Контакт газа и воды

Глава XII

КОНТАКТ ГАЗА И ВОДЫ

Взаимодействие газовой и жидкой фаз газового месторождения зависит от относительных размеров контакта газ — вода и общей массы таза газовой шапки. В этом отношении классификация газовых месторождений такова (табл. 59).

Таблица 59

Классификация газовых месторождений с точки зрения относительных размеров

контакта газ —вода

Примером месторождения 1-й группы может служить III пласт Ухтинского района на северо-восточном склоне Тимана. Это — базальный конгломерат девона, лежащий на протерозойских метаморфических сланцах. Он залегает на своде и на северо-восточном склоне обширного подземного выступа этих сланцев и имеет среднее падение на СВ около 1,5°. В начале северо-восточного склона около свода в этом пласте есть залежь вязкой нефти уд. веса 0,95. Под ней лежит пластовая вода. Далее на СВ все поры пласта наполнены соленой водой, в которой растворен газ. В тяжелой нефти также есть немного растворенного газа. Газовой шапки это месторождение не имеет. Только скв. № 18 промысла № 3 на склоне подземного хребта дала небольшой и кратковременный газовый фонтан. Это было небольшое местное скопление газа. III пласт имеет мощность от 25 м в высшей точке структуры до 63 м на расстоянии 18 км от этой точки на северо-восточном склоне. Он состоит из разнородного песчаника, песка и конгломерата. Введенные в него на северо-восточном склоне скважины дали переливание воды: скв. № 9 Ыджид — 608 м³, скв. № 213 Чибью— более 1000 ж³, скв. № 20 Чибью — 1380 м³/сутки и т. д. Вода при выходе из скважины как бы кипит, имеет белый цвет и выделяет громадное количество пузырьков газа. Если направить воду в трап, этот газ можно собирать. В скв. № 20 вода выносила 2,138 ж³ газа в I м³ воды. Состав газа: метана 95,5%, этана — следы, углекислоты 2% и азота 2,5%.

III пласт занимает площадь в ширину не менее 24 км и в длину не менее 50 км. Средняя пористость его—20%. Кроме пор, есть много трещин. Запас соленой воды в этом пласте — не менее

8 000 млн. м³. Запас газа — не менее 16 ООО млн. ж³. Весь этот газ растворен в воде. Добывать его можно, добывая воду и пропуская ее через трап.

Под III пластом лежат древние сланцы, пронизанные трещинами. В этой сети трещин есть не менее 1 млрд. м³ соленой воды, и в ней растворено не менее 2 млрд. м³ углеводородного газа. Газовой шапки месторождение газа и воды в Ухтинских сланцах не имеет, но отдельные скопления газа в газообразном состоянии были найдены в нескольких местах в верхних частях трещин под девоном. Были получены небольшие кратковременные газовые фонтаны. Состав газа: метана •свыше 90%; этана — следы; углекислоты 0,5%; азота — от 2,5 до 9,5% и гелия — от 0,1 до 0,37%.

В девон в Ухтинском районе пробурено свыше 700 скважин и в сланцы — также свыше 700. Тяжелая нефть из III пласта добывается шахтой. Из воды сланцев извлекаются радий и различные соли. Газ из воды сланцев идет на отопление крупного завода.

Еще один пример месторождения газа, растворенного в воде, есть источник Нарзан в Кисловодске на Северном Кавказе. Минеральная вода Нарзана залегает в трещинах известняка каменноугольной системы. Выделяясь в источнике, она несет с собой углекислый газ С0₂ в количестве 1,1 м³ на 1 м³ воды. По выходе на поверхность углекислота выделяется в виде газа. Этот газ собирают и помещают в баллоны.

Пример месторождения 2-й группы изображен на фиг. 62, стр. 317. Газовые месторождения 2-й группы весьма многочисленны. Типичным месторождением 3-й группы можно считать Бугуруслан, а некоторые его куполы, не содержащие нефти, можно отнести ко 2-й группе. Большая часть газоносной площади Калиновского и Ново-Степановского куполов Бугурусланского района расположена на пластовой воде. Небольшая южная часть — на нефти, которая клином зашла между водой и газом. Нефтеносная площадь Журавлев-ского и Ново-Степановского участков имеет размеры 404 га. Газоносная площадь над нефтью и над водой — намного больше. Мощность газоносной зоны над водой — в среднем около 17 м. Таким образом газ распространен очень большой площадью над водой и в сравнении с этой площадью мощность газовой залежи имеет очень малые размеры. Контакт газа и воды и взаимодействие двух фаз в Бугуруслане широко выполнены. Это должно вести за собой быстроту установления равновесия фаз после всякого нарушения этого равновесия. И однако, несомненно, после каждого понижения давления бугурусланская пластовая вода долго бывает пересыщена газом. Нефть в Бугуруслане при понижении давления также пересыщена газом. Подошва газоносной зоны лежит на 170 м ниже уровня моря. Там, где газ занимает всю пористую зону и под ним нет нефти, все-равно под ним лежит вода_?

Фиг. 53. Нормальный разрез Ново-Степановско-Калиновского месторождения.

так как ниже пористой газоносной зоны залегают известняки и доломиты, имеющие меньшую пористость и также содержащие воду.

На фиг. 53 дан нормальный разрез Степановско-Калиновского месторождения.

Месторождения 4-й группы также многочисленны.

К месторождениям 5-й группы относятся такие, в которых газоносный пласт имеет сравнительно⁴ малую мощность, но большую площадь распространения и в зоне контакта газ — вода круто наклонен. На фиг. 54 изображен один из примеров-такого месторождения.

Месторождений 5-й группы в Скалистых горах США много.

Контакт газ — вода в месторождениях б-й группы может отсутствовать по разным причинам. Например, газовое месторождение могло быть оторвано от пластовой воды орогеническими движениями земной коры. Оно могло передвинуться по сбросу или надвигу, благодаря чему могла утеряться связь с той частью пласта, которая занята пластовой водой. Часть газоносной площади могла остаться на водоносной части, а большая часть передвинулась в другое место и обра-

Побврхность земли    _

Газ

зовала отдельное газовое месторождение, не прикасающееся к пластовой воде. Типичным примером такого месторождения является богатое газово-конденсатное месторождение Тарнер-валли в штате Альберта в Канаде, на восточном склоне Скалистых гор. Сильным надвигом оно было унесено далеко от водоносной части газового пласта, й неизвестно, где осталась эта водоносная часть, представлявшая корни месторождения. Теперь газово-конденсатное месторождение Тарнер-валли нигде не прикасается к пластовой воде.

К месторождениям б-й группы относятся газоносные сланцеватые глины восточной части штата Кентукки, не имеющие подошвенной или пластовой воды.

Узкая газоносная полоса II пласта, в которую попали газовые скв. №№ 26, 27 и 172 площади Чибью Ухтинского района, заключена между сбросами и отрезана от продолжения этого пласта как по восстанию, так и по падению слоев. В этой полосе II пласт не содержит ни воды, ни нефти. К северо-востоку гипсометрически ниже лежит нефтеносная территория II пласта, в которой было много газа. Это — газ II пласта. Газ скв. №№ 26, 27 и 172 имеет совершенно другой состав, одинаковый с составом газа III пласта, который лежит на 85 м ниже. В III пласте газ растворена соленой воде. Очевидно, в полосу скважин №№ 26, 27 и 172 газ во II пласт поднялся по трещинам сбросов из III пласта. По этим трещинам есть затрудненное сообщение между II и III пластами. Таким образом, здесь газовая фаза находится в одном пласте, а водяная — в другом. Разрез этой части месторождения изображен на фиг. 55.

Отношение площади контакта газ — вода к газоносной площади и к мощности газовой зоны имеет большое практическое значение От него зависят следующие явления и свойства месторождения:

т мг?_ _c ff

Скопление газет .Давление 35 am Сбросы

Терраса    OGutfe    па&еш*

на СВ

ипл

Мощность 26 м

Нефть с растдореннь/м газом U пласта

толщиной 3 ~8 М

Вода растворенным газом \ давление 62ат

Мощность 63м

¦фпй

S

Сухие Битумы

Фиг. 55. Скважина № 27 Ухтинского района.

1.    Количество газа, растворенного в воде под газом

2.    Скорость взаимодействия фаз

3.    Размеры этого взаимодействия. Влияние газа, переходящего из водяной фазы в газовую, на процессы, происходящие в газовой фазе, как например на размеры добычи, колебания давления и дебита, размеры и частота волн и пр.

4.    Возможность и быстрота образования языков и конусов воды при чрезмерном отборе газа из газовых скважин

5.    Система расстановки скважин по газоносной площади

6.    Темп падения давления при эксплоатации. Если при понижении давления или вследствие торпедирования газ из воды переходит в газовую шапку, темп падения давления и дебита замедляется

7.    Эффективность торпедирования. Система торпедирования

В месторождениях 2-й и 3-й групп не малая часть общих запасов газа содержится в растворенном виде в воде. Давление на это отношение не влияет, так как с увеличением давления одинаково возрастает как количество газа в 1 м^г пор газоносной части пласта, так и в 1 м³воды под газом. Законы Бойля и Генри действуют одинаково.

Чем больше отношение площади контакта газ — вода к газоносной площади, тем эффективнее торпедирование и тем шире следует его применять. Большой эффект торпедирование водоносной зоны под газом, и нефтью и нефтеносной зоны должно давать в Бугуруслане. Увеличится дебит нефтяных и газовых скважин.

Обычно в газовых и в нефтяных месторождениях пластовая вода, залегающая под газом или под нефтью, есть соленая вода. Но в месторождениях VI категории (в_а вулканических породах) это — пресная или почти пресная вода.

Пересыщенные растворы в природе до начала разработки месторождения  »

Библиотека »