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

2) конгломераты Нижнего Фарса непроницаемы и не обладают пористостью, хотя при наличии трещиноватости из них получают притоки;

3) породы зарифовых и рифовых известняковых фаций характеризуются большим количеством сцементированных органических остатков; голубые глины Нижнего Фарса заполняют все трещины и полости в верхних частях слоев, полностью закупоривают все пустоты; при рекристаллизации появляется незначительная матричная пористость, но добыча нефти из этих пород возможна только на участках, где породы рассечены трещинами, проникающими в более насыщенные отложения;

4) породы предрифовых и мелководных фаций являются лучшими коллекторами, причем большие объемы пород не подверглись изменениям и характеризуются высокой пористостью и нефтенасы-щенностью; там, где произошла частичная рекристаллизация, пустотность изменяется от кавернозной до межгранулярной, а величина проницаемости колеблется в большом диапазоне;

5) глобигериновые известняки (тонкослоистые фации бассейна) обладают значительно меньшей пустотностью; хорошие притоки из них отмечаются только вдоль открытых близко расположенных плоскостей напластования;

6) глобигериновые известняки с крупными ископаемыми остатками часто могут быть насыщены тяжелой нефтью вследствие селективной рекристаллизации и/или присутствия предрифового делювия.

Большая часть запасов нефти на месторождении Киркук содержится в пустотах структурного характера. Неструктурная пустотность, или макрополости, включающие тектонические трещины, пустоты или каверны и макротрещины, заключают незначительную часть запасов нефти. Однако проницаемость пород и притоки нефти обусловлены наличием именно этих каналов, что было установлено еще в начале разведки месторождения по большим потерям бурового раствора, низкому проценту выноса керна (менее 30%), а также фиксированием в процессе промысловых испытаний очень свободной гидродинамической связи всех частей резервуара. Относительно мало, однако, известно о происхождении и истории развития этих макрополостей. Классификация неструктурных пустот выделяет пять следующих типов:

а) трещины истинных разломов, которые выделяются по зеркалам скольжения и зонам брекчий, а также по выпадению участков разреза в скважинах; обычно разломы характеризуются более молодым возрастом, чем переходная зона, и амплитудой до 20 м; очень мало известно об их истинном простирании и углах падения;

б) трещины, появившиеся в результате деформаций растяжения, приуроченные к верхним частям «Основного известняка» вдоль зоны перегиба между крутыми крыльями структуры и ее относительно плоской сводовой частью; считается, что эти трещины более молодого возраста, чем переходная зона;

в) вертикальные каверны, типичные для пород зарифовых фаций; образовались в результате карстовой эрозии в Нижнем Фарсе; в настоящее время заполнены глиной, но, возможно, служили путями проникновения метеорных вод вниз в подстилающие предрифовые фации;

г) горизонтальные каверны, обнаруженные главным образом в предрифовых фациях;

д) трещины нарушения сплошности материала - наиболее мелкие, но и наиболее обильные, имеющие самое важное значение из трещин всех типов; средняя частота этих трещин для каждого пропластка пласта-коллектора приведена в табл. 3.1; на плоских сво-

Таблица 3.1

довых частях структур встречаются в основном трещины с большими углами падения, более крутопадающие пласты на крыльях структур имеют трещины потери сплошности материала с более плоскими углами; средняя раскрытость трещин приблизительно 0,1-0,2 мм, они могут прослеживаться в керне на расстоянии более 1 м; вид (характер) стенок трещин зависит от типа породы, но в общем в более твердых, фарфоровидных и тонкозернистых породах поверхность стенок трещин наиболее гладкая; системы этих трещин могут быть более интенсивными, особенно в глобигериновых фациях при соответствующих углах наклона пластов; продуктивность скважин в таких пластах зависит целиком от размера блоков матрицы (обычно 7,62x3,81 X 1,27 см);

е) стилолиты обычно редко встречаются и не имеют большого значения.

Все эти макропустоты-полости могут иметь различное происхождение, но считается, что разломы и трещины потери сплошности, имеющие наибольшее значение для добычи нефти, образовались в результате воздымания существовавшей структуры в конце миоцена. До этого воздымания скопления нефти уже существовали, но находились они главным образом в стратиграфических ловушках со значительно худшей проницаемостью пород. Хотя эти ловушки были заполнены нефтью, мигрирующей из синклинали на юго-

запад, но, вероятно, происходила значительная утечка ее вследствие соответствующих палеогеографических условий и отсутствия эффективного экрана. во время процесса быстрого складко- и раз-ломообразования происходила новая фаза миграции нефти во вновь сформированную антиклиналь. более того, новая нефть, мигрирующая по глубоким разломам, смешивалась со старой нефтью, образуя конвекционные течения, которые изменяли гидростатические градиенты и уничтожали следы предыдущего расслоения флюидов.

в настоящее время суточная добыча нефти на месторождении киркук в среднем может достигать 5000 м на скважину при дифференциальном давлении всего (2128)-iq- мпа. при этом гидродинамическая связь всех частей резервуара на месторождении настолько свободная, что на большей части площади месторождения при изменении отбора сразу же регистрируются изменения давления.

3.1.4. Месторождение Духан (Катар) [6]

на месторождении духан трещиноватость играет значительно меньшую роль, чем на рассмотренных выше двух месторождениях. здесь известняки, образующие пласт-коллектор, характеризуются достаточно высокими средними значениями пустотности (в том числе пористости) и проницаемости. отдельные трещины влияют

-1 i [-1 i 1 i 1 i i 1 i-1-1-1-1-1-1-1-l

20(32)

30(<18)-мш,и (км)

верееобая линия

уровень моря

1000 (305) 2000(610) 3000(315) ш0(1220) 5000(1525) - 6000(1830)

j--7 J 7000(2135)

цщ зщ щ) миш (км) чуты (м)

рис. 3.6. структурная карта (а) и разрез (б) месторождения духан (даниэль, 1954).

/ - средний и нижний эоцен и палеоцен; мел: 2-верхний, 3-средний, 4-нижний; 5 - верхняя юра; 6 - известняк № 3; 7 - известняк № 4. / - изогипсы по кровле известняка № 4, футы (м); 2- несогласное залегание