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
- 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.
- 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.
- 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
каналаf находящегося по соседству, и после этой обработки скважина
сильно увеличивала Qo.
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 мг 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, Оо
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. мъ и максимальный — более
3 млн. mz 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. мг.
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. мг 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. mz. 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 1J3 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.