Категории газовых месторождений

 

По характеру пласта мы делим газовые месторождения на семь категорий:

Классификация газовых месторождений

I.    Месторождения, в которых газоносный пласт состоит из песчаника

II.     Месторождения, в которых газоносный пласт состоит из песка

III.         Месторождения в известняках и доломитах, в которых газоносный гори­
зонт приурочен к древнему эрозионному   рельефу

IV.         Месторождения в пористых известняках и доломитах, не приуроченные
к древнему эрозионному рельефу

V.     Газоносные темнобурые сланцеватые глины

VI.     Месторождения в вулканических породах. Бывшая пузыристая лава

VII.      Трещинные месторождения.  Газ залегает в сети перекрещивающихся
трещин в твердых породах, почти не имеющих пористости (например в метамор­
фических  сланцах)

Главное значение имеют первые пять. Промышленное значение остальных двух невелико. К VI категории относятся месторождения газа в застывшей пузыристой лаве в штатах Вашингтон и Орегон. Отдельные скважины давали до 86 000 м³ газа в сутки. Средний дебит — 15 000 м^ъ на скважину в сутки. Средний состав газа: метана 81%, азота 10%, этана 8% и углекислоты 1%. Скважины очень долго­вечны, и некоторые из них без понижения давления дают газ в тече­ние 18 лет. Но давление в газоносных зонах, число скважин и сум­марная добыча газа в сравнении с обычными газовыми месторожде­ниями невелики.

Газ в метаморфических сланцах найден в Калифорнии. Были скважины с большим дебитом. В СССР есть углеводородный газ в си­стеме трещин в протерозойских кварцитово-слюдистых сланцах в Ухтин­ском районе. Большая часть этого газа под давлением растворена в солёной воде, но в верхних частях трещин под девоном есть газ и в газообразном состоянии. Некоторые скважины давали небольшие газовые фонтаны. Этот газ добывается.

В месторождениях I и II категорий пористость, главным образом, первичная. В месторождениях III категории пористость, главным образом, вторичная. В месторождениях IV категории бывает и первич­ная и вторичная пористость, причём в некоторых местах преобладает первичная, а в других вторичная пористость.

Пористость и проницаемость месторождений II категории в общем выше, чем у I категории. Месторождения I категории мы можем рас­сматривать, как месторождения с «уменьшенной первичной пори­стостью», так как песчаники произошли из песков и представляют слежавшиеся или уплотнённые или сцементированные пески. Это уплотнение и сцементированные зёрен сопровождалось уменьшением пористости и проницаемости.

С практической точки зрения, кроме пористости и проницаемости, а следовательно и дебита, имеет большое значение разница крепости пласта I и II категории. Месторождениям II категории мы не можем назначать столь высокий процент отбора, как месторождениям I ка­тегории.

Число газовых месторождений I категории во много раз превышает число месторождений II категории. Чисто газовые (не нефтяные)место­рождения в песках сравнительно редки. Причина: для образования чисто газового месторождения требуется очень длительное геологическое время, и за это время песок успеет слежаться и превратиться в песчаник.

В месторождениях I и II категории газ обычно не содержит серо­водорода. Многие известняковые и доломитовые месторождения содер­жат газ с большой примесью сероводорода, но не все.

Почему же многие известняковые и доломитовые месторождения содержат газ без сероводорода?

Вот тут и выступает коренное различие III и IV категории.

В месторождения эрозионного рельефа газ пришёл издалека. Он собирался с обширных площадей и шёл с больших расстояний. Это — его вторичное местопребывание. Раньше в этих месторожде­ниях газа не было, так как породы, содержащие в месторождениях III категории газ в настоящее время, раньше лежали под поверх­ностью суши и местами обнажались. В порах циркулировали воздух и вода. 

Только когда этот эрозионный рельеф был покрыт последующими отложениями, под ним стал собираться газ. Он шёл преимущественно из соседних областей опускания, из геосинклинальных бассейнов и т. п., где он мог образоваться не в известняках, а в глинах и поэтому не иметь сероводорода. Газ эрозионных месторождений Монро, Хью-готон, Сайр и др. залегает в известняках и доломитах, но не содержит сероводорода. В месторождения Хюготон и Сайр он пришёл из геосин­клинали Анадарко, а в геосинклиналях главную массу пород состав­ляют глины и пески.

Известняки и доломиты намюрских, серпуховских и турнейских отложений в Елыпанском месторождении имеют карстовые образо­вания и относятся к III категории. В них газ почти не содержит серо­водорода. По-видимому, он пришёл с юго-востока, из Нижне-волжской геосинклинали. Карбонатная свита Бугуруслана не имеет признаков эрозионного рельефа. В ней газ образовался в известняках и доло­митах и содержит много сероводорода.

Во многих месторождениях I и II категорий пласты песка или песчаника имеют более или менее однородное строение, более или менее одинаковую пористость и не очень сильно меняющуюся прони­цаемость. Их мощность мало меняется, и во многих месторождениях эти более или менее однородные пласты распространяются на обшир­ные площади. Для таких месторождений многочисленными замерами можно выводить более или менее вероятные средние значения пори­стости и проницаемости или устанавливать эти значения для отдельных площадей и для отдельных прослойков пласта. Словом, мы имеем здесь «пласт», и можем применять к нему «законы фильтрации газа в пористой среде».

В месторождениях III категории газ двигается в порах, кавернах и каналах самой разнообразной формы. Есть мелкие поры и крупные каверны. Есть широкие каналы, которые раньше, когда этот горизонт лежал на суше, были каналами, по которым циркулировали грунто­вые воды. Эти каверны, поры и каналы созданы путём выщелачивания углекислого кальция поверхностными водами. Движение газа в таких каналах нельзя назвать фильтрацией газа в пористом пласте. Да и пласта-то нет, а есть лишь газоносный горизонт, состоящий из сети таких путей. Этот горизонт раньше был древней эрозионной поверхностью. Он приурочен не к определённому пласту, а к древ­нему рельефу. Он может в горизонтальной или наклонной или вол­нистой площади пересекать серию ра личных пластов, а именно их головы, выходившие на древнюю поверхность суши, и включать в себя последовательно эти головы. Проницаемость и пористость в месторож­дениях III категории меняются весьма сильно на коротком протяже­нии. Достоверные средние величины проницаемости и пористости для этих месторождений мы получить не можем. Крупные каналы обычными стандартными замерами не улавливаются. Ко многим место­рождениям, ив том числе очень крупным, мы понятие «проницаемость» прилагать не можем, а следовательно, не можем прилагать и те формулы    подземной    гидравлики, в которые входит проницаемость.

К числу месторождений IV категории относятся оолитовые из­вестняки и оолитовые доломиты, содержащие газ. В них пористость первичная. Есть известняки и доломиты, содержащие пористость в про­межутках между раковинами, в пустотах внутри раковин и т. п. Это также первичная пористость. 

Некоторые месторождения этой катего­рии содержат вторичные доломиты, происшедшие из известняков. Как известно, при превращении известняка в доломит сокращается объём минерала или породы и могут возникнуть поры. 

Это — вторич­ная пористость. К числу таких месторождений относятся многие месторождения газа в пласте Трентон в штатах Индиана и Огайо на западном и северо-западном склоне свода Цинциннати. Пласт Трентон относится к нижнему силуру и состоит из доломитов, извест­няков и доломитизированных известняков. Его мощность — от 150 до 170 м, но скопления газа встречаются лишь в верхних 15 ж. 

По-видимому, первоначально он отложился как известняк, но впоследствии известняк местами превратился в доломит, местами — в частично доломитизированный известняк и местами остался известняком. Как известно, чистый доломит содержит 54,35% углекислого кальция и 45,65% углекислого магния. 

Пористость пласта Трентон была изу­чена известным специалистом этого дела А. Ф. Мельчером. Выяснилось, что при возрастании в пласте содержания углекислого магния воз­растают его пористость и дебит. 

Чистые известняки в этом пласте показали пористость не выше 5% и не дали газа в промышленных количествах. Там, где пласт содержит менее 15% углекислого маг­ния, скважины дали малый дебит и показали давление ниже нормаль­ного. Кроме Мельчера, пласт Трентон изучался геологом Э. Орто-ном. Ортон полагает, что промышленный дебит из пласта Трентон получается только там, где этот пласт содержит не менее 30% угле­кислого магния.

К месторождениям IV категории можно применять понятия пори­стость и проницаемость, но с более значительными затруднениями, чем к месторождениям I и II категории.