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

[.i]a

Рис. 3.20. Карта бассейна Санта-Мария (Риган, 1953).

а - изогипсы подошвы плиоцена, футы (м); б - области отсутствия формации Моитерей; в - профильные разрезы; г - скважины. Нефтяные месторождения; I - Санта-Мария-Вал-ли; 2 - Касмалия; 3 - Оркетт; 4 - Фоудир; 5 - Западный Кэт-Каньон; 6 - Восточный Кэт-Каньон; 7 - Ломпок; 8 - Гато-Ридж; Э - Зака-Крик

В области Санта-Мария (рис. 3.20) нефть находится в трещиноватых зонах верхнемиоценовой формации Моитерей в ловушках комбинированного типа. Трещиноватые зоны приурочены к кремнистым сланцам, к сланцеватым окремнелым, известковистым, кремнистым и фарфоровидным глинам, причем больше всего нефти содержится в трещиноватых кремнистых сланцах. Распространение этих литофаций, по-видимому, связано с определенными обстанов-ками осадкоотложения. Трещиноватость в этом случае является результатом сокращения объема осадка вследствие химических изменений, а не складкообразования. Поэтому трещиноватость по

площади изменяется весьма значительно, что сказывается на дебитах скважин. Однако в общем для большинства месторождений характерны высокие значения проницаемости, судя по высоким начальным дебитам (400-1600 м/сут) тяжелой высоковязкой нефти. Эмпирически полученное максимальное значение проницаемости для зоны кремнистых сланцев на месторождении Санта-Мария составляет 35 мкм при среднем 10-15 мкм. Плотность извлекаемых запасов в хорошо развитой зоне кремнистых сланцев достигает 8000-16 000 мга (120-180 мга-м), а запасы этой зоны составляют 30% от геологических запасов нефти месторождения.

3.3.3. Газовое месторождение Биг-Санди в Восточном Кентукки [18]

В 1914 г. в Восточном Кентукки были открыты залежи газа в верхнедевонских битуминозных сланцеватых глинах. С 1929 г., когда началась промышленная разработка этих залежей, по 1953 г. было пробурено более 3800 скважин и добыто 3,8- 10" м газа при общих его запасах 4,27-10" м. Причем 80% газа было добыто из девонских сланцеватых глин.

Вследствие того, что бурение велось ударно-канатным способом и вынос керна был очень низким, первоначально были допущены серьезные ошибки в определении природы пористости и проницаемости коллекторов. Но затем Хантер и Янг сделали выводы о том, что газ находится в двух системах:

а) в меньшей по объему системе, состоящей из тонкопереслоен-ных алевритов, песков и глин;

б) в основной системе, образованной разрывными трещинами, тектонической трещиноватостью и плоскостями напластования, содержащей основные запасы газа.

Этот вывод был основан главным образом на опыте разработки этих скоплений газа. Падение давления здесь было одинаковым на большой площади, и при закрытии скважин по всему месторождению регистрировалось равномерное восстановление давления. Кроме того, для стимуляции притоков газа из сланцеватых глин обычно применялись взрывы.

3.4. Трещиноватые пласты-коллекторы пород фундамента

Важной особенностью трещиноватых пластов-коллекторов является то, что они не обязательно представлены «мягкими» породами, которые служат основными объектами разведки на нефть. Для пород фундамента обычно характерно отсутствие естественной пористости и проницаемости матрицы; это справедливо и для изверженных и метаморфических пород.

МЕКСИКА

Рис. 3.21. Схема расположения месторождений нефти с продуктивными трещиноватыми метаморфическими породами в Южной Калифорнии (Макнафтон, 1953).

Месторождения: а - газовые, б - нефтяные; в - отложения Францискан - Ноксвилл; г - юрские и более древние метаморфические породы и граниты. Месторождения: / - Эдисон; 2 - Санта-Мария-Валли; 3 - Плайя-дель-Рей; 4 - Эль-Сегундо; 5 - Уилмингтон

Можно утверждать, что нефтегазоносность таких пород и получение из них притоков углеводородов в скважины обусловлены трещиноватостью среды. Примеры таких месторождений не единичны. Смит [1], в частности, сообщает о притоке нефти с дебитом 620 мз/сут из одной скважины на месторождении Ла-Пас-Мара в Венесуэле. По его заключению, продуктивный интервал приурочен к трещиноватым изверженным и метаморфическим породам фундамента на глубине 2710 м. Суточная начальная добыча нефти на этом месторождении из 29 скважин составляла 12 720 м.

Игглстон [19] и позднее Макнафтон [20] описали несколько месторождений и рассмотрели процессы, обусловившие накопление нефти в породах-коллекторах фундамента в Калифорнии. Большое значение открытия этих месторождений заключается в том, что они явились первым примером нефтегазоносности пород фундамента, к чему в то время (1948 г.) геологи отнеслись с явным недоверием. На рис. 3.21 показано расположение этих месторождений - Эдисон, Санта-Мария-Валли, Уилмингтон, Эль-Сегундо и Плайя-дель-Рей. Суточная добыча на этих месторождениях в 1948 г. составляла 2385 м нефти.