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

У V V V

V V V V V

Стратиграфия

Средний w нижний зоцен и, палеоцен

Верхний

Средний

Нижний

Верхняя юра

Ж

рис. 3.7. типичный разрез отложений на месторождении духан (даниэль, 1954). известняки: / -№ 1; 11 ~№ 2; 111 -ш 3 (мощность 25 м); /V -К» 4 (мощность 50 м)

только в небольшой степени на вертикальное дренирование и почти не оказывают действия на латеральное движение флюида.

Месторождение приурочено к малоамплитудной симметричной антиклинали с размерами 49,6X4,8 км (рис. 3.6) и расположено в западной части п-ова Катар. Хотя углы падения крыльев структуры малы и равны только 10°, похоже, что структура росла медленно, начиная с юры, а миграция нефти и ее аккумуляция в ловушке происходили в конце мелового периода.

Месторождение было открыто первой же скважиной, пробуренной на структуре в 1938-1939 гг. После этого буровые работы были прекращены на время войны. В период 1947-1953 гг. было пробурено 27 скважин, включая 3 наблюдательные в водяной зоне и 1 газовую. На рис. 3.7 показан типичный разрез отложений, вскрытых скважинами, с выделением интервалов, приуроченных к верхнеюрским известнякам № 3 и 4. Эти интервалы хорошо изолированы друг от друга непроницаемыми нетрещиноватыми аргиллитами толщиной около 20 м. Породы их различаются по свойствам. Вынос керна в каждом интервале превышал 957о, поэтому оба интервала довольно хорошо изучены.

Продуктивный интервал, представленный известняками № 3, подстилается и перекрывается ангидритами. Этот интервал весьма выдержан - имеет толщину 25,5 м на значительной площади, и подразделяется на три части, образованные известняками и/или доломитами в различных вариантах. Пустотность

отложений в среднем 167о, проницаемость в направлении, параллельном напластованию, достигает 0,030 мкм, перпендикулярном к нему - 0,015 мкм. В пластах с тонкой текстурой хорошо прослеживается система трещин потери сплошности материала, разрезающая породу под прямым углом к напластованию и параллельно простиранию. Одна такая трещина в среднем встречается в интервале отбора керна от 0,3 до 2,7 м. Раскрытость трещин оценивается примерно в 0,1 мм.

Продуктивный интервал, представленный известняками №4, имеет толщину 56,4 м, подразделяется на семь частей и подстилается тонкозернистыми плотными светло-серыми известняками. Средняя пустотность пород интервала 21%, проницаемость 0,075 мкм2 в направлении, параллельном напластованию, и 0,04 мкм в направлении, перпендикулярном к нему. В этом интервале, как и в вышележащем, наблюдается сеть трещин, представляющих собой нарушения сплошности, но частота трещин здесь выше - 1 трещина на 1,3 м интервала отбора керна. Считается, что трещины образовались на ранней стадии тектонической активности, в течение которой начала формироваться антиклиналь (возможно до начала аккумуляции нефти). Однако плавный подъем обусловил малую раскрытость трещин, а в менее хрупких породах, таких, как; ангидритовые экраны,- даже изгиб слоев без образования разрывов. Значение разрывов в этих двух продуктивных интервалах понято еще не полностью, и эффект от них в каждом интервале может быть различным.

В интервале известняков №3 70-80% добычи нефти обеспечивает самая нижняя 6-метровая пачка, поэтому вначале возникало сомнение в возможности дренирования верхней части интервала мощностью 19,8 м. Однако испытаниями было доказано, что давление изменяется одинаково по всему интервалу, и, следовательно, можно ожидать, что в результате вертикальных перетоков по трещинам будет дренироваться весь интервал. Горизонтальное течение значительно меньше зависит от трещиноватости.

О роли трещин в известняке № 4 известно меньше. То, что они способствуют притоку,- это, очевидно, но в тех местах, где раскрытость трещин не больше, чем размеры межзерновых каналов, обусловливающих пористость матрицы, а также проницаемость, их влияние может быть незначительным. Предполагается даже вредный эффект от наличия вертикальных трещин, поскольку они протягиваются далеко вниз в подстилающие пласты, создавая пути для образования конусов обводнения.

Таким образом. Духан служит примером месторождений, в которых трещины в продуктивных отложениях играют только вспомогательную роль.

Для эффективного дренирования на этом месторождении требуется весьма плотная сетка эксплуатационных скважин в отличие от месторождений Киркук и Айн-Зала.

На месторождении Айн-Зала пласт-коллектор характеризуется чрезвычайно низкими значениями пористости и проницаемости мат-

рицы, а большие дебиты нефти обусловлены исключительно плотной и протяженной системой вертикальных трешин, по которым нефть мигрирует из более глубоких горизонтов. Трешиноватость развита настолько, что даже предполагается возможность эффективного дренирования всей залежи, приуроченной к структуре, дву-мя-тремя правильно расположенными скважинами.

На месторождении Киркук разрез характеризуется наличием интервалов с чрезвычайно высокими значениями пористости и проницаемости матрицы, а также пустотности и проницаемости, обусловленной развитой системой трешин. Поэтому огромная добыча на месторождении осушествляется из скважин, расположенных на расстоянии 3,2 км друг от друга. Здесь также предполагается возможность дренирования всей залежи относительно небольшим числом скважин, благодаря свободной связи между продуктивными интервалами.

3.1.5. Формация Асмари (Иран) [7, 8]

Основные запасы нефти Ирана приурочены к месторождениям, расположенным вдоль юго-западного края горной цепи Загрос на поясе некрутых антиклиналей (рис. 3.8 и 3.9), параллельных горному хребту. С раннего палеозоя до позднего миоцена этот район являлся областью стабильного шельфа с более или менее непрерывным отложением осадков. Следовательно, была накоплена большая масса осадков, состоящих главным образом из известняков, сланцеватых глин и мергелей. В триасовом периоде этап тектонической деятельности разделил территорию Ирана по линии, вдоль которой позднее образовалась надвиговая зона Загрос. К юго-западу от этой зоны протягивался морской трог, а северо-восточнее подъем территории и образование крупных складок привело к нескольким длительным периодам субаэральной эрозии и значительным несогласиям в разрезе третичных и мезозойских пород.

В то же время на юго-западном троге продолжалось непрерывное отложение осадков в морских условиях до тех пор, пока не произошел резкий подъем гор Загрос в позднетретичное время. Тектоническая активность привела к изменению условий отложения осадков, о чем свидетельствует накопление в миоцене - плиоцене переслаивающихся эвапоритов, песчаников, аргиллитов и мергелей. Вскоре после этого интенсивность складкообразования возросла, этот юго-западный бассейн был приподнят, и в его пределах образовались синклинали и антиклинали. Такое сочетание условий привело к формированию мощных пластов-коллекторов, многочисленных нефтематеринских слоев, хороших покрышек, крупных антиклиналей и, как следствие, к формированию одной из самых крупных нефтедобывающих провинций! мира.

Основные запасы нефти на юго-западе Ирана приурочены к трещиноватым карбонатным породам третичной формации Асмари. Залежи нефти встречаются также в) более древних породах мелового возраста (серия Бангестан). Формация Асмари олигоцен-миоце-