1598005430-90a810778df6699e55e16004fa136399 (811214), страница 9
Текст из файла (страница 9)
В геосинклиналях, например, Сахалинской, газонасыщенность углеводородными газами составля- 4 мз/мз С глубиной газонасыщенность как правило, растет, на смену азотным газам приходят смешанные, которые переходят в углеводородные. 70 Главные факторы газообразования — температура и давление. Основной объем сорбированных углеводородных газов образуется на глубинах 2 — 4 км при температуре 100 — 170 С. Степень минерализации вод обратно пропорциональна газонасыщенности, которая максимальных значений достигает при пониженной и низкой минерализации (до 30 г/л).
Основными объектами поисков метановых вод на больших глубинах служат высокотермальные воды пониженной минерализации. Содержание диспергированного (пузырькового) газа растет с увеличением температуры, давления и минерализации подземных вод. В качестве таковых источников промышленного получения водорастворенных газов, по оценке специалистов, считается: — подземные газонасыщенные воды малых глубин — до 1 км; — газонасыщенные воды, контактирующие с традиционными газовыми залежами на глубинах 1,5 — 4,5 км; — высокогазонасыщенные воды больших глубин — более 4,5 км. Основные параметры, характеризующие промышленную значимость газонасыщенных вод: — газосодержание и состав газов; — фильтрационно-емкостные, литолого-фациальные и структурные свойства продуктивного горизонта; — глубина залегания продуктивного горизонта; — гидродинамические параметры, пластовые давления; — минерализация подземных вод, их температура.
7! Учитывать ресурсы водорастворенных углеводородных газов специалистами рекомендуется при следующих газосодержаниях: до глубины 2 км — 1 мз/мз, 2 — 5 км — 2 мз/мз и свыше 5 км — 3 мз/мз. При особо благоприятных условиях (глубина до 1 км, пористость 25 — 30%, об ьем резервуара более 10 км7) величина газосодержания может быть снижена до 0,5 мз/м~, Разработка водорастворенных газов на небольших глубинах ведется в Японии, Италии и Непале. Газы приурочены к песчано-глинистым (морским) отложениям кайнозоя обычно разрабатываются на глубинах до 1 км. Площадь развития продуктивных комплексов достигает (км2): в Японии (Нипугата — 1000 на суше, 2000 на море, Ю. Канто — 600, Мобара — 200), в Италии (Полезано-Феррарский бассейн — 1000).
Мощность продуктивной толщи — сотни метров. Газонасыщенность — 1 — 2 мз/мз, растет с глубиной. По составу газы метановые (75 — 97%) с низким содержанием азота, СО7 и Н,Б. Минерализация подземных вод невысокая 2 — 34 г/л. В Японии утилизация растворенного в водах метана была начата в 20-х годах ХХ века.
В районе Ю. Канто перспективно месторождение Мобара в 50 км от Токио, которое разрабатывается с 1935 г. Основная добыча ведется из отложений плиоцена с глубины 200 — б00 м, местами — ГООО м. Скважины расположены по сетке 150 х 150 м, средний дебит по газу 2,3 тыс. мз/сут. Площадь месторождения 200 км7, ресурсы метана 35 млрд м~. Состав газа (%): СН,— 98 — 99, СО, — 0,2 — 1,5, И, — 0,1 — 0,5, Н78 — нет. Это позволяет использовать газ не только для 72 сжигания, но и в химической промышленности. Воды содержат много йода (до 120 мг/л). В этом районе из вод добывается основная часть общего производства йода в Японии (1800 т/г).
В Италии добыча газа из подземных вод в разные годы велась в Полезано-Феррарском газоносном бассейне. Продуктивные песчано- глинистые отложения кайнозоя морского происхождения характеризуются газонасьпценностью 1 — 1,2 мэ/мз. Минерализация вод 5-27 г/л. На глубинах до 800 м выделено 5 продуктивных горизонтов.
В Непале водорастворенный газ добывается из четвертичных озерно-болотных отложений с глубины 180 — 300 м. Газонасыщенность вод 0,2 — О,б мз/мэ. В составе газа СН, — 75 — 80%, СО, — 14 — 23%, Н28 — нет. Запасы газа на площади 4 км2 — 47 млн мз. Газодобывающая установка имеет мощность 500 м7/сут. Себестоимость газа, добываемого из неглубокозалегающих горизонтов вод (долл, за 1000 мз): в Японии — 50 — 100, Италии — 100, Непале — 75, США — 180 — ЗбО, что вьппе себестоимости традиционного газа, но при отсутствии других источников этот газ может быть рентабелен. Методика разработки месторождений газо- насыщенных вод предусматривает бурение рядов нагнетательных скважин, перемежающихся с рядами откачивающих скважин.
Когда газосодержание добываемой воды падает ниже экономически допустимых пределов, бурят новый ряд откачиваемых скважин. Причем нагнетательные скважины имеют небольшой диаметр, что снижает общие расходы на добычу га- Таблица 29 Период устой- чиного дебита, лет аемость, ре 5000 — 10000 1000- 5000 50-1000 500 20 10 — 20 5- 10 5 Высшее Хорошее Умеренное Плохое 100 50 — 100 10- 50 10 100 10 — 100 1 — 10 1 1 0,1 — 1 0,01 — 0,1 0,01 74 Показатели оценки качества резервуаров 1161 за. В Италии применяется метод пяти точек (конвертный). Четыре нагнетательные скважины бурятся по углам четырехугольного участка, а откачивающая — в центре.
Как правило, вся откачанная вода после дегазации возвращается обратно в резервуар, что предотвращает просадки поверхности месторождений. Газонасыщенные воды больших глубин (более 4 км) находятся в условиях высоких температур и аномально высоком пластовом давлении (геопрессированные зоны). Газосодержание в них высокое и может достигать 5 — 10 мзУмз. Исследования таких вод были проведены в США в Мексиканском заливе, где было пробурено 13 глубоких скважин. Получены следутощие результаты: мощность резервуаров 40 — 300 м, пористость 15 — 35%, газосодержание 5 — 17 мз/мз, дебит 1 — 3 тыс. мз/сут., редко больше, температура 120 в 150 С, давление 57 в 153 МПа, минерализация 5 в 130 г~л.
Результаты исследований показали,что резервуары газосодержащих вод в основном мелкие. Себестоимость водорастворенного газа колеблет- ся от 150 до 1000 долл./тыс. мз. Она может быть снижена за счет утилизации минеральных компонентов, геотермической и гидравлической энергии подземных вод. Бурение скважин и добыча газосодержащих вод с больших глубин связано со значительными затратами и дороже, чем бурение нефтяных скважин, что связано с применением обсадных труб большого диаметра. Стоимость одной скважины глубиной 4 км составляет 2- 2,5 млн долл.
В настоящее время разработка газосодержащих вод глубокозалегающих месторождений нерентабельна. Затраты на добычу вод могут быть снижены за счет использования "сухих" газовых скважин. Характеристика качества газосодержащих резервуаров приведены в табл. 29, Таким образом, в настоящее время определенный интерес может представлять добыча водорастворенных газов, залегающих на небольших глубинах в нефтегазоносных, реже угленосных бассейнах в первую очередь в областях молодых платформ — Западно-Сибирской, Скифской и Туранской, а также в современных геосинклинальных областях (Сахалин).
Повышение эффективности добычи таких газов на болыпих глубинах может быть достигнуто за счет следующих мер: — использование фонда глубоких скважин, пробуренных на нефть и газ и оставленных, как признанных пустыми или законтурными — разработка месторождений водорастворенных газов с использованием глубокой закачки отработанных вод; — разработка новых технологий извлечения водорастворенного метана, в том числе способов формирования техногенных газовых залежей, не связанных с отбором больших масс воды; — разработка замкнутых технологических циклов по комплексному использованию минеральных компонентов подземных вод их энергетического потенциала в виде метана I высокотермальных вод и их гидравлической энергии.
Нефть и газ в породах с низкой проницаемостью 1161 Ресурсы углеводородов, заключенные в низкопроницаемых породах, на порядок превышают ресурсы в традиционных коллекторах, Эти породы распространены широко и относятся к комплексам различного генезиса и структурного положения. Продуктивные нефтегазонакопления в нетрадиционных коллекторах осадочных пород. Эти коллектора распространены во всех нефтегазоносных бассейнах. К числупримеров относятся Иркутский амфитеатр, Кузнецкая и Южно-Минусинская котловина, Предуральский прогиб, осадочные бассейны Скалистых гор (США) и др.
Песчано-глинистые, карбонатные, кремнистые коллектора в этих районах характеризуются малой пористостью и низкой проницаемостью. Их освоение требует применения специальных технологий. Зоны дисперсного газонасыщения низкопроницаемых пород. Значительные ресурсы газа связаны с зонами интенсивного насыщения в низкопроницаемых терригенных породах. Например, в Актюбинском Приуралье газонасыщенные пермские отложения имеют мощность 2,8 км (дебит скважин достигает 50 тыс. мз/сут.).
В США в девонских битуминозных сланцах запасы газа достигают 14 трлн. мз. Крупные газовые скопления в терригенных низкопроницаемых породах выявлены в Канаде, Франции, Германии. Нефтегазоносность некондиционнык коллекторов традиционных месторождений Значи- Скифской и Туранской, а также в современных геосинклинальных областях (Сахалин). Повышение эффективности добычи таких газов на больших глубинах может быть достигнуто за счет следующих мер: — использование фонда глубоких скважин, пробуренных на нефть и газ и оставленных, как признанных пустыми или законтурными; — разработка месторождений водорастворенных газов с использованием глубокой закачки отработанных вод; — разработка новых технологий извлечения водорастворенного метана, в том числе способов формирования техногенных газовых залежей, не связанных с отбором больших масс воды; — разработка замкнутых технологических циклов по комплексному использованию минеральных компонентов подземных вод их энергетического потенциала в виде метана, высокотермальных вод и их гидравлической энергии.
Нефть и газ а породах с низкой проницаемостью 1161 Ресурсы углеводородов, заключенные в низкопроницаемых породах, на порядок превышают ресурсы в традиционных коллекторах. Эти породы распространены широко и относятся к комплексам различного генезиса и структурного положения. Продуктивные нефтегазонакопления в нетрадиционных коллекторах осадочных пород. Эти коллектора распространены во всех нефтегазоносных бассейнах.
К числу примеров относятся Иркутский амфитеатр, Кузнецкая и Южно-Минусинская котловина, Предуральский прогиб, осадочные бассейны Скалистых гор (США) и др. Песчано-глинистые, карбонатные, кремнистые коллектора в этих районах характеризуются малой пористостью и низкой проницаемостью. Их освоение требует применения специальных технологий. Зоны дисперсного газонасыщения низкопроницаемых пород. Значительные ресурсы газа связаны с зонами интенсивного насыщения в низкопроницаемых терригенных породах. Например, в Актюбинском Приуралье газонасыщенные пермские отложения имеют мощность 2,8 км (дебит скважин достигает 50 тыс.
м~Усут.). В США в девонских битуминозных сланцах запасы газа достигают 14 трлн. м~. Крупные газовые скопления в терригенных низкопроницаемых породах выявлены в Канаде, Франции, Гер-. мании. Нефтегазоносность некондиционных коллекторов традиционных месторождений, Значи- тельные ресурсы неучтенного углеводородного сырья находятся в низкопроницаемых породах месторождений нефти и газа.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
