песчаников Ютау. Однако эта зона вторичной пустотности была обнаружена только вблизи плоскости сброса на опущенной его части. При бурении скважин на большем удалении от сброса встречался только крепкий, нетрещиноватый, абсолютно сухой мел.

Трещиноватость известняка Тамаулипас в Мексике [3, 4] изменяется по площади настолько резко, что скважины, расположенные в 60 м друг от друга, могут иметь совершенно разные дебиты. Сухие скважины оказываются рядом со скважинами, дающими до 4500 мсут тяжелой нефти. Как в известняках Тамаулипас, так и в отложениях мелового возраста значительные дебиты отмечались только при наличии в породе трещин и каверн.

На месторождении Бивер-Ривер в Канаде, расположенном на границе Юконы и Британской Колумбии, по данным Дэвидсона и Сноудона [5], имели место существенные потери запасов газа, частично и из-за высокой проницаемости пород, обусловленной вертикальными трещинами. Считалось, что это месторождение-крупнейшее газовое месторождение Британской Колумбии, промышленные запасц газа оценивались в 300 млрд. м. Но, несмотря на то, что первоначальная общая добыча газа по шести скважинам составляла 60 млн. м/сут, быстро растущая обводненность скважин привела через пять лет к уменьшению суточной добычи до 900 тыс. м и в 1978 г. к окончательному прекращению эксплуатации месторождения. Такое явление было вызвано отрицательным действием следующих факторов. Во-первых, продуктивные отложения на этом месторождении, представленные чрезвычайно неоднородными и изменчивыми доломитами среднедевонского возраста, характеризуются двумя типами пустотности - матричной и вторичной - тре-щинно-каверновой, образовавшейся вследствие складкообразова-тельных процессов различной интенсивности. Пустотность матрицы, обусловленная порами, не превышает 2%, в то время как вторичная пустотность изменяется от О до 6% и более, обеспечивая высокую вертикальную и горизонтальную проницаемость. Во-вторых,