Месторождения 3 категории

 

Месторождения I и II категории общеизвестны. Это — пластовые месторождения. До сих пор они и служили главным объектом приме­нения формул подземной гидравлики. Месторождения III категории нельзя назвать пластовыми, хотя газ и содержится в пластах. Они должны составить особый отдел в подземной гидравлике. Для них нужны иные формулы.

Месторождения III категории в мировой добыче газа занимают крупное место. Типичными примерами этих месторождений являются три самых крупных месторождения газа в США: Хьюготон, Панхандль и Монро.

Месторождение Хьюготон

1. В месторождении Хьюготон газ залегает в порах, кавернах, ка­налах и трещинах в известняках и доломитах. Первоначальную по­ристость имеет тонкий пласт оолитового известняка, залегающий спо­радически. Он найден далеко не во всех скважинах. Его промышлен­ное значение невелико. 
2. Главное значение имеет вторичная пористость. Месторождение содержит шесть газоносных горизонтов. Их суммар­ная мощность, включая разделяющие их глины и непористые известняки, составляет 76 м. Суммарная мощность шести горизонтов, исклю­чая непористые слои, около 13 м. 
3. Газ в газоносных горизонтах распре­делён не одинаково и неравномерно. Нет ни одной скважины, которая дала бы газ из всех шести горизонтов. Большею частью скважина даёт газ из двух или трёх горизонтов. Некоторые, очень редкие, —только из одного. Некоторые — из четырёх. Комбинации горизонтов, давших газ в той или иной скважине,—самые разнообразные. Но нет ни одной скважины, которая внутри общей границы газоносной площади совсем не дала газа.

Пустых мест внутри площади нет. Но дебит скважин — самый раз­нообразный.

• Керны, вынутые из скважин, показали, что газоносный известняк и доломит имеют разъеденный вид. Они содержат поры, каверны и каналы самой разнообразной формы и разной величины. 
• На стенках многих каверн сидят кристаллы кальцита. Эти известняки и доломиты отложились в мелком море, но во время их отложения происходила борьба суши с морем. Местность то делалась сушей, то снова покры­валась морем. 
• Когда район превращался в сушу, в слоях известняка и доломита циркулировала Дождевая вода, растворявшая и уносив­шая углекислый кальций. Верхний горизонт разъеден особенно сильно очевидно, когда местность была сушей, он представлял водоносный горизонт, по которому циркулировали грунтовые воды. Но такие каналы циркуляции подземных вод имеются и в нижних газоносных горизонтах. Некоторые слои известняка почти нацело были раство­рены и оставили после себя мучнистую красную кремнисто-известко-вистую глину и соответствующие прежнему объёму пустоты. 
• Никакой постоянной или средней пористости или проницаемости вывести нельзя, хотя некоторые исследователи оценивают объём пор, каверн и ка­налов по отношению к объёму породы в среднем в 20%. Кроме пор, каверн и каналов есть также трещины.
• Все шесть газоносных горизонтов трещинами и каналами соеди­нены между собой и представляют один общий газовый резервуар. Его можно назвать газоносной зоной. Во всех горизонтах — одина­ковое давление. Первоначальное давление было 33,84 ата. За 12 лет эксплуатации оно понизилось только на 10% и при том только на участках, занятых скважинами с долговременной эксплуатацией.
• Каждая скважина очень мало снижает давление в пласте, но это ма­лое понижение давления распространяется на большое расстояние, иногда свыше 4 км, причём понижение давления распространяется в разные стороны неравномерно. Никаких определённых направле­ний распространения понижения и никакой закономерности в этом понижении вывести не удалось.

Кровля газоносной зоны залегает на глубине от 720 до 807 м, она наклонена на восток в размере 4 м на 1 км. Но и равнинная поверх­ность земли наклонена на восток в размере 2,45 м на 1 км, так что у восточной границы газоносной площади кровля зоны лежит лишь на 87 м глубже, чем у западной. Глубины скважин мало отличаются друг от друга.

Имеются сведения о дебите всех отдельных скважин как в открытом. состоянии, так и при эксплуатации. Минимальный первоначальный дебит в открытом состоянии (у одной скважины) был 26 788 м³/сут­ки. Максимальный, также у одной скважины,— 1 117 445м⁵/сутк1и Дебит остальных скважин заключается между этими цифрами и весьма разнообразен. Давление в пласте почти одинаковое. Зона общая для всех скважин. 

Диаметры, глубины и конструкция скважин — почти одинаковые, а дебит — разный, и при том различающийся весьма сильно. Дебит одной скважины может в 40 раз превосходить дебит соседней скважины. Ясно, что здесь Q₁ будучи частично результа­том пластового давления, есть главным образом результат «качества путей газа». Мощность мы включаем в качество путей, но она имеет малое значение. Главное на какие каналы и трещины попала сква­жина.

Малодебитная скважина, вероятно, не попала на главные каналы а попала на мелкие каналы, представляющие затруднённый путь для газа из главных каналов в скважину. Но иногда торпедирова­нием или обработкой НС1 удавалось проложить хорошие пути от скважины до какого-нибудь главного газоносного канала_f находяще­гося по соседству, и после этой обработки скважина сильно увели­чивала Q_o.

Так как пластовое давление в месторождении Хьюготон за время эксплуатации понизилось очень мало, дебит скважин в открытом состоянии понизился также мало. На 1 января 1943 г. после 15 лет эксплуатации 354 скважины в той части района Хьюготон, которая расположена в штате Канзас, имели суммарный дебит в открытом состоянии 130 559 465 м\сутки. Если мы эту цифру разделим на число скважин, то получим средний арифметический дебит 368 812 м^г на скважину в сутки. Но это не есть первоначальный дебит, а для получения показателя путей газа, т. е. максимальной пропускной спо­собности газоносной зоны, в которую попала скважина, О_о надо брать по первоначальному дебиту.

В   месторождении   Хьюготон   индекс   максимальной   продуктивности -Г- оказался равным:

у самой малодебитной скважины 812, у скважины  максимального дебита 33 862 и у скважины среднего дебита 15 020.

В 1939 г. вступило в эксплуатацию 11 скважин. Их средний перво­начальный дебит в открытом состоянии был 495 640 м³ на скважину в сутки, и было равно 16 521.

Известняковые и доломитовые месторождения III категории имеют более высокие индексы максимальной продуктивности, чем песча­никовые.

Месторождение Панхандль

Газоносная площадь Хьюготон своей южной частью сливается с газоносной площадью месторождения Панхандль. Оба месторожде­ния составляют один общий газовый резервуар с одинаковым давле­нием. Они имеют общую известняков-доломитовую газоносную зону, но в Панхандле под ней лежит погребённый гранитный хребет,  бывший до отложения известняков и доломитов сушей. 

Поверхность его сильно разрушена. На склонах лежит аркозовый песок, происшедший от разрушения гранита. В этом песке местами есть много валунов и гравия. Валунный песок и гравий содержат газ. Кроме того, есть газ в верхних частях гранита, содержащих много трещин, пор и ка­верн, происшедших от выщелачивания дождевыми водами ферро-магнезиальных минералов из гранита. Газоносный резервуар полураз­рушенного гранита, гравия и аркозового песка каналами выщелачи­вания и трещинами соединён с известняково-доломитовой газоносной зоной и имеет с ней одинаковое давление. Суммарная мощность трещинно-пористо-кавернозной зоны, содержащей газ в Панхандле, составляет в среднем около 20 м, но имеет очень большие вариации на этой громадной площади. В одном месте мощность одного только аркозового песка доходит до 213 м. Есть места, где известняково-доломитовый горизонт смыт, и газоносны только песок и гранит. Ха­рактер известняково-доломитовой зоны в Панхандле такой же, как и в Хьюготоне.

Итак, в Панхандле при одинаковом первоначальном давлении во всех газоносных горизонтах и по всей площади дебиты скважин чрезвычайно различны, и эти различия, как и в Хьюготоне, объясня­ются большими вариациями в качествах путей газа к скважинам. Геологи Котнер и Крам, описавшие месторождение Панхандль, го­ворят: «Некоторые из скважин, поставленных между скважинами очень большого дебита, дали очень малый дебит».

Минимальный дебит в открытом состоянии был 57 тыс. м^ъ и макси­мальный — более 3 млн. m^z на скважину в сутки. Всего до 1 января 1933^ г. на месторождении Панхандль было в эксплоатации 703 сква­жины. Их первоначальный дебит в открытом состоянии был чрезвы­чайно различен. Средний арифметический для всех этих скважин — 758 900 м³ на скважину в сутки.

Qo/Рз в Панхандле

у самой малодебитной скважины— 1 781,

у наиболее высокодебитной — 96 774 и

средний для всех скважин — 24 480.

В общем, благодаря аркозовому песку и полуразрушенному гра­ниту индекс максимальной продуктивности в Панхандле выше, чем в Хьюготоне.

Район Монро

Район Монро находится в северо-восточной части штата Луизиана на низменной аллювиальной равнине. Высота этой равнины над уров­нем моря составляет 25 ж, но в районе Монро на этой равнине есть отдельные возвышенности, подымающиеся до высоты 40 м над уров­нем моря.

I пласт лежит на глубине от 625 до 701 м. В западной части района он залегает в свите Наварро верхнего отдела меловой системы и со­стоит из мелового песка и песчаника с первичной пористостью. Эта пористость расположилась по слоям стратификации и меняется как по простиранию слоев, так и перпендикулярно к слоям. Здесь I пласт имеет мощность от 3 до 15 м. Первоначальный дебит скважин в откры­том состоянии был от 28 до 708 тыс. м^* газа в сутки, в среднем 140 тыс. м^г. Дебит в этой части района зависит от пористости, а не от расположения скважины на структуре. Наиболее высоко I пласт поднят у западного края района и здесь скважины дали малый Дебит.

В тектоническом отношении район Монро — это купол слоев меловой системы, но газовый пласт не есть определённая стратигра­фическая единица. Он залегает в разных свитах. Поэтому тектоника I пласта не совпадаете тектоникой купола. Его углы падения, в сред­нем, меньше, чем углы падения определённых геологических свит меловой системы этого купола. Поэтому I пласт лучше называть газо­носным горизонтом, а не пластом, и горизонт этот — не стратигра­фический.

Над свитой Наварро лежит несогласно свита Мидвэй, относящаяся к эоцену, имеющая мощность до 138 м и состоящая главным образом, из тёмно-бурой сланцеватой глины. Эта свита образует хорошую непро­ницаемую покрышку газового месторождения.

Наиболее богатая часть месторождения лежит в центральной, восточной и южной частях района, где перед временем отложения свиты Мидвэй произошла эрозия поверхности и верхних частей отло­жений меловой системы. Свита Наварро здесь была смыта. Частич­ному размыву подверглись и нижележащие свиты меловой системы Саратога и Аннона, состоящие главным образом из мела. Эрозия создала неровный рельеф. Возникли возвышенности с крутыми скло­нами и узкие долины. Разница в высотах этого эрозионного рельефа достигала 46 м. Возникшие меловые холмы были сильно выщелочены. Удаление углекислого кальция создало местами большую вторичную пористость. Растворённый углекислый кальций был снова отложен в форме кальцита в порах пород, лежащих ниже по рельефу. Полу­чилась особая порода: твёрдый кальцитизированный мел, имеющий различную пористость и меняющуюся проницаемость. Меловая поро­да низменных частей этого дотретичного рельефа была выщелочена зна­чительно менее породы возвышенностей. Порода дна долин и низмен­ных равнин имеет малую пористость. По окончании мелового периода местность опустилась и была занята эоценовым морем. Отложились глины Мидвэй, покрывшие весь до третичный эрозионный рельеф. Под ними в порах меловых пород скопился газ.

Скважины, попавшие в низменные места эрозионного рельефа,, дали небольшой дебит. Скважины, попавшие в возвышенности, холмы и крутые склоны долин, дали особенно большой дебит. Дебит не за­висит от расположения скважины по отношению к структуре. Восточ­ная часть месторождения лежит на пониженной части структуры. Но здесь сильно развит дотретичный размыв. Промышленный газо­носный пласт здесь имеет мощность от 6 до 12 м.

Наиболее богатая газом часть пласта лежит на 3—4,5 м ниже tro кровли. Первоначаль­ный дебит скважин в открытом состоянии в восточной, южной и цен­тральной частях района был от 57 тыс. до 1 133 млн. м³, в среднем 285 тыс. м^г на скважину в сутки.

Почти по всему району в разных местах в I газовом пласте была встречена в малых количествах солёная вода, но она не подымалась в пласте при эксплуатации и не образовывала конусов или языков. Месторождение не имеет гидравлического режима. По-видимому это вода, оставшаяся местами в пласте при миграции в пласт газа, и газ из этих мест не мог вытеснить воду.

Нефти в месторождении Монро и по соседству с ним не найдено. Газ содержит небольшие количества бензина. В юго-восточной части района в 1 м³ газа имеется 0,0803 л бензина. В направлении на северо-запад содержание бензина быстро уменьшается. В остальных частях района газ содержит в среднем 0,03345 л бензина в 1 м³. Сероводо­рода в газе нет.

Из газа добывается бензин абсорбцией под давлением.

Геолог P. Fergus, описавший месторождение Монро, полагает,, что газ в I пласт пришёл снизу по трещинам сбросов в юго-восточной части района и отсюда распространился по пласту на север и запад. Сначала вошёл лёгкий газ, не содержащий бензина. Позже вошёл, тяжёлый газ.

Есть и другая гипотеза, а именно: газ пришёл не снизу, а с боков по плоскости несогласного залегания с больших расстояний.

Третья гипотеза: газ проник в I пласт из сланцеватых глин свиты Мидвэй.

Повидимому справедлива вторая гипотеза. На это указывает изу­чение соседнего газового месторождения Ричленд.

II пласт лежит на 30—76 м ниже подошвы I пласта. Местами он относится к свите Вудбайн верхнего отдела меловой системы, местами— к свите Команчи нижнего отдела меловой системы. В нём газоносными являются слои твёрдого или мягкого песчаника, переслаивающиеся с слоями красной глины или серой сланцеватой глины. II пласт имеет малое распространение. Его мощность — от 0,5 до 3 м. Во II пласте есть солёная вода, и она местами быстро затапливает скважины при эксплоатации. До 1 января 1933 г. на Л пласт было пробурено 70 сква­жин. Из них только 23 дали промышленный дебит, но в 17 он быстро кончился. Долговременный дебит дали лишь 6скважин.Многие скважины были затоплены солёной водой. Первоначальный дебит скважин в открытом состоянии был от 25 тыс. до 1 642 тыс. м³/сутки. Во многих скважинах промышленники затрамбовали II пласт и вер­нулись к I пласту.

Газоносная площадь I пласта имеет в длину  с севера на юг 46 км и в ширину с  востока на запад 33 км. Она равняется 1113,5 км². Амплитуда подъема слоев купола — 100 м.

В первое время разработки месторождения первоначальное давле­ние в закрытых скважинах у устья их было 71,71 ати. Первоначальное давление в первом пласте было в среднем 76,3 ати. Оно превы­шало нормальное давление для глубины залегания I пласта. Такое же давление было и во II пласте.

Площадь разрабатывалась неравномерно. До 1933 г. наибольшее количество скважин было пробурено в юго-восточной части района и здесь давление в пласте местами упало до 8,5 ата. В северной и за­падной частях района до 1933 г. было пробурено мало скважин и сохра­нилось первоначальное давление. После 1933 г. постепенно была по­крыта скважинами и остальная часть района, но и сейчас есть места, имеющие большие расстояния между скважинами.

В статье P. Fergus дана карта распределения продуктивности скважин и карта распределения давления в пласте по району на 1 ян­варя 1933 г. Эти карты показывают, что полосы одинаковых дебитов и полосы одинаковых давлений разместились извилистыми зонами, и это размещение не зависит от тектоники купола.

Скважины в районе Монро бурятся вращательным способом лёг­кими буровыми станками. Время фактического бурения скважины от б до 10 дней, но на все работы по доведению скважины до эксплоа-тационного состояния уходит от 21 до 32 дней. От 12 до 15 дней по законам штата Луизиана требуется на цементировку и затвердевание цемента. Законы по охране месторождений требуют, чтобы во избе­жание подземной утечки газа в скважину были спущены три колонны обсадных  труб:

диаметра 10 или 12" до глубины 30 — 60 м\

диаметра 8* до сланцеватой глины свиты Кэн-ривер, т. е. до глубины 210-250 м и

диаметра 6* до подошвы той породы, которая лежит над \-м пластом.

Эти три колонны должны быть зацементированы доверху.

Ниже башмака 6" пробуривается от 9 до 22 ж, спускается перфори­рованный лайнер диаметра 4,5" и ставится на дно. Верхняя часть его на определённую длину должна находиться внутри труб 6". Затем спускаются насосные трубы небольшого диаметра. Если в скважине при эксплуатации скапливается вода, её периодически выдавливают через насосные трубы. Но есть скважины и с сифонными трубами. Специальные сифонные трубы обычно не спускают. Газ добывают через чок-ниппель или орифайс определённого диаметра в соответствии с разрешенным процентом отбора.

Фиг. 47 показывает, как развивались в районе Монро бурение и добыча газа.

Число скважин в эксплуатации в 1940 г. дошло до 1340. Макси­мальная годовая добыча была в 1936г.,когда было добыто 6 230 млн. m^z. В 1940 г. было добыто 5 521 776 тыс. м³.

В среднем каждая скважина из тех, которые состояли в эксплуатации на 1 января 1941 г., уже прожила 10,6 лет, за это время дала около 60 млн. м³ и продолжает давать газ. Вследствие истощения пласта ещё не выбыла из эксплуатации ни одна скважина. Были слу­чаи ликвидации скважин только по техническим причинам. В первые годы разработки месторождения, когда не было достаточных знаний ни о месторождении, чи о том, как надо его разрабатывать, были случаи неурегулированных газовых фонтанов, образования кратеров, порчи скважин неумеренной добычей и т. д.

Первая скважина, получившая в 1916 г. газ в районе Монро, была пробурена в юго-восточной части района, недалеко от города Монро. В этой части и производилась эксплуатация в первые годы.

Постепенно выяснялось распространение газоносной площади. Поверхность юго-восточной части была покрыта очень мелкими участ­ками городского типа, и на каждом, даже маленьком, участке владе­лец имел право поставить хоть одну скважину. Поэтому здесь полу­чились очень малые расстояния между скважинами. Но из этих сква­жин был разрешен лишь очень малый процент отбора. В результате всё же получилось, что в юго-восточной части давление в пласте к 1941 г.

было сильно снижено. В остальных частях района оно к1 января 1941 г. понизилось лишь на 23,4 am, т. е. на одну треть. Всего До 1 ян­варя 1941 г. в районе Монро было Добыто, замерено и утилизирован-но 79 541 891 200 ж³ газа. Если к этому прибавить потери газа при не­урегулированных газовых фонтанах, при продувке скважин для замера трубкой Пито и разные другие потери, и если взять на 1 января 1941 г. среднее взвешенное давление в пласте по всему району, то окажется, что на 1 am снижения пластового давления в среднем при­ходится добыча около 3 000 млн. м³. Справедлив ли для месторожде­ния Монро «закон равной добычи на атмосферу падения», и на каж­дую ли атмосферу снижения давления Монро добывалось одинаково по 3 000 млн. м³, мы точных данных не имеем. Думаем, однако, что добыча на 1 am не была одинаковой. В начале она была больше, а потом меньше. Одна только поправка на отклонение от закона Бойля даёт следующие цифры.

При снижении давления на 1 am от первоначального давления 76,3 ата до 75,3 ата должно быть добыто газа на 23% больше, чем при снижении давления также на 1 am от давления 3 ата до давле­ния 2 ата. Кроме того, надо учесть изменение температуры и откло-

нение от закона Гей-Люссака. Выпуск из пласта более 80 000 млн. м³ газа и снижение давления на 25 am вызвали некоторое охлаж­дение пласта.

Если считать, что снижение давления на ¹_J3 дало 80 000 млн. м³, то нельзя считать, что в месторождении ещё осталось 160 000 млн. м³. Вероятно, осталось меньше.

Средняя добыча на скважину в сутки была:

в 1923 г.......................................................................................... 23 274 м

„

с 1925 до 1936 г.  ......................................................................... 15516

с 1940 до 1944 г........................................................................... 11300

Всего до 1 января 1944 г. в районе Монро добыто, замерено и ути­лизировано 94 500 млн. м³ газа.

Расстояния между скважинами — разные. Есть участки, где скважины поставлены близко одна от другой. Есть участки с большими расстояниями между скважинами. Есть фабрики, заводы, электро­станции и посёлки, занимающие газоносную площадь, и от них сква­жины находятся на значительных расстояниях. В среднем по всему газоносному району на скважину приходится площадь 0,83 км². Сред­нее расстояние между скважинами 911 м. Это расстояние оказалось нерациональным. Оно слишком мало.

До 24 июня 1924 г. в Луизиане существовал закон, не разрешавший процент отбора выше 20%. 24 июня 1924 г. был введен новый закон; процент отбора был поставлен в такую зависимость от площади, при­ходящейся на скважину (табл. 41).

Таблица 41

 

Площадь,   приходящаяся
на данную скважину
в гектарах	отбора
68,8   и более	24
34,4	21
17,2	17
8,6	15
4,3	12
2,15	9
менее   2,15	7

Инженеры «департамента по охране природных ресурсов» делали раз в год трубкой Пито определения дебита каждой газовой скважины в открытом состоянии и давления в закрытом состоянии. Каждой сква­жине назначался максимально допустимый размер суточного эксплуатационного дебита согласно установленному проценту отбора. Затем в течение года через каждые 4 месяца инженеры указанного департа­мента замеряли давление в каждой скважине в закрытом состоянии, и согласно этому замеру прямо пропорционально изменению давления закрытой скважины вычислялся размер разрешаемого на ближайшие 4 месяца дебита. Например, если давление в закрытой скважине за 4 месяца понизилось на 5%, значит и дебит открытой скважины пони­зился на 5%. Разрешённый в начале года эксплуатационный дебит уменьшался на 5%. Но и при установленном проценте отбора вообще не разрешалось снижать давление при эксплуатации ниже 50% давле­ния в сполна закрытой скважине.

При замерах трубкой Пито до 1929 г. пользовались формулами и таблицей Олифанта, а после 1929 г. формулами и таблицами В. Рейда. Вследствие большого дебита замерять дебит прибором Орифайс было нельзя.

В конце 30-х годов замер дебита трубкой Пито оказался непригод­ным, так как предварительная продувка не давала «стабилизации вытекания».

Значение месторождений III категории

Кроме описанных трёх месторождений в США, есть ещё много месторождений III категории. Недалеко от Панхандля, в штате Окла­хома, есть месторождение Сайр, относящееся к III категории. Такие месторождения найдены в пермском бассейне Западного Техаса, где выявлено семь горизонтов несогласного залегания слоев.

В Канзасе есть много месторождений газа, залегающих в верхней части так называемого «миссисипского известняка», относящегося к нижнему карбону. По отложении этого известняка произошла регио­нальная дислокация. Возникли складки и купола. Вместе с тем про­изошло поднятие местности. Море ушло. Обнажённый известняк под­вергся эрозии. Затем местность снова опустилась. Пришло море сред­него карбона и на эрозионной поверхности отложило непроницаемую глину свиты Чироки. В эрозионной сети известняка скопился газ. Главные скопления заняли самые верхние части структур. Эти место­рождения III категории дают большую добычу газа.

Месторождения III категории имеются в Аппалачском бассейне, в средней части Северного Тексаса и в Канаде.

В СССР к этой категории относятся газоносные карстовые извест­няки намюрских, серпуховских и турнейских слоев Ельшанско-Кур-дюмского месторождения около Саратова.

Почти все месторождения III категории за малыми исключениями содержат газ без примеси сероводорода, хотя и залегают в известня­ках и доломитах. Это указывает, что газ родился не в этих известня­ках, а пришёл издалека, из других пород. Исключение составляют некоторые месторождения Западного Техаса и Канады. В Панхандле малая часть газоносной площади, там, где газ связан с нефтью, при­шедшей не издалека, содержит газ с сероводородом, а на остальной части площади газ не содержит сероводорода.

В месторождениях III категории вмещающими газ породами явля­ются известняк, мел и доломит. Кроме этих пород, конечно, в разных местах эрозионного рельефа были и другие породы. Например были и песчаники. Но они не дали месторождений III категории. Кварц очень мало растворим в дождевой воде. Известняки, мел и доломиты имеют растворимость намного выше. Даже гранит в Панхандле дал газоносную эрозионную сеть, но кварц гранита не растворился.