Аналитика



Индексы газовой скважины. индекс продуктивности

Глава VIII ИНДЕКСЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ИНДЕКС продуктивности

Понятие «индекс продуктивности» мы берём из нефтяного дела.

Сделаем попытку приложить его к газовому делу. Проф. Юрен139 даёт такое определение:

«индекс продуктивности» = ®м*1сутки--

“стат. ^динам

Здесь Q—добыча, выраженная в м3/сутки;

Рстат — давление в скважине, сполна закрытой;

Роинам—давление при эксплоатации.

И то и другое давление нужно выражать в ата на дне скважины против пласта.

Индекс продуктивности есть суточная добыча, приходящаяся на 1 am диференциального давления при эксплоатации.

В нефтяном деле для определения индекса продуктивности иногда поступают следующим образом.

Останавливают эксплоатацию скважины, выжидают стабилизацию статического давления, определяют это давление, затем возобновляют эксплоатацию при каком-нибудь определённом рабочем давлении, которое иногда на много атмосфер ниже статического, замеряют это давление и суточный дебит и делят суточный дебит на разность давлений, выраженную в атмосферах. Предполагается, что полученный таким путём индекс продуктивности характеризует скважину и пласт для данного момента. Фактически это лишь частичная и условная характеристика. Она зависит от размеров диференциала давления, Если эксплоатацию произвести при более значительном понижении давления, получится другой индекс продуктивности. В большинстве случаев он будет меньше. Индекс продуктивности есть величина непостоянная.

Для более полного выяснения индекса продуктивности следует использовать индикаторную кривую и по ней вычислить индекс. Приведём пример. Предположим, что мы имеем газовую скважину, которая ведёт себя по кривой А (фиг. 18). Характеристика скважины дана в табл. 35. Вычисляем дебит в конкретных цифрах при разном, перепаде давления. Делением цифр 3~го столбца на цифры 2-го столбца мы получаем индекс продуктивности.

Таблица 35

Индекс продуктивности

Будучи сполна открытой, скважина дает 1 млн. м?{сутки газа. Давление 50 ати на дне .скважины против пласта. Скважина ведет себя по кривой А, фиг, 15,

Режим газовый

Давление при эксплоатации на дне скважины против пласта, ати

Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплоатации am

Дебит, мд1 сутки

Индекс продуктивности. Дебит, приходящийся на 1 am разности давлений, м3/сутки

Давление при эксплоатации на дне скважины против пласта, ати

Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплоатации, в am

Дебит

м3/сутки

Индекс продуктивности. Дебит, приходящийся на 1 am разности давлений. лР/сутки

50

0

0

47,5

2,5

200 000

80 000

30

20

720 000

36 000

45

5

310 000

62 000

25

25

800 000

32 000

42,5

7,5

410 000

54 667

20

30 j

860 000

28 667

40

10

490000

49 000

15

35

910 000

26 000

37,5

12,5

550 000

44 000

10

40

953 000

23 825

35

15

630 000

41 333

5

45

980 000

21 778

32,5

17,5

670 000

38 286

0

50

1 000 000

20 ООО

Это есть лишь один из примеров скважин типа А. Другие скважины покажут иное соотношение величин, но тенденция для всех скважин типа А останется одна: индекс- продуктивности понижается с понижением давления при эксплоатации. Он понижается с увеличением процента отбора. Таблица показывает выгодность эксплоатации при малом перепаде давления. На единицу продукции мы меньше тратим энергии пласта. Форсируя эксплоатацию, мы тратим пластовую энергию с малой эффективностью. Индекс продуктивности сполна открытой скважины в 4 раза меньше индекса продуктивности скважины, эксплоатируемой с противодавлением на пласт в размере 95% статического давления.

Если мы сделаем расчёт по формуле Пирса и Раулинса, лежащей; в основе «способа обратного давления» [формула (42)], то по 2-й и последней строчкам таблицы получим следующие цифры;

2-я строчка:

Q = С (502 — 47,52) = С -243,75 На I am перепада давления

Q=c    97,5.

Последняя строчка

Q = С (502 — О2) = С -2500.

1 am перепада давления

Индекс продуктивности скважины, сполна открытой, получился почти в 2, а не в 4 раза меньше, чем скважины, эксплоатируемой с противодавлением в 95%. Стало быть, есть ещё какие-то обстоятельства, влияющие на дебит при том или ином противодавлении. Степень п формулы (42) мы, следуя Грэди и Виттеру, приняли равной 1, как это объяснено после формулы 42.

Какие бы скважины типа А мы ни брали, везде окажется, что скважина, эксплоатируемая с очень большим процентом отбора, имеет индекс продуктивности ниже и тратит пластовую энергию менее эффективно, чем та же скважина, эксплоатируемая с малым процентом отбора. В таком случае нужно итти далее и сделать такой вывод.

Скважина, эксплоатируемая при 100%отбора, истратит пластовую энергию наименее эффективно и по окончании её эксплоатации около неё в пласте ещё останется газ, который можно было добыть при меньшем проценте отбора.

Эксплоатируемая с чрезмерным отбором скважина за время своей эксплоатационной жизни даст в сумме меньшее количество газа, чем та же скважина, эксплоатируемая при рациональном проценте отбора.

Против этого вывода возникает очень простое возражение.

Если часть газа осталась, значит есть и давление, а раз есть давление, должна быть и добыча.

Так и выходит по учению о подземной гидравлике. Но не так обстоит дело фактически. Вопрос — значительно сложнее.

Говоря о режимах месторождений (гл. IV), мы дали упрощённое и краткое описание режимов и указали только два главных режима и три силы. Фактически и режимов, и сил — больше, да и в двух главных режимах процессы идут сложнее, чем было указано в кратком описании.

Учение о подземной гидравлике рассматривает пористый пласт как резервуар постоянного объёма. Фактически пористый пласт при эксплоатации, не'есть резервуар постоянного объёма,

Когда чрезмерным отбором очень бистро снижено давление в пласте, кровля пласта осела, стенки пор и каналов сблизились, зёрна пласта расширились, объём пор и каналов уменьшился, и проход для газа к скважине сильно затруднился. Чрезмерно быстрый отбор газа сначала затруднил, а потом и совсем закрыл пути, по которым газ шёл к скважине. Дальше от скважины, где ещё есть большое давление, есть и много газа, но он уже не может пробраться к скважине через сближённые стенки пор и каналов. При рациональном противодавлении на пласт эти поры и каналы были бы открыты попрежнему, и по ним газ мог бы итти издалека. В скважине, в порах и каналах лри эксплоатации нужно держать такое давление, чтобы стенки пор и каналов не сближались. Добыча должна итти при малом перепаде давления между очень отдалёнными частями пласта и скважиной.

При большом давлении в пласте газ распирает стенки пор изнутри и стремится поднять кровлю пласта. Пласт эластичен. При большом первоначальном давлении газа пласт имеет максимальный для этих условий объём. В пласте равновесие установилось геологически. Сильное и быстрое снижение давления в пласте снимает это равнодействующее сопротивление газа и вызывает оседание кровли пласта под влиянием веса вышележащих пород. Это уменьшает объём пор и каналов в пласте. Пласт сжался.

Одновременно при понижении давления в пласте происходит расширение кварца или другой породы, из которой состоит пласт. Все твёрдые тела имеют некоторую, хотя и очень малую эластичность. Эластичность кварца составляет 0,0000027 на 1 am. Это означает, что, если давление на кварц уменьшилось на 1 am, объём кварца увеличится на 0,0000027 прежнего объёма. Если кварц был под давлением 101 ата и затем это давление уменьшилось до 1 ата, объём кварца увеличится на 0,00027 прежнего объёма. Если в пласте около скважины давление понизилось на 50 am и этим понижением охвачено

10 млн. мг кварца, он расширится на 2700 мг и заполнит 2700 м3 объёма пор. Эластичность кварца невелика, но зато кварца много. Поры составляют лишь небольшую долю объёма кварца.

Для закрытия путей газа к скважине не требуется, чтобы все поры закрылись. Поры уменьшатся в объёме и с этим уменьшённым объёмом останутся. Но это будут изолированные поры. Раньше поры, имевшие сообщение, были соединены узкими каналами. По этим узким каналам из поры в пору и проскакивал газ. Сечение большинства соединительных каналов было очень малое. Вот это сечение при расширении кварца и исчезнет прежде всего. Кварц при уменьшении давления в пласте обязательно расширится. Это закон природы. А расширяться он может только в поры и каналы. Расширяясь, он прежде всего заполнит каналы между порами. Суммарный объём этих узких и коротких соединительных каналов вокруг скважины во всяком случае во много раз меньше вышеприведённой цифры расширения кварца 2700 мг. Да и нет надобности, чтобы канал закрылся по всей длине. Достаточно соединения стенок канала лишь в каком-нибудь одном месте, и канал закупорится. Полезная пористость пласта превратится в бесполезную. Проход газа к скважине закроется. Если даже и не все каналы между порраи закроются, то-те, которые не закроются, уменьшатся до такого малого сечения, что Но ним, как по субкапил-лярным или волосным каналам, газ или не пойдёт, или пойдёт в таких малых количествах, которые не смогут обеспечить скважине промышленный дебит. Многие сквозные каналы превратятся в тупики.

Кальцит и доломит имеют эластичность несколько выше эластичности кварца.

Порода, лежащая под пластом, также имеет некоторую эластичность. При понижении давления в пласте она стремится поднять подошву пласта. Все эти явления — оседание кровли, поднятие по-" дошвы и расширение кварца — при быстром понижении давления в пласте происходят одновременно и имеют один результат: уменьшение объёма пор и закупорку каналов.

Можно говорить об «эластичности пласта в его целом». Это будет эластичность породы. Её не нужно смешивать с эластичностью минералов, входящих в состав пласта. Она — выше эластичности отдельных минералов. Эластичность пластов, состоящих из песка или песчаника, была изучена во многих месторождениях. Разные исследовав те ли дают различные цифры. Табл. 36 показывает результаты определений нескольких авторов.

Таблица 36

Эластичность песчаных пластов

Исследователь

Породы и пласт

Пределы давления в ати от— до

Сжимаемость пласта. Часть прежнего объема на 1 am

Хаднолл

Нефтеносные и газоносные песчаники пласта Вудбайн и других пластов месторождений Восточного Тексаса

0 200

В среднем 0,0002845

Лаборатория

Хэмбль

Нефтеносный и газоносный песчаник пласта Вудбайн месторождения Ист-Тексас

0 -100

0,00047

Инж. Ристл

То же

0 —281

0,000075

Инженеры Карпентер и Спенсер

Нефтеносные и газоносные песчаники разных возрастов — от карбона до олигоцена

7 —101

от 0,000029 до 0,00003§2

Ван-Тьюйл и проф. Бэкстром

Пласты средне-зернистого песка

0 —237,3

0,00088

Проф. К. Терцаги

Пласты водоносного песка

0 -87,92

0,00114

Инженеры Босет и Рид

Однородный мелко-зернистый, просеянный, отсортированный песок

0 -210,9

0,000033

При больших давлениях сжимаемость пласта на 1 am уменьшается

Вышеприведённые цифры эластичности совершенно достаточны,, чтобы при описанных условиях большинство каналов, соединяющих поры, закрылось.

Предположим, что на пласте высокого давления эксллоатируется скважина с максимальным дебитом. К обсадным трубам присоединён широкий газопровод, и по нему весь выходящий газ своевременно забирается компрессором и перекачивается дальше, так что на устье скважины давление не выше атмосферного. Оно будет невелико и на дне скважины против пласта, так как вес столба сильно расширившегося газа в скважине очень мал и к давлению на устьи нужно прибавить лишь потерю на турбулентность в скважине. Давление в пласте в удалении от скважины, например на расстоянии 1,5 км, очень большое. На этом пути газ будет иметь большой перепад давления и разовьёт большую скорость, возрастающую с приближением к скважине параллельно с расширением газа. На этом пути потенциальное давление переходит в скоростной напор и перестаёт давить на стенки пор и каналов. Скоростной напор давит лишь в одну сторону: по направлению движения газа, т. е. вдоль каналов. Он не давит в бока и не поддерживает давления внутри каналов. Рельефными примерами такого различия в действии статического и динамического давления служит сдавливание обсадных труб, неоднократно наблюдавшееся на нефтяных и газовых промыслах. Приведём пример. Бурящаяся скважина наполнена водой или глинистым раствором. Столб жидкости внутри колонны обсадных труб предохраняет от сдавливания колонны мягкими породами и водой водоносных пластов. Он оказывает статическое давление, действующее во все стороны. Неожиданно скважина встречает пласт, содержащий газ высокого давления. Газ выбрасывает из скважины воду и даёт газовый фонтан. И вдруг колонна обсадных труб оказывается сдавленной. Ведь если газ выбросил воду, значит он имел давление выше давления воды. Почему же это давление газа не помешало наружному давлению сдавить трубы? Потому, что статическое давление газа при большой скорости газа по скважине перешло в скоростной напор, а он бокового давления не оказывает,

Такого же порядка явления происходят и в каналах пласта. При чрезмерном отборе газ, текущий к скважине, не противодействует сдавливанию пор и каналов.

Скважина, правильно эксплоатируемая с малым процентом отбора, создаёт большое противодавление внутри пор и каналов пласта. Правильная эксплоатация и заключается в том, чтобы всё время держать поры и каналы пласта открытыми для прохода газа. Надлежащим противодавлением нужно их держать в расширенном состоянии. По-этому не следует применять большой процент отбора.

Изложенное в достаточной степени объясняет, почему у скважины типа А¦, эксплоатируемой с максимальным дебитом, индекс продуктивности в 4 раза меньше, чем у той же скважины, эксплоатируемой при 20% отбора. Вместе с тем ясно, что скважица, эксплоатируемая с 100% отбора, имеет очень короткую жизнь, быстро понижает дебит и за всё время своей эксплоатации даст намного меньше газа, чем та же скважина, эксплоатируемая с малым процентом отбора. Вокруг скважины, эксплоатируемой с 100% отбора, происходят описанные выше явления. Кровля пласта оседает. Подошва стремится подняться. Мощность пласта уменьшается. Зёрна пласта расширяются. Поры и каналы уменьшаются. Пористость из полезной переходит в бесполезную. Проницаемость падает. Масштаб этих явлений увеличивается по направлению к скважине. Чем ближе к скважине, тем больше сжимается пласт. Вокруг скважины создаётся непроницаемое кольцо. За пределами этого кольца остаётся недобытым большое количество газа, которое могла бы дать эта скважина, если бы она эксплоатиро-валась рационально.

В лабораторных опытах, производимых по курсу «Подземной гидравлики» описанные явления не улавливаются. В этих опытах песок заключён в жёсткую неподвижную оболочку, в стеклянную или металлическую трубку, на которую снаружи давит лишь 1 ата. Песок в такой трубе имеет не меняющийся объём. Расширение зёрен песка при понижении давления не учитывается. Выводы, полученные на таких моделях, нельзя распространять на работу пласта, лежащего на большой глубине. Масштабы свойств и явлений не координированы одинаково пропорционально с масштабами свойств и явлений пласта. Леверетт Льюис, и Тру в статье о лабораторных моДёлях пишут: 140

«Лабораторные модели для разрешения динамических проблем при изучении процессов, происходящих в пласте, должны иметь определённый масштаб, и отношения основных измерений модели и прототипа должны быть постоянными. Физические переменные величины должны быть избраны и выражены в определённом масштабе, и это должен быть «взвешенный» масштаб. ‘Отношения масштабов должны быть пропорциональны природным».

Инж. Пирс, большой авторитет по изучению газовых скважин, автор стандартного метода испытания скважин и изобретатель «способа обратного давления» замера дебита скважин, пишет: 141

«Крупное заблуждение заключается в мнении, что в лаборатории можно построить модель нефтяного или газового пласта. Во многих научно-исследовательских институтах и лабораториях производятся всевозможные опыты над искусственно подобранными образцами песка или песчаника, над отдельными кёрнами, вынутыми из пласта, и над моделями пласта. Выводятся формулы и заключения, которые прилагаются к проектам добычи нефти или газа. Это — заблуждение. Построить модель нефтяного или газового пласта невозможно. Условия и явления в лаборатории отличаются от бесконечного разнообразия условий и явлений в природном месторождении».

Дальше в статье сказано, что при изучении пласта необходимо выяснить градиенты давления в пласте, закупоривание пор пласта глинистыми и известковыми частицами и результаты этого закупоривания, изменение мощности пласта, «аккумулятивное закупоривание* пласта и т. д. В чём состоит «аккумулятивное закупоривание», в кратной статье не разъяснено.

Мы не хотим сказать, что описанные нами явления дают полное и единственное объяснение такой разницы индексов. Вопрос очень сложен. Пока этим объяснением можно удовлетвориться. Но нужно исследовать вопрос глубже и собрать больше наблюдений и притом более точных. Может быть, кроме указанных нами причин, есть и другие. Может быть, при чрезмерном проценте отбора индекс продуктивности намного меньше, и скважина за всю свою жизнь берёт из пласта далеко не весь газ, который могла бы взять, потому, что при большой скорости газ тащит глинистые и известковые частицы и сухую пыль, закупоривая поры вокруг скважины.

ТЕМП ПОНИЖЕНИЯ ИНДЕКСА ПРОДУКТИВНОСТИ

Табл. 35 характеризует индекс продуктивности для данного момента. В течение эксплоатации давление в пласте и дебит понижаются. Будет понижаться и индекс продуктивности. Чтобы проследить его понижение, составим для той же скважины, для которой дана табл. 35 > ещё одну таблицу. Предположим, что через продолжительное время эксплоатации давление в пласте понизилось на 50%. Давление в скважине, сполна закрытой, было 50 ати. Стало 25 ати. На столько же процентов понизится и дебит скважины, сполна открытой. Был

1 млн. м3/сутки. Стал 500 тыс. м3/сутки. Индекс продуктивности для этого нового состояния скважины указан в табл. 37.

Таблица 37

Индекс продуктивности скважины после понижения давления в пласте на 50%

Дебит скважины, сполна открытой, 500,000 м?/с\тки. Давление в скважине., сполна закрытой, 25 ати на дне скважины против пласта. Скважина ведет себя по кривой А фяг. 15. Режим газовый

Давление при эксплоатации на дне скважины против пласта, ати

Давление в % от давления в скважине, сполна закрытой

Дебит в % от дебита скважины, сполна от* крытой

Дебит,

м*/сутки

Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплоатации в % от давления в закрытой скважине

Разность между давлением в закрытой сква-жине/и давлением при эксплоатации в am

Индекс продуктивности. Дебит, приходящийся на 1 am разности двух давлений, м*/сутки

25

100

0

0

0

0

0

22,5

90

31

155000

10

2,5

62 000

20

80

49

245 ООО

20

5

49 000

17,5

70

62

310 ООО

30

7,5

41 333

15

60

72

360 000

40

10

36 000

12,5

50

80

400 000

50

12,5

32 000

10

40

86

430 000

60

15

28 667

7,5

30

91

455 000

70

17,5

26 000

5

20

95,3

476 000

80

20

23 825

2,5

10

98

490 000

90

22,5

21778

0

0

100

500 000

100

2,5

20 000

Сравнивая табл. 35 и 37, мы видим, что три величины

1)    давление в закрытой скважине,

2)    дебит открытой скважины и

3)    дебит при том или ином противодавлении,

понизились одинаково, а индекс продуктивности понизился не параллельно понижению указанных трёх величин. При разности давлений в 2,5 am он раньше был 80 ООО ж3, а теперь стал 62 ООО ж3, и т. д. При увеличении разности давлений темп понижения его делается всё меньше и меньше. В последней строчке обеих таблиц индекс продуктивности оказался одинаковый. При 100% отбора он одинаков для скважины неистощённой и для той же скважины после истощения пласта на 50%. Получилось странное и неестественное положение. Причина заключается в том, что нефтяники дали неудачное понимание величине «индекс продуктивности», определив его как «размер суточной добычи на 1 am разности двух давлений: статического и динамического».

О РАЗМЕРНОСТИ ИНДЕКСА ПРОДУКТИВНОСТИ

Индекс продуктивности, введённый нефтяниками, имеет размерность: мъ на 1 am разности двух давлений.

Мы предлагаем исчислять индекс продуктивности не на атмосферу разности давлений, а на каждые 10% снижения давления, и тогда всё станет ясно, нормально и естественно. Вместо 10% для более детального изучения можно, как единицу измерения индекса продуктивности, принять 5% снижения давления, или даже 1 %. Но мы думаем, что 10% есть величина более удобная, и она более близка к количеству точек индикаторной кривой. Эти проценты вычисляются по отношению к статическому давлению, т. е. к давлению в закрытой скважине, которое принимается за 100%. Предположим, что при эксплоатации давление составляет 90% давления в закрытой скважине. Значит,

Таблица 38

Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплоатации в °/о от давления в закрытой скважине

Индекс продуктивности. Добыча м3/сутки на каждые 10°/о разности двух давлений

Скважина в начальном периоде эксплоатации. Давление в пласте 50 ати

Та же скважина после длительной эксплоатации.. Давление в пласте 25 ати

10

310 000

155 000

20

245 ООО

122 500

30

206 667

103 333

40

180 ООО

90 000

50

160 000

80 000

60

143333

71667

70

130 ООО

65 000

80

119 125

59 562,5

90

108 889

54 444,4

100

100 000

50 000

разность давлений равна 10% статического давления. Для неё и определяем индекс продуктивности. Если размеры его мы будем определять куб. метрами в сутки, то для двух состояний рассматриваемой нами скважины мы получим следующие данные в табл. 38.

Исчисленный таким образом индекс имеет более естественный и нор-мальный вид. При истощении пласта он понижается параллельно понижению пластового давления. В рассматриваемой скважине пластовое давление после длительной эксплоатации понизилось в двое. Также в два раза понизился и индекс продуктивности для каждого отдельного процента отбора. И всё-таки это нас не удовлетворяет. Правильно определяемый индекс продуктивности при правильной эксплоатации не должен понижаться. При правильной эксплоатации литология пласта не меняется. Мы предлагаем размеры индекса продуктивности исчислять не в куб. метрах, а в процентах от дебита сполна открытой скважины. Тогда вместо табл. 38 мы получим следующую табл. 39.

Таблица 39

Правильный индекс продуктивности

Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплоатации в °/0 от давления в закрытой скважине

Индекс продуктивности. Дебит на каждые 10% разности двух давлений, в °/0 от дебита открытой скважины

Скважина в начальном периоде эксплоатации. Давление в пласте 50 ати

То же скважина после длительной эксплоатации. Давление в пласте 25 ати

10

31

31

20

24,5

24,5

30

20,7

20,7

40

18

18

50

16

16

60

14,3

14,3

70

13

13

80

11,9

11,9

90

10,9

10,9

100

10

10

Для каждого отдельного размера противодавления индекс продуктивности в течение жизни скважины при правильной эксплоатации не меняется. Но для разных противодавлений он различен. Выгоднее эксплоатировать скважину при малой разности двух давлений.

Итак, индекс продуктивности в течение жизни скважины и пласта для каждого отдельного противодавления или для каждого отдельного размера процента отбора есть величина постоянная. Если скважина эксплоатируется при одном и том же размере чок-ниппеля или орифайса, индекс продуктивности не меняется.

Если применяется прежняя размерность индекса продуктивности 3/сутки на 1 am разности двух давлений), то каждое испытание скважины через некоторые промежутки эксплоатации даёт всё новые и новые индексы продуктивности, и нет возможности сделать практические выводы. Если же применять предложенную нами размерность то, производя периодически испытания скважины, мы, при правильной эксплоатации, всегда получаем одинаковые индексы продуктивности. Если же какое-нибудь испытание дало иные индексы, значит что-то неладно. Или процент отбора был слишком велик, и газ нанес в поры пласта около скважины сухую пыль, или в пласте вокруг скважины осели кристаллы соли; или возникла подземная утечка газа; или на дне скважины начал образовываться обвал, постепенно закрывающий пласт; или возникло частичное раскрытие верхней' воды и т. д. Нужно исследовать скважину и принять соответствующие меры.

Мы думаем, что в нефтяном деле следовало бы принять предлагаемую размерность индекса продуктивности.

УДЕЛЬНЫЙ ИНДЕКС продуктивности

Проф. Юрен на стр. 85 и 86 вышеуказанной его книги говорит: «Разделив индекс продуктивности на число метров мощности пласта, мы получаем удельный индекс продуктивности. Он хорошо характеризует проницаемость пласта. Как известно, среднюю проницаемость пласта на основании анализов кернов определить очень трудно. Проницаемость пласта многократно меняется на коротких протяжениях как перпендикулярно к залеганию пласта, так и по простиранию. Инженеры Мур, Шилтьюис и Харст142 предложили определять проницаемость пласта при помощи индекса продуктивности. Но так как на продуктивность скважины влияет также диаметр скважины, то и его надо ввести в формулу, и тогда мы получим уравнение:

,    индексу    продуктивности    ,л„,

коэфициент проницаемости =- —-— -tt-rC4/).

^ м    у    число    метров    мощности    nriacraxD4    J

Здесь D — коэфициент, зависящий от диаметра. Число метров мощности пласта считается то, которое по пласту пробурено скважиной».

Изложенное мнение мы находим неправильным. Индекс продуктивности проф. Юрена есть число м3 суточной добычи, приходящееся на 1 am разности статического и динамического давлений. Мы видели, что этот индекс есть величина, сильно меняющаяся. Она меняется и для каждого данного момента в зависимости от размеров противодавления. Она меняется и в течение эксплоатации скважины. Предположим, что мы сделали стандартное испытание скважины и получили

11 точек для индикаторной кривой. Это даст нам 11 разных индексов продуктивности. Предположим, что в течение 10 лет эксплоатации скважины мы ежегодно делаем новое испытание. Каждое испытание даст нам 11 новых индексов продуктивности, а всего 110 индексов. Какой же из этих индексов мы должны взять для определения удельного индекса продуктивности и для определения проницаемости? Выходит, что проницаемость пласта всё время меняется. Предложение проф. Юрена привело к абсурду.

ИНДЕКС МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ

Есть другая величина, которая проще и нагляднее характеризует проницаемость пласта, нежели меняющийся удельный индекс продуктивности. Это—дебит сполна открытой скважины. Он характеризует и продуктивность и проницаемость.

Дебит сполна открытой скважины есть максимальный дебит, возможный для данной скважины при том давлении, которое имеется в пласте. Он есть функция этого давления и путей, по которым газ идёт в скважину. Если на одном и том же пласте, при одном и том же пластовом давлении, несколько скважин одинакового диаметра дали в открытом состоянии совершенно различные дебиты, значит у них: пути газа к скважине различны или различна проницаемость. Эти пути или эту проницаемость при всех остальных одинаковых условиях дебит открытой скважины характеризует хорошо. Но если сравнивать скважины разных пластов или разных месторождений или разных площадей, имеющих различное пластовое давление, один дебит открытой скважины не будет достаточной характеристикой. Нужно учесть и давление. Для такого учёта можно просто разделить суточный дебит открытой скважины, выраженный в м3> на число атмосфер давления, использованного для получения этого дебита. Полагалось бы разделить дебит на разность между давлением против середины пласта в сполна закрытой скважине и давлением на дне во время вытекания газа из сполна открытой скважины. Но так как это последнее давление в сполна открытой скважине есть величина малая, для упрощения можно ею пренебречь и делить на давление у устья закрытой скважины, выраженное не в ата, а в ати, так как дебит дают только избыточные атмосферы, а одна оставшаяся в скважине абсолютная атмосфера дебита не даёт. Если мы такое упрощение будем применять ко всем скважинам, можно их сравнивать. Предлагаемый индекс назовём: «индекс максимальной продуктивности». Его обозначение будет:

Qo

Здесь Р3 — 1 есть давление, выраженное в ати, тогда как обычно Рэ выражается в ата.    *

Этот индекс есть как раз индекс продуктивности, показанный в последней строчке табл. 35 и 37. Для каждого данного времени это не меняющийся индекс. Если скважина эксплоатируется рационально,, он может не изменяться и при дальнейшей эксплоатации, т. е.при понижении давления. Но очень часто этот индекс с течением времени* меняется, так как меняются пути газа к скважине.

Индекс максимальной продуктивности не охватывает всю гамму дебитов данной скважины при разных противодавлениях. Он относится только к минимальному противодавлению и максимальному дебиту. Но для характеристики путей газа нам и нужен максимальный дебит. Важно знать «пропускаемость» пласта при максимальном дебите. Его можно назвать: «пропускная способность пласта» аналогично пропускной способности газопровода или пропускной способности железной дороги и т. п.

В табл. 40 приведён индекс максимальной продуктивности для различных скважин месторождения Монро.

Таблица 40

Индекс максимальной продуктивности в районе Монро

Дебит,

сполна

Индекс максимальной

Часть района

Категория скважин

открытой скважины, мъ! сутки

продуктивности, ж3 на 1 am

Восточная, южная, северная и центральная части района

У самой высокодебит-ной скважины . . .

У самой малодебитной скважины ...

Средний взвешенный для данной части района .......

1 133000 57 ООО

285 ООО

1 ° = 150*6,5

/5,о

57 000 7_7 75,3 = 757

285 000

75, J

Западная часть района

У самой высокодебит-ной скважины . . .

У самой малодебитной

скважины.....

Средний взвешенный для данной части района . . . . • ...

70S ООО 28 ООО 140 000

7°7!f^ 9402

75,0

28 000 Ч70 75,-3 -

140000 = 18592

/ 0^0

Весь район

Средний взвешенный для всего района . .

250 000

250000

75,3

В районе Монро первоначальное давление в пласте по всей газоносной площади было одинаковое, а именно 76,3 qma, а дебиты скважин были весьма различны.

В общем, дебиты и индексы не так велики, как можно было бы ожидать по этому давлению и по типу месторождения. Причины невысоких индексов будут разъяснены ниже.

Почему же в одном и том же месторождении, в одном и том же пласте, при одном и том же давлении, при одинаковой конструкции скважин и одинаковом диаметре дебиты скважин столь различны? Чтобы выяснить этот вопрос, обратимся к рассмотрению свойств пласта.

СЕМЬ КАТЕГОРИЙ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

По характеру пласта мы делим газовые месторождения на семь категорий:

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 горизонт 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 л аба

VII.    Трещинные месторождения. Газ залегает в сети перекрещивающихся трещин в твердых породах, почти не имеющих пористости (например в метаморфических 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 ООО ж3 газа в сутки. Средний дебит — 15 000 ж3 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-слюдистыхсланцах 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 сцементирование 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 местооождения 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 ре :ьефбыл 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 сероводородаВ 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 Ельшанском месторождении имеют карстовые образования и относятся к III категории. В них газ почти не содержит сероводорода. Повидимому, 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 выщелачивав ния 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 ж, но скопления газа встречаются лишь в верхних 15 ж. Пови-димому, 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. Ортоном х. 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.

ТЕРМИНЫ «ПЛАСТ» И «ГОРИЗОНТ»

Мы всегда чувствовали неловкость, применяя термин «пласт» при описании или обсуждении месторождений III категории. Фактически газоносность в этих месторождениях приурочена не к отдельным пластам, а к «горизонтам». Такими газоносными горизонтами в месторождениях не только III, но и других категорий могут быть следующие:

Г азоносные горизонты

1.    Горизонты древнего рельефа (древняя эрозионная поверхность)

2.    Горизонты, приуроченные к несогласному залеганию слоев

3.    Горизонты5 приуроченные к перерыву в отложении слоев

4.    Горизонты выклинивания пористых слоев

5.    Горизонты, приуроченные к зонам закупорки пористых пластов

6.    Группы погребенных песчаных бугров, расположенных на определенном стратиграфическом горизонте

7.    Отдельные пористые горизонты в дласте

8.    Системы орогенических трещин в плотных породах

9.    Сети трещин отдельности

10.    Горизонты верхних пузыристых частей застывшей лавы

Главное промышленное значение из перечисленных категорий горизонтов имеют 1-я и 7-я.

Горизонты 1-й категории иногда, но не всегда, содержат признаки 2-й, 3-й и 4-й категорий. Все же эти четыре категории нужно разделить. Бывает несогласное залегание слоев без выхода слоев на поверхность. Бывают перерывы в отложении слоев без несогласного залегания. Выклинивание пористых слоев иногда имеет место по определённому горизонту в верхних выклинивающихся частях скапливается газ, причём могут отсутствовать признаки 1-й, 2-й и 3-й категорий. Но есть месторождения, одновременно совмещающие признаки четырёх первых категорий.

Горизонты 5-й категории могут получиться вследствие закупорки лор в пористом пласте в таких случаях:

1.    Одновременно с отложением пласта вследствие закупорки пор посторонним осевшим материалом. Пример: западная часть месторождения Хьюготон, где поры в отлагавшемся известняке были закупорены терригенным материалом, приносимым в море с суши, находившейся на западе.

2.    После отложения пористого пласта вследствие закупорки пор оседавшими из циркулировавших вод кремнезёмом, кальцитом, углекислым магнием, гипсом, окислами железа и пр.

К горизонтам 6-й категории относятся некоторые месторождения в штатах Мичиган и Канзас.

7-я категория сильно распространена. Многие песчаные, известняковые и доломитовые газоносные пласты не сплошь газоносны, а содержат промышленную газоносность лишь в определенных горизонтах повышенной пористости. К числу их относится, например, плат Трентон, о котором сказано выше. В Арканзасской долине, между поднятиями Озарк и Уачита, в штатах Арканзас и Оклахома, есть много газовых месторождений в антиклиналях и куполах слоев карбона. Пласт Хартшорн состоит из песчаника и имеет мощность от 30 до 60 му но газ даёт лишь определённая пористая зона мощностью около 10 м. Причины её образования — орогенические. Остальная часть пласта уплотнена. Ниже пласта Хартшорн лежат пласты «Верхний Атока» и «Нижний Атока», состоящие из песчаника и относящиеся к среднему карбону. Первый имеет мощность 61 м, но пористая зона в этсм пласте, дающая промышленный дебит газа, имеет мощность только 9 м. Мощность нижнего пласта 41 м, но промышленный дебит даёт только пористая зона, имеющая мощность 11 м. Эти пористые зоны распространены не по всей антиклинали, а только в определённых частях её и иногда не совпадают с верхней частью свода. Причины образования этих зон — орогенические. Там, где при образовании антиклинали пласт находился под сильным сжатием, он уплотнён. Там, где он находился под растяжением, он имеет большую пористость.

Понятие «пласт» общеизвестно. Для «горизонта» не было термина„ В месторождениях Хьюготон, Панхандль, Сайр и Монро многие авторы называли газоносный горизонт пластом, но это — неправильно. Термин «горизонт» также нельзя считать вполне удачным. Горизонт есть плоскость, не имеющая толщины, а газоносный горизонт имеет мощность.

В обычном понимании горизонт есть горизонтальная плоскость, но газоносные горизонты очень редко лежат горизонтально. Обычно они лежат наклонно, иногда волнисто, и иногда имеют крутое падение. В некоторых месторождениях газоносные горизонты имеют изгибы большой ширины и малой высоты. Есть месторождения, где газоносный горизонт содержит частые, крутые и резкие изгибы.

В некоторых месторождениях мощность газоносного горизонта меняется мало, а в некоторых она на коротком протяжении сильно меняется. Есть газоносные горизонты малой мощности, и есть газоносные горизонты большой мощности.

Есть горизонты с беспрерывной газоносной площадью, и есть горизонты, где газоносность расположена пятнами.

В некоторых месторождениях газоносные горизонты занимают очень большую площадь, а в некоторых площадь газоносности не велика. Есть месторождения, где для выработки одного горизонта надо поставить несколько тысяч скважин, и есть месторождения, для которых достаточно 4 скважины.

Очертания газоносной площади также весьма разнообразны. Причины конфигурации этих очертаний могут быть:

1)    орогенические (тектонические),

2)    стратиграфические,

3)    седиментационные,

4)    фациальные,

5)    диагенетические,

6)    вулканические и др.

В общем газоносный горизонт есть сеть газоносных каналов, noPj каверн и трещин. Надо для этого понятия найти подходящий краткий и выразительный термин. Для выбора можно назвать следующие варианты:

2.    Газоносная толща.

3.    Газоносная порода.

4. Газоносная формация.


5.    Газоносная система

6.    Газоносная среда.

7. Газоносный резервуар.

8.    Газоносная зона.

9.    Газоносная сеть.

10.    Газоносная залежь.

11.    Скопление газа.

12.    Газовый коллектор.

В США терминология —такая:

Нефтяной пласт или газоносный пласт называется «Sand», что значит «песок», хотя многие пласты состоят вовсе не из песка.

Впервые этот термин начал применяться в Пенсильвании где нефть и газ были найдены в песчаниках. Для песчаника существует название «Sandstone», но бурильщики стали сокращённо называть песчаники «Sand», тем более что при канатном бурении песчаник раздалбливался на отдельные зёрна, и образцы его, вынимаемые помпой или желонкой, имели вид песка. Впоследствии слово «Sand» стали прилагать ко всякому нефтяному или газовому пласту, не взирая на то, из какой породы он состоит, так что известняковые и доломитовые нефтяные и газоносные пласты также именовались словом «Sand». Этот термин перешёл и в другие районы США. Проф. Кляуд в своей книге для обозначения нефтяного или газового пласта часто пользуется термином «Sand», но применяет и другие названия. Проф. Юрен избегает название «Sand». Вместо «Sand» он пользуется термином «reservoir rock» или просто «reservoir», что означает «резервуарная порода» или «резервуар». Этот термин применяют и многие другие исследователи. По мнению проф. Юрена 143: «Резервуар есть формационная продуктивная единица». Далее (стр. 10 указанной книги) он применяет термин «продуктивная формация». На стр. 9 он устанавливает термин «продуктивная зона», но говорит, что продуктивная зона есть «серия отдельных резервуаров», лежащих друг на друге в одном разрезе. Таковы, например, нефтеносные и газоносные зоны Калифорнии, состоящие из громадного количества тонких слоёв песка или песчаника, разделённых тонкими слоями сланцеватых глин. На стр. 10 проф. Юрен устанавливает понятие «продуктивный интервал».

Геологи, описывающие газовые месторождения, применяют следующие термины:

.1. Gas rock — газоносная порода

2.    Gas    rock reservoir    |

3.    Gas    reservoir    I    сносный    резервуар

4.    Gas    horizon    \    „

5.    Gas    bearing horizon    f    газоносный    горизонт

6 Gas sand — газоносный пласт.

Собственно «пласт» по-английски есть «layer», хотя этим словом часто называется и «слой». Но термин «Gas layer» применяется очень редко. Чаше пользуются латинским словом «stratum», что значит «пласт». Иногда применяют название «bed», имеющее несколько*

значений:    «пласт»,    «слой», «залежь» «подошва» или «постель»

породы,

Обдумав вышеизложенное, мы пришли к заключению, что вполне удачного термина для «газоносного горизонта» месторождений III категории нет. Приходится или сохранить термин «газоносный горизонт» или применять термин «газоносная зона», не придавая ему того сложного понимания, какое дал проф. Юрен. Но пластом газоносные горизонты месторождений III категории называть нельзя.

В приложении понятия «пласт» к месторождениям I и IV категорий также нужно быть осторожным. Приведём пример, о котором сказано выше. Пласт песчаника «Верхний Атока» имеет мощность 61 м. В нём газ даёт только пористая зона, имеющая мощность 9 м и пористость 20%. Пористость остальной части пласта 5%. При обычном применении формул подземной гидравлики вычисляется средняя пористость пласта. Для пласта Верхний Атока она будет равна 7,2%. Получилась превратная картина, и формулы с примением этой пористости дадут неверные выводы. Такая средняя пористость для выяснения характера движения газа по пласту, дебита при разном перепаде давления и пр. нам совершенно не нужна. Фактически газ к скважинам идёт только по пористой зоне. Но учитывать только эту зону тоже нельзя. В остальной части пласта также есть газ, и он при снижении давления будет постепенно и медленно выходить из малопористой части и пойдёт к скважинам по пористой зоне. Таким образом пористая зона есть вместитель газа и путь для газа, а малопористая часть есть лишь дополнительный резервуар, из которого только часть газа'по пористой зоне поступит в скважины. Если бы весь пласт имел одинаковую пористость 7,2%, промышленного дебита не было бы.

МЕСТОРОЖДЕНИЯ Ш 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

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 найдён 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 эксплоатации оно понизилось только на 10% и при том только на участках, занятых скважинами с долговременной эксплоатацией. 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 эксплоатации. Минимальный первоначальный дебит в открытом состоянии (у одной скважины) был 26 788 м3/сутки. Максимальный, также у одной скважины,— 1 117 44Ъмъ/сутки^ 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 Q0y 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.

Мелодебитная скважина, вероятно, не попала на главные каналыу 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,находящегося по соседству, и после этой обработки скважина сильно увеличивала Q0.

Так как пластовое давление в месторождении Хьюготон за время эксплоатации понизилось очень мало, дебит скважин в открытом состоянии понизился также мало. На 1 января 1943 г. после 15 лет эксплоатации 354 скважины в той части района Хьюготон, которая расположена в штате Канзас, имели суммарный дебит в открытом состоянии 130 559 465 м31сутки. 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, 00 надо брать по первоначальному дебиту.

В месторождении Хьюготон индекс максимальной продуктивно

ности -I- 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 эксплоатацию 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 известняково-доломитовую газоносную зону, но в Панхандле под ней лежит погребённый гранитный хребёт, 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 известняководоломитовый 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. м3 и максимальный — более 3 млн. м3 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 м, 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. м3 газа в сутки, в среднем 140 тыс. мъ. 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 тёмнобурой 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 дотретичный 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. м3 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 эксплоатации и не образовывала конусов или языков. Месторождение не имеет гидравлического режима. Повидимому 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 Монро144, 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.

И 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 сланпеватой глины. И пласт имеет малое распространение. Его мощность — от 0,5 до 3 м. Во П пласте есть солёная вода, и она местами быстро затапливает скважины при эксплоатации. До 1 января 1933 г. на И пласт было пробурено 70 скважин. Из них только 23 дали промышленный дебит, но в 17 он быстро кончился. Долговременный дебит дали лишь бскважин.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 слоёв купола — 100 м.

В первое время разработки месторождения первоначальное давление в закрытых скважинах у устья их было71,71 ати. Первоначаль-

ное 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 скважич 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 карга 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 6 до Ю 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 1 пластом.

Эти три колонны должны быть зацементированы доверху.

Ниже башмака 6" пробуривается от 9 до 22 м, спускается перфорированный ляйнер 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 эксплоатации 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 эксплоатации в 1940 г. дошло до 1340. Максимальная годовая добыча была в 1936г.,когда было добыто 6 230 млн. м*. В 1940 г. было добыто 5 521 776 тыс. ж3.

В среднем каждая скважина из тех, которые состояли в эксплоатации 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 эксплоатации 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 слу-

чаи 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 эксплоатация 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.


^

Г

"Т“

4-

L-1

У~

L.

, rJ

-Г-,

1

lJ

--cd

Vr-

й

1Ш^ 1300 \ 1200 $ 1100 % W001 900 J

ш\\ 700

500

(135

Фиг. 47. Бурение и добыча газа в районе Монро. Сплошная линия — добыто газа; пунктирная линия—число скважин.


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 м3 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 ООО 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 ООО млн. ж3, 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-


800 742 634 627 S70 "> st3

* т

\ 400

4 ш,

§ т а 228

% П!

I

§ Л О


Г


100

О

ms


Шы ms т/


то


ms


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.    . ..........15 516 „

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

°/

1

отбора

68,8 и более

24

34,4

21

17,2

18

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 экспло-атационного 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 эксплоатационный дебит уменьшался на 5%. Но и при установленном проценте отбора вообще не разрешалось снижать давление при эксплоатации 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 найдёны в пермском бассейне Западного Тексаса, где выявлено семь горизонтов несогласного залегания слоёв.

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 куполы. 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 слоёв 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 Тексаса 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.

Первоначальные запасы газа в главных месторождениях III категории в США таковы (табл. 42).

Таблица 42

Запасы в месторождениях III категории

Миллиардов

Месторождения. Штат

м3

газа

Хьюготон, в Канзасе, Оклахоме и Тексасе ....

755

Панхандль в Тексасе........ . . . • .

635

240

Сайр в Оклахоме ................

2,3

Миссисипский известняк в Канзасе . ......

50

Западный Тексас . .............

6

Прочая часть Тексаса............

2

Аппалачский бассейн и другие районы . . • ...

10

Итого в месторождениях III категории .....

1700

Все запасы газа в США.............

2 407

Таблица 43

Индекс продуктивности скважины типа Б

Яоткр “ 1 млн* M3jcymKH. Рзакр 50 am. Скважина ведет себя по кривой В,

фиг. 16

Давление при эксплоатации на дне скважины против средины пласта в ати

Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплоатации в am

Дебит, мъ/сутки

Индекс продуктивности. Дебит, приходящийся на 1 am разности двух давлений, м3/сутки

50

0

0

0

47,5

2,5

30 000

12 000

45

5

75 000

15000

42,5

7,5

150 000

20000

40

10

270 000

27 000

37,5

12,5

380000

30400

35

15

470000

31 333

32,5

17,5

540 000

30 857

30

20

615 000

30 750

25

25

720000

28889

20

30

807 000

26 900

15

35

870000

24 857

10

40

928000

23 200

ч

45

968 000

21333

0

50

1 000000

20 000

Из месторождений III категории до настоящего времени добыто 290 млрд. м3. Осталось 1 406 млрд. м3. Суммарные запасы газа в месторождениях США, доказанные и разведанные на 1 января 1944 г., составляли 2 407 млрд. мъ. Более половины этих запасов лежат в месторождениях III категории. Так велико значение этой категории.

Отсюда вывод: необходимо в СССР искать газовые месторождения, приуроченные к древнему эрозионному рельефу.

ИНДЕКС ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ТИПОВ БИВ

По форме табл. 35 составлены табл. 43 для скважин типа Б и табл. 44 для скважин типа В. По ним легко составить и таблицы, соответствующие табл. 37, 38 и 39. Сравнивая три типа, мы видим, что при всех депрессиях, кроме последней строчки, дебит на 1 am депрессии у скважин типа А выше, чем у скважин Б и В. Чтобы легче сравнивать, мы для всех типов взяли одинаковые цифры QomKp и РзаКр . Максимальный индекс продуктивности, т. е. индекс при максимальном дебите находится в последней строчке всех таблиц и для всех трёх типов одинаков. Максимальный индекс на 1 am разности двух давлений у типа А находится во 2-й строчке, у типа Б — в 7-й и у типа В в 12-й, причём этот индекс у типа Б ниже, чем у Л, а у типа В ещё ниже.

Месторождения III категории обычно имеют скважины типа А. В остальных категориях тип А также решительно преобладает, а тип В встречается очень редко.

Таблица 44

Индекс продуктивности скважины типа В Qomxp — 1 млн* м*1 сутки. Рзакр = 50 ати. Скважина ведет себя по кривой В

Давление при эксплоатации на дне скважины против середины пласта в ати

Разность между давлением в закрытой скважине и давлением при эксплоатации, в am

Дебит,

м*1сутки

Индекс продуктивности. Дебит, приходящийся на 1 am разности двух давлений, м3/сутки

50

0

0

0

47,5

2,5

10000

4 000

45

5

30 000

6 000

42,5

7,5

50000

6 667

40

10

7* .'000

7 000

37,5

12,5

110 000

8 800

35

15

160 000

10 667

32,5

17,5

250000

14 286

30

20

340 000

17 000

25

25

526 000

21040

20

30

670 000

22 333

15

35

787 000

22 486

10

40

886 000

22 150

5

45

950000

21 111

0

50

1 000 000

20 000

Кате

г о р и я

место

Ьй

к

О?

о,

о

с

Название месторождения. Его географическое положение

Геологический возраст газо

Глубина залегания подошвы пласта б данной

О

С

носного пласта

скважине

2

I.

Г азоносн

ы й пласт

1

Седь-Иоль, около дер. Крутой, вВерх-

Верхний девон

704

не-Ижемском районе, СССР на сев.-

Франский

610

вост. склоне Тимана. Антиклиналь дево

ярус

664

на на подземном хребте протерозойских

Живетский

680

метаморфических сланцев

ярус

719

710

2

Площадь Чибью, Ухтинский район. На сев.-вост. склоне Тимана. СССР. Антиклиналь девона на подземном хребте протерозойских метаморфических сланиев

Верхний девон Франский ярус

376,4

3

Ельшано-Курдюмское месторождение око

Верейский го

370

ло Саратова, СССР. Удлиненный купол

ризонт средне

365

слоев карбона и девона

го карбона

375

375

380

375

368

4

Месторождение Дагогни около Дербента

Хадумский го

257

в СССР. Антиклиналь третичных и мело

ризонт третич

288,5

вых слоев. Гидравлический режим

ной система

263

255

269

259,5

5

Месторождение Хошмензил около Дербента в СССР. Антиклиналь

Хадумский горизонт третичной системы

357

б

Месторождение Вудхилл в штате Нью-Йорк, в США. Аппалачский бассейн. Удлиненный купол

Нижний девон

1700

7

Месторождение Ронок в Луизиане, на побережье Мексиканского залива, в США. Купол третичных слоев в геосинклинали

Олигоцен

2691

8

Центральная часть Северного Тексаса в США. Геол. провинция Бенд-Арч. Месторождение Генри

Верхний карбон

647

652

9

Район Бенд-Арч. США. Месторождение Минерал-Уэллс

То же

305

563

628

Название

или

номер газоносного пласта

Номер

или

. «3 1-Г о о Я КГ Н S

3 5

ж а.гч

3 и ^

2 51?

в* * 3 (в 5 DS Ж О S о с ? g.w * о» н ?Q г*

X s ",-S

Сю а O'


Мощное ть


категория

скважины

* *« я 5 ов со Я

f=t    г    Я «9

2 Si ^0. а> я я «и ^

04    = а-я о и <и 3

5    5 га и I

а ° Э « 53

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

состоит из песчаника

8

№ 1

1000000

70

14 000

3

№ 6

240000

60

4000

8

№ 6

840 000

70

12 000

8

№ 7

234 000

70

3 343

8

№ 9

330000

70

4 700

3

№ 8

181 000

72

2 500

3,2

№ 27

84 534

33,41

2 530

15 до 25м

№ 1

800000

36

22 222

№ 9

540000

27

20 000

№ ю

1 000000

26

38462

№ 11

274000

33,5

8180

№ 16

150 000

27,5

5455

№ 17

300 000

36

8 337

№ 18

100 000

28

3572

15

№ 17

21000

20,5

792

№ 20

3 000

12,5

240

№ 24

40 000

24,5

1 633

№ 25

7 000

19,5

359

№ 34

6 000

21,5

279

№ 11-бис

9 000

13,5

667

№ 3

34 000

28,6

1 19Э

7,5

№ 1

570 000

150

3 800

5

№ 1

1 000 000

292,5

2418

3

№ 1

291 665

60,58

4 814

8

№ 2

456 017

64,74

7 044

3

№ 1

72 775

22

3 398

5

№ 2

140 792

44

3 200

3

№ 3

79 288

72

1 100

II пласт I -

II

II

II

II

II пласт II пачка Верейского горизонта, песчаник с прослойками глин и известняков. Пористость 12—15%

Битуминозный мергель с прослойками глины и рыхлого песчаника.

Много трещин

Мергеть с прослойками глины и песчаника

Пласт Орискэни

Песчаник

ПластСтраун, линзовидный песчаник. Пористость 15%

Пласт „Веэхний Страун\ Пласт „Нижний Страун" (1ласт „Бинни-Хо-херц"


_К а

Название месторождения. Его географическое положение

г о р и я

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине

I. 1 а з о

ы и и л а с т

10

Район Бенд-Арч. США. Месторождение Ист-Ленд

Верхний кар-бон

1 007

11

1

Район Бенд-Арч. США. Месторождение Икс-Рэй

Средний карбон

998

992

991

987

12

Район Бенд-Арч, США. Месторождение Эбрнэти

То же

945

13

Район Бенд-Арч., США. Месторождение Мингас

988 1 160 966

14

Район Бенд-Арч, США. Месторождение Хиттсон

Геол. провинция „Арканзасская долина"— геосинклиналь между поднятиями Уачи-та и Озарк. Штат Арканзас, США. Месторождение Альма

1 137

15

858

800

16

Арканзасская долина. США. Месторождение Киблер. Гидравлический режим 40 скважин

450

735

17

Арканзасская долина. США. Месторождение Вильямс. 40 скважин. Газовый режим

500

800

18

Арканзасская долина. США- Месторождение Лавака. Удлиненный купол. Газоносная площадь 890 га. 20 скважин

Средняя глубина 541 м

19

Арканзасская долина. США. Месторождение Массард-Прэри. 50 скважин

-

430

700

20

Арканзасская долина. США. Месторождение Мэксфилд. 14 скважин

*

300

21

Геосинклиналь между поднятиями Озарк, Уачита и Арбукль. Штат Оклахома. США. Месторождение Пото. 34 скважины

Средняя глубина 400 м

рождений

__Продолжение

состоит из

песчаник

а

Пласт Лейк

6

№ 1

226 536

97,43

2 325

Пласт „Мзрблъ-

От 3 до 45

№ 1

283 170

10316

2 745

Фоллс“

№ 2

71 160

94

757

Песчаник*

№ 3

383 979

84

4 571

Пористость

№ 4

5(39706

102,1

5 000

10-13% Пласт

№ 1

1 223 464

55,38

21700

„Марбль-Фоллс"

Пласт „Мак-Клес-

№ 1

383 979

100,7

3 813

ски“

| 3—10

№ 2

264 962

111,46

2 377

Пласт „Экрман“

5

№ 3

339 804

91,37

3 720

Пласт „Хиттсон“

7

№ 1

860 837

112

7 686

Пласт „Атока“

11

Скв. макс. дебита

1 189 314

29,6

40 180

Песчаник

9

Скв. средн. дебита

500 С00

29,6

17 000

Пласт „Верхний Атока“

5

Скв. максим, дебита

85 00Э

15,5

5 484

Пласт „Нижний

11

То же

567 000

18,3

31 000

Атока“

Пласт „Верхний Атока"

9

Скв. средн. лебита

300 000

14

21 429

Пласт „Нижний

11

То же

680000

19

35 800

Атока“

Пласт „Нижний Атока*

От 12 до 24

Скв. макс.

дебита Скв. мин.

дебита Скв. средн. дебита

425 003 42 000 99 110

20

20

20

21 250 2 100 4 955

Пласт „Верхний

7

То же

115 000

15,5

7 420

Атока“

Пласт „Нижний

10

150 000

18,6

8 065

Атока“

Пласт „Верхний Атока"

9

Скв. макс. дебита

142 000

22,1

6 425

Пласт Хартшорн,

46

То же

227 000

25,7

8 833

лежащий выше

пласта Атока. Пористость 15%

i

Скв. мин.

дебита Скв. средн. дебита

7.000 ИЗ ООО

25.7

25.7

272 4 400

Кате

г о р и я

место

Геологический

Глубина зале

>1

Название месторождения.

гания подошвы

«

возраст газо

о.

пласта в данной

о

с

Его географическое положение

о

с

*

носного пласта

скважине

I. Газов

ы й пласт

22

Средний карбон


528

550

От 400 до 439


Та же геосинклиналь. Штат Оклахома. США. Месторождение Кэрни. Антикли наль. Площадь 1821 га. Более 20 скважин

Восточная часть штата Канзас к западу от поднятия Озарк. США. Месторожде ниеЭлк-Сити. Песчаная линза. Подошва — известняк нижнего карбона, на эрозионной поверхности. 53 скважины. Режим гидравлический

Восточный Канзас. США. Месторождение Монгомери. Песчаное скопление неправильной формы в сланцеватых глинах, много скважин


То же Ярус Чироки


23


Средняя глубина скважин 396 м


Средний карбон


:24


Средняя глубина скважин 300 м


То же


Восточный Канзас.. США. Месторождение Пайква. Двухэтажная песчаная линза в сланцеватых глинах. Газоносная площадь 356 га


25


Восточный Канзас. США. Месторождение Лонгтон. Антиклиналь. Много скважин

Скважины глубиной от 457 до 518 м


26


Западный Канзас. США. Месторождение Отис. Пласт песчаника на южном склоне подземного гранитного хребта, переходящий на вершине хребта в кварцит. 59 скважин. Газоносная площадь 6 070га. Воды нет. Режим газовый

27

28

29

30


Западный Канзас. США. Месторождение Байсон, аналогичное месторождению Отис

Западный Канзас. США Месторождение Льюис. 5 скважин

Штат Мичиган. США. Геосинклинальный бассейн* Месторождение Остин. Группа песчаных бугров нижнего карбона

Кембрий. Базальный песчаник кембрия на граните

Кембрий

Средний кар-бон. Низы яруса Чироки

Нижний кар-бон.

Ярус Мичиган

Скважины глу биной от 1050 до 1080 м

1089 м

Средняя глубина 1386 м

Средняя глубина скважин

422 м

рождении

Название

Мощность

Номер

<и 3 я 3 5 я н «

зИ1 г

о> д 5й* я § | S*g

или

или

А О 3*

Ч е ” u !

пласта

& = 2

u ? 2 O' ю * я щ

номер газоносного

категория

я О *

В) m ° и

м ..я О -

пласта

в м

скважины

о я 5 и и 2

&ss 8

Сю иО*

Перво] вление крыто] дне пр пласта

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

ОI


со стоит из песчаника

Пласт Хартшорн.

46

Пористость 15%

67

Не пл^ст, а линза песчаника в сланцеватых глинах

От 0 до 2,5

Ярус Чироки

От 0 до 30

Ярус Чироки

От 0 до 20

Песчаный пласт в глинах яруса Чироки

5—-25

Пласт Риган. Пористость песчаника 15%, Кварцит не содержит пор

От 9 до 13 м

Пласт Риган

От 5 до 10 м

Ба?альный конгломерат и песчаник среднего карбона

От 20 до 60 м

Песчаник

От 0 до 20 м

№ 1

1019412

39

26 139

Скв. макс.

1 614 069

41

39 368

дебита

№ 1

283 170

37

7 653

Скв. макс.

2 463 579

38

64 831

дебита

Скв. мин.

42 476

36

1 180

дебита

Скв средн.

764 559

37

20 664

дебита

Скв. макс.

1 048 000

36

29 111

дебита

Скв. мин.

340 000

34

10 000

дебита

Скв. средн.

700 000

35

20000

дебита

Скв. макс.

340 000

22

15 455

дебита

Скв. мин.

14 159

20

708

дебитл

Скв. средн.

177 100

21

8433

дебита

Скв макс.

1 274 265

41

31080

дебита

Скв. мин.

21 238

40

531

дебита

Скв. средн.

113 268

40

2 832

дебита

№ 1

876411

87,45

10 000

Скв. макс.

1 500 000

85

17 647

дебита

№ 1

367 700

70,2

5 238

Скв. средн.

170 000

102

1 667

дебита

Скв. макс.

2 463 579

30

82 120

дебита

Скв. мин.

20 000

30

667

деЗита

Район Скалистых гор. США. Штат Уай-оминг. Месторождение Верц. Брахианти-клиналь. 5 пластов песчаника. Газоносная площадь всех пластов находится выше уровня моря

Штат Уайоминг. США. Месторождение Билли-Крик. Антиклиналь Газоносная площадь 26 км2. 7 скважин

Кате

г о р и я

Геологический

Название месторождения

возраст газо

Его географическое положение

носного пласта


31

32

33

34

35

36


Штат Уайоминг. США. Месторождение Мехони. Брахиантиклиналь. Газоносная площадь 640 га. Два пласта; песчаники. 17 скважин, из них 5 на I пласте

Штат Уайоминг. США. Месторождение Вест-Фе.ррис. Брахиантиклиналь. Газоносная площадь 992 га. Два пласта: песчаника. На I пласте 4 скв., на II—8

Штат Уайоминг. США. Месторождение Миддль-Феррис. Брахиантиклиналь. Газоносная площадь 304 га. Два пласта песчаника. По 2 скважины на каждом пласте

Штат Альберта. Канада. Моноклиналь к востоку от геосинклинали Скалистых гор. Месторождение Викинг. Газоносная площадь 57 км2; два пласта песчаника.

17 скв. на 1 пласте и 5 скв. на II пласте

Штат Альберта. Канада. Моноклиналь к юго-востоку от геосинклинали. Месторождение Брукс. 5 скважин

Глубина за

ГДНИЯ П0Д01

пласта в дан

скважин

Г азоносн

ы й п л ;

Верхние 4 пл-а-

690

ста относятся к

верхнему отде

1 100

лу меловой си

стемы, 5-й плас

1 140

к юрской си

стеме

1 372

В рхний отдел

1 100

меловой систе

970

мы |

То же

710

Юрская систе

920

ма

Верхний отдел

800

меловой систе

мы

Юрская систе

1000

ма

Верхний отдел

724

меловой систе

мы

Юрская систе

871

ма

Средний отдел

645

меловой систе

мы

Нижний отдел

меловой систе

мы

710

Нижняя часть

412

верхнего отде

ла меловой си

стемы

__Продолжение

р о ж д е н и

й

Название

или

номер газоносного | пласта

Мощность пласта в м

Номер

или

категория

скважииы

Первоначальный дебит сполна открытой скважины, м*/сутки, Qoi

Первоначальное давление в сполна закрытой скважине, на дне против середины пласта, в ати, Р31

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

«.1

рп

состоит из песчаника

I пласт: Верхний Дакота.

8

Скв. средн. дебита

180 000

60

II пласт: Средний

9—15

То же

216 000

125,6

Дакота.

IV пласт: Нижний

21

670000

94,2

Дакота

V пласт: Сандэнс

122

№ 1

;1 618 000

106

Пласт „Фронтьер“.

10-30

№ 1

1 416 000

87,5

Песчаник

№ 2 !

11 926 000

87,5

Пласт „Дакота“

6-14

№ 1

850 000

57

Пласт „Сандэнс".

33,5

Скв. средн дебита на II пласте

1275 000

82,7

Пласт „Средний

7,6-20

№ 1

1 029 126

45,7

Дакота"

Пласт „Сандэнс*

38—46

Скв. средн. дебита на II пласте

283 170

79,2

Пласт „Средний Дакота"

13,8

Скв. № 1 на 1 пласте

283170

56,2

Пласт „Сандэнс"

26

.Скв. № 1 на ) п пласте |Скв. № 2 на 1 11 пласте

100000 16 500

74,9

74

Пласт „Викинг".

6

Скв. макс. дебита на I пласте Скв. мин. дебита на I пласте

311487 56 634

54,3

54

Пласт„Пис-Ривер“

5

Скв. средн. дебита на I пласте

II пласт дат малую добычу

141 585

54

Сланцеватая глина с прослойками

30

Скв. средн. дебита

5 663

25

песчаника „Милк-ривер“

14912

15417

3 000 1720 7 112

15    264

16    183 22 ООО


22 520 3 600

5 040

1    335 223

5 736 1050

2    622


по порядку

Название месторождения. Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине

2

38

Штат Альберта. Канада. Северный конец геоантиклинала Свит-Грасс-Арч. Месторождение „Медсин-Хат“. Газоносная площадь 116 км2. Верхний конец песчаной линзы. 50 скважин

Нижняя часть верхнего отдела меловой системы. Нижняя часть среднего отдела меловой системы

Средняя глубина скважин на II пласте 335 м

Итого 38 типичных песчаниковых месторождений

Месторождение Шонгар. Бакинский район. СССР

Месторождение Ричленд. Штат Луизиана. США. Купол. Газоносная площадь 200 км2. Более 200 скважин

Месторождение Оклахома-Сити. США. Газоносный пласт в своде антиклинали

Месторождение Формост. Штат Альберта. Канада. Северный конец геоантикли-нала Свит-Грасс-Арч. Газоносная площадь

15,5 км2. 6 скважин

Месторождение Боу-^йленд. Штат Альберта. Канада. Северная часть геоантикли-нала Свит-Грасс-Арч. 21 скважина

II. Газоносный пласт

Третичная система

1633

Нижний отдел меловой системы

Средняя глубина 800 м

Нижний силур

1850

Верхняя часть среднего отдела меловой системы

Средняя глубина 680 м

Верхняя чаоь среднего отдела меловой системы

Средняя глубина 700 м

Продолжение

Название

или

номер газоносного пласта

Мощность пласта в м

Номер

или

категория

скважины

Первоначальный дебит сполра открытой скважины, м*!сутки Q0l

Первоначальное давление в сполна закрытой скважине, на дне против середины пласта, в ати, Р

31

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

рч

Пласт „Милк-ри-

6

Скв. средн.

84 951

28

3 034

вер". Пласт „Мед-

дебита на 11

Син-Хат". Песча

пласте. На

ники

1 пласте до

быча малая

Среднее . . 10 801

состоит из песка

№ 11

6 000 000

150

40 000

Пласт „токайо“ Туфовый песок

21

Скв. средн. дебита

2000 000

83,9

23 838

Песок. Пласт „Второй Виль-кокс“

20

№ 1

6 994 300

188

37 204

Пласт „Бляклиф". Крупнозернистый песок

От 3 до 18 м

Скв. макс.

дебита Скв. мин. дебита

481 389 84 951

48.1

48.1

10 000 1 770

Пласт „Бляклиф." Рыхлый крупнозернистый песок

От 5 до 20 м

Скв. макс.

дебита Скв. мин.

дебита Скв средн. дебита

821 193 33980 245 084

52.45

52.45

52.45

15 660 650 4 673

Название месторождения Его географическое положение

Геэлогический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной

скважине в м

Ш. Газоносный горизонт в известняках и доломитах

создан выще

Месторождение Ельшано-Курдюмское, около Саратова в СССР. Купол

Намюр. Серпуховская свита. Турнейский ярус карбона

518 510 535 8 0 860


Месторождение Хьюготон. Штаты Канзас, Оклахома и Тексас. США. Моноклиналь около геосинклинали Анадарко. Газоносная площадь более 10 000 км2. Более 500 скважин

От 750 до 883


Свиты ЧЭЗ и Самнер перм ской системы


Месторождение Панхандль. Сев.-зап. Тексас. США. Антиклиналь над погребенным гранитным хребтом, к юго-западу от геосинклинали Анадарко. Площадь газоносности более 4000 км2. Более 900 скважин

Месторождение Сайр Западная Оклахома. США. Купол над гранитной возвышенностью, между Панхандлем и геосинклиналью Анадарко. Газоносная площадь 1538 га. 29 скважин

Месторождение Монро, Луизиана. США. Купол. Газоносная площадь 1 113,5 км2. 1400 скважин. Первоначальные запасы газа 240 млрд. мъ

Свиты ЧЭЗ I Самнер перм ской системы и аркозовый песчаник над гранитным хребтом

Свиты ЧЭЗ и Самнер перм ской системы

Сяита Наварро верхнего отдела меловой системы

802 701 581 803

601 870

От 800 до 855 м

Продолжение

Н 1

1 гД ' ~

я S -

о 23 ’i

<и Я ° 5° ч н о,

Индекс

Название

Мощность

Номер

tsf о О »я з

М -- е °

" ? S

1=1 ^ с <и ^ я е

макси

или

3 Н S

О п ^ и

мальной

пласта

или

* ?! ^ ^

К 3 ч я я ® ^

продук

номер газоносного

категория

СЧ *

СГ Н и

(Ч о ^

J2 Ч .. cf сч ^ О <U й) о 2 к я о.

тивности

пласта

в м

скважины

Первой

сполна

жины,

Я о я <V -о а о а еа я « с

I'SSg'3

1— Я U Н «

<1*1

рп

приурочен к древнему эрозионному рельефу и лачиванием

Ка вернозные и кар-

Мощность кар

№ 15 (Намюр)

1 000000

55,6

18 000

стовые известняки

стовых горизон

№ 8 (Намюр)

43 000

55,6

773

и доломиты в верх

тов от 5 до

| № 19 (Серпу

42 000

59,7

703

них частях свит

15 м

ховская св.)

№12 (Турней)

1 1 000000

82,4

12 136

№ 24 (Турней)

2 500000

85,5

29 240

Газоносная зона,

Суммарная

Скв. макс.

1 117 445

33

33 862

состоящая из ше

мощность ше

дебита

сти пористых пла

сти пластов

Скв. мин.

26 788

33

812

стов известняка и

13 м. В них оди

дебита

доломита

наковое давле

Скв. средн.

495 640

33

15020

ние

’ дебита

Тот же горизонт,

62,5

Скв. А на пло

650000

28

23214

что и в Хьюгото-

щади Карсон

не и, кроме того,

62

Скв. В на пло

1500 800

28

53600

аркозовый песок

щади Карсон

на граните

7

Скв. Д на пло

1 331 000

30

44 367

щади Шамрок

65

Скв. макс. де

3 000 000

31

96 774

бита для всего

Панхандля

15

Скв. мин. де

57 000

32

1781

бита

20

Скв. средн.

758 900

31

24 480

дебита

Тот же горизонт,

12,2

Скв. средн.

I 000000

68

16 176

что и в Хьюготоне

дебита

Газоносная пори

От 3 до 15

Западная часть

стая зона в извест

района.

няках и в меле.

Скв. макс.

708 000

75,3

9 402

Называется „Газо

дебита

носный пласт Мон

Скв. мин.

28 000

75,3

372

ро'4

дебита

Скз. средн.

140000

75,3

1 859

дебита

1

Название месторождения Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта^

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине в м

1 006 м


Нижний отдел пермской системы

То же


1 174

Средняя глубина 1 500


Месторождение „Ист-Ли-Каунти-Хай“. Штат Нью-Мексико. США. Пермский бассейн. Антиклиналь

Месторождение Мальджамар, штат Нью-Мексико. США, Пермский бассейн. Антиклиналь

Месторождение Медсин-Лодж. Западный Канзас. 35 скважин. США


Миссисипский известняк нижнего отдела карбона


Месторождение Джонсон. Западный Канзас. 7 скважин. США

Средняя глубина 914


Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же гори* зонт

Тот же горизонт


Средняя глубина 996

Средняя глубина 998

Средняя глубина 722

Средняя глубина 914

Средняя глубина 907

Средняя глубина 884

Средняя глубина 884


10    Месторождение    Барртон.    США.    Канзас.

Купол. 24 скважины

11    Месторождение    Хаури.    США.    Канзас.

4 скважины

12    Месторождение    Пропп.    США.    Канзас.

3 скважины

13    Месторождение    Вошелл.    США.    Канзас.

10 скважин

14    Месторождение Ритц. США. Канзас. 8 скважин

15    Месторождение    Кантон.    США.    Канзас.

16 скважин

16    Месторождение    Гальва.    США.    Канзас.

Купол. Площадь газоносности 32,2 км2,

48 скважин

Название

или

номер газоносного пласта

Мощность пласта в м

Номер

или

категория

скважины

Первоначальный дебит сполна открытой скважины, мъ1сутки, Q0l

Первоначальное давление в сполна закрытой скважинет на дне против середины пласта, в ати, Р3

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

К

Газоносная пори

От 6 до 12

Центр., восточ

стая зона в изве

ная, южная и

стняках и в меле.

северная части.

Называется „Газо

Скв. макс.

1400 000

75,3

18 592

носный плас1

дебита

*

Монро"

Скв. мин.

57 000

75,3

757

дебита

Скв. средн. де

285 000

75,3

3 785

бита

Скв. средн. де

250 000

75,3

3 320

бита для всего

района

Кавернозный доло

45

Скв. № 3

3 114870

112,5

27 700

мит под несоглас

ным залеганием

Скв. № 1

339 804

74

4 600

То же

10

Эродированная по

От 3 до 10

Скв. макс.

1415 850

128

11 061

верхность извест

дебита

няка

Скв. мин.

28 317

121

234

дебита

Скв.средн.

325 646

125

2 605

дебита

Тот же горизонт

От 10 до 20

Скв. средн.

679 608

75

9 061

д бита

Тот же горизонт

От 17 до 21

Скв. № 1

324 828

90

3609

Скв. макс.

2 515966

90

27 955

дебита

Тот же горизонт

От 10 до 15

Скв. средн.

417 393

91,7

4 552

дебита

Тот же горизонт

От 3 до 10

То же

56 634

58,5

97

Тот же горизонт

От 5 до 15

152 300

68,1

2236

Тот же горизонт

От 5 до 18

»

195 300

68

2 872

Тот же горизонт

От 15 до 22

813 800

74,45

10 931

Тот же горизонт

Средняя мощ

Скв. № 1

1 444 167

78

18 515

ность 23

Скв. № 2

1 557 431

78

20000

Скв. макс.

1 614 069

78

20 700

дебита

Скв. мин.

28 317

78

363

дебита

Название месторождения.

Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина зале' гания подошвы пласта в данной скважине в м

17 Месторождение Макферсон. Канзас. Купол. США. Газоносная площадь 13 кмг.

18 скважин

Миссисипский известняк нижнего отдела карбона

Средняя глубина 907


Итого 17 месторождений

IV. Газоносный горизонт в известняках

и


Бугурусланское месторождение. СССР. Серия куполов на Больше-Кинельской антиклинали. На южном крыле некоторых куполов есть нефть. В сводах куполов газ лежит на пластовой воде

Спириферовый поцъярус казанского яруса пермской системы и уф им ский ярус

Подошва газоносного пласта, т. е. уровень пластовой воды на глубине

254.5 м в скв.

№ 42.

В скв. № 39

—    258 м.

В скв. № 29

—    245 м

В скв. № 31

—    236,5 м

В ск^. № 456

—    281 м В скв. 46

—    251,5 м В скв. № 47

-    291 м

Месторождение Каннкнгхам в штаге Канзас. США. 23 скважины

Верхний силур


Глубины от 1170 до 1230 м


Нижний силур

Средняя глубина 1000 м


Месторождение Ляйонс в штате Канзас. США. Раздельная эксплоатация двух пластов

___Продолжение

Название

или

номер газоносного пласта

Мощность пласта в м

Номер

или

категория

скважины

Первоначальный дебит сполна открытой скважины, м3/сутки, Q0i

Первоначальное давление в сполна закрытой скважине, на дне против середины пласта, в ати, Р

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

рэг

Тот же горизонт.

Мощность эро

Скв. макс.

566340

74

7 653

Сильно разъеден

дированной га

дебита

ная поверхность

зоносной зоны

Скв. мин.

56 634

74

765

миссисипского из

от 10 до 25

дебита

вестняка

Скв. средн.

222 700

74

3 009

дебита

Среднее. . 14 ООО приурочен к эрозионному рельефу

Скв. № 42 на Калиновском куполе.

600000

26,1

23 ООО

17

Скв. № 390 на Калиновском куполе.

300000

24,5

12 245

Скв. №29]

I 1

о А *

g У щ 5 ш р.

200 000

26,2

7 634

Скв №31 Kic 1 «в >> * F «

130 000

25,8

5 040

8-10

Скв. №38j

210 000

26

8 080

Скв № 456

о к

110000

26

4 231

Скв. № 46

с 5 cd<C

320 000

26,4

12 121

Скв. №47

X

220 000

27

8148

Скв. № 54, Калиновка

348 000

26,5

13 132

Скв. № 129, Бугуруслан

8 700

25,5

341

Скв. № 18, Бугуруслан

580 000

25,5

22 745

6

Скв. макс. дебита

3 539625

96

36 871

Скв. мин. дебита

28 317

96

300

Скв. средн. дебита

1 155 334

96

12 035

5

30

То же

4 247 600

78

54 456

Пласт Вайола. Пористый известняк. Пористость

15%

Пласт Симпсон и пласт Арбукль. Пористые известняки


Название месторождения Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине в м

Месторождение Паркс в сев.-центр. части Тексаса. США. Геологическая провинция Бенд-Арч. Купол

Месторождение Эдди в штате Нью-Мексико. США. Небольшой купол с плоским сводом. Газоносная площадь 162 га. 4 скважины. Расстояние между скважинами 637 м

Месторождение Тилбери в штате Онтарио в Канаде. Антиклиналь с двумя куполами. Газоносная площадь 56,7 кмг.

430 скважин

Месторождение Маскигон в штате Мичиган. США. Брахиантиклиналь. Газоносная площадь 1133 га. Амплитуда подъема 22 м. Падение слоев крыльев от 40 минут до 1°.    4    газоносных пласта.

70 скважин. Первоначальные запасы газа более 600 млн. м3. Расстояния между скважинами 402 м. Раздельная эксплоатация нластов

Свита Бенд нижней части среднего карбона

Нижний отдел пермской си-

Верхняя часть срелнего силу-ра

Пористые известняки девона, лежащие среди темнобурых сланцеватых глин

937

946

432

431

423

418

Средняя глубина 440

От 485 до 503

От 555 до 573

От 599 до 617

От 660 до 678

Месторождение Уэлленд в штате Онтарио в Канаде. Газоносная площадь 5 180 км9

Средняя глубина 400


Силур


3 900 скважин. В эксплоатации 43 года

От 0,5 до 5

Номер

или

категория

скважины

Н 1

о ” S

э? 3К ~ 2 ? « Sal

XT f- го

то о ^ о Я _г

Ю ™ J О- Q Я 0J о S с 5 5*

Первой^ альное давление в сполна закрытой скважине, на дне про-тив середины пласта, в ати, Ро1

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

«01

№ 1

481 389

94

5 121

№ 2

764 559

94,5

8091

1

212 378

28,47

7 200

№ 2

113 268

28,12

3 89Э

№ 3

68 103

22,15

2 942

№ 4

123 519

21,4

5418

Скв. средн.

155 744

43,6

3572

дебита

Скв. макс.

240 695

46

5232

дебита

Скв. мин.

И 327

46

246

дебита

Скв. макс.

283170

53

5 343

дебита

Скв. мин.

25 485

53

481

дебита

Скв, макс.

736 242

69

10670

дебита

Скв. мин.

226 536

69

3283

дебита

Скв. средн.

424 755

69

6156

дебита

Скв. макс.

12205

70,4

173

дебита

Скв. мин.

2 832

70,4

40

дебита

Скв. средн.

5663

70,4

80

дебита

Скв. средн.

170 000

40

4 250

дебита

Мощность пласта в м


Название

или

номер газоносного пласта

Пласт Каддо.

Пористый известняк


10

20


Пласт Бигляйм. Пористый известняк

Пористый доломит.

Свита Гвельф

I пласт Верхний Траверс


2,5


II пласт Нижний Траверс


3,6


III пласт Данди

IV пласт Монро


1,5


3—5


Пласты Клинтон и Медина. Пористый доломит


№ по порядку

Название месторождения. Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине в м

1

2

Темнобурая газоносная сланцеватая глина в северо-восточной части Оклахомы и юго-восточной части Канзаса в США. Газоносная площадь 2 400 км2. Более 500 скважин

Темнобурая сланцеватая газоносная глина в штатах Кентукки, Огайо. Западная Вирджиния. Пенсильвания и Нью-Йорк в США. Площадь Флойд более 1 000 скважин. Площадь Мартин—231 скважина и пр.

V. Г а з о я <

Средний карбон

Верхний девон

эсцые слан От 122 до 155,

От 40 до 1000

1

Много обширных площадей

VI. Месторождения газа в в у

Месторождение Рэттлснэк в штате Вашингтон, США. В пузыристой застывшей базальтовой лаве. Антиклиналь длиной 97 км и шириной 12 км. Газоносная площадь громадна. Очень большая пористость. 16 скважин

лканически

И: В

Нижний миоцен. При эксплоатации дебит и давление не понижаются

х породах, трещинах

От 213 до 274

1

Итого 1 громадная площадь

VI7. Трещинные месторож

Ухтинское месторождение газа и радиевой воды в кварцитово-слюдистых сланцах. СССР. Площадь громадна

д е н и я. Газ Протерозой

в сети т р 213

е

Название

Мощность

Номер

^2 -

си а

Л О *3'

я н S

«=г 2 л н

ш Ч а ?

и ? к ^ ° п * -

Индекс

макси

мальной

или

или

Л з S

В .п

,д та та дз

номер газоносного

пласта

категория

5 ^ я ° ^

ч !Е я s

гг о о) <d л та с я о,4*

продук

тивности

пласта

в м

скважины

О та _

3.5*

с§!

us

Ж u s О ч.

Ома ИВ* g

&ssse

С я О н CQ

«01

рзх

цеватые глины

Два главных азо-

Скважины чрез

Скв. макс.

о

о

9

167

носных горизонта '

вычайно долго

дебита

50

в глине. Мощность

вечны

Скв. мин.

200

4

каждого от 2 до

дебита

121

10 м

Скв. средн. дебита

850

7

Мощность газо

Скв. средн. де

14 160

5

2830

носной глины до

бита м-ния

190 м

Флойд

Скв. средн. де

7100

3

2 370

бита других

площадей

Среднее . . 4005

верхних частях лавовых потоков

4 пористых зоны

Мощность от

Скв. макс.

85 000

0,38

223 700

в базальте, в верх

дельной зоны

дебита

них частях отдель

от 2,4 до 6,4 м

Скв. мин. дебита

2000

0,16

12 500

ных лавовых по

Скв. средн.

14 200

0,25

56 800

токов

дебита Скважины эксплоатиру-ются 18 лет без понижения дебита и давления

Среднее. .56 800

щин в плотных твердых непористых породах

Сеть трещин в

Мощность

Скв. № 143

21000

1,5

14 000

сланцах под девон

очень большая

в низовьях

скими глинами

речки Нефть-Иоль на „Вод-промысле" Ухтинского района

Среднее по всем категориям . „ 11265

Кате

гория

Краткая характеристика категорий месторождений

Число месторождений или площадей

Индекс максимальной продуктивности скважин

I

Газоносный пласт состоит из песча

ника ..........

38

10801

II

III

Газоносный пласт состоит из песка . Газоносный горизонт приурочен к древнему эрозионному рельефу и создан выщелачиванием извест

5

16 724

3V

няков и доломитов .......

Газоносный горизонт в пористых известняках или доломитах не приурочен к древнему эрозион

17

14 000

ному рельефу ........

8

8 866

V

VI

Газоносные сланцеватые глины . .

Газоносный горизонт в верхних пузырчатых частях застывших лаво

Много обширных площадей

4 005

VII

вых потоков вулканических пород Газ в сети трещин плотных, не по

Одна громадная площадь

56 800

ристых метаморфических сланцев

Одно очень обширное месторождение

14 000

Итого 7 категорий .

Более 70 месторождений

Средний взвешенный 11 265

ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕМИ КАТЕГОРИЙ

Таблица 45 содержит краткую характеристику многочисленных скважин очень многих месторождений семи категорий. Для её составления мы старались подобрать такие месторождения, которые являлись наиболее типичными для данной категории, и такие скважины, для которых имелись наиболее полные и наиболее достоверные сведения. В характеристику вошли лишь 10 свойств. Остальные свойства, по мере возможности, для наиболее типичных месторождений и скважин будут сообщены ниже.

В таблицу вошли более 70 месторождений 145 и в том числе очень обширные газоносные площади, которые трудно приравнять к отдельным месторождениям. В последнем столбце таблицы указан индекс максимальной продуктивности.

Может быть, месторождение Дагогни следовало поместить не в I, а в VII категорию.

Последние две категории имеют пока малое промышленное значение.

Из остальных самый высокий индекс продуктивности оказался у II категории. За нею идёт III категория. Таблица 46 показывает в кратком виде результат табл. 45.

II категория в сравнении с III имеет очень малое распространение. Главное промышленное значение по запасам газа и по суммарной добыче имеет III категория.

Из всех категорий самый высокий индекс продуктивности оказался у скважин VI категории. Он более чем в три раза выше индекса II категории. Одна скважина VI категории дала индекс максимальной продуктивности 223 700 м3/сутки на I am.

КАЧЕСТВО СТЕНОК ГАЗОНОСНЫХ КАНАЛОВ

Кроме очень высокого индекса продуктивности скважины VI категории показали удивительную долговечность. Они годами дают газ, почти не снижая дебита и давления, и эксплоатируются без противодавления на пласт. Одна скважина в течение 18 лет эксплоатации не понизила ни дебита, ни давления. Местные геологи приводят два возможных объяснения этого явления:

1)    или газ при эксплоатации продолжает вновь образовываться в этом месторождении и пополняет убыль, причиняемую эксплоа-тацией;

2)    или месторождение имеет исключительно громадные размеры {«Or the reservoir is tremendous lylarge»).

Повидимому, более вероятно второе объяснение, но для высокого индекса оно не достаточно. Мы думаем, что есть ещё одна причина, объясняющая оба явления, и эта причина заключается в качестве стенок газоносных каналов.

Эти каналы в месторождениях VI категории имеют одно свойство, какого нет ни у одного из месторождений всех остальных шести категорий. Порода, заключающая газ в описываемом месторождении, есть поток застывшей вулканической лавы. Верхняя часть потока состоит из пузырчатой лавы. Это есть стекловидный базальт. В нём нет зернистости. По консистенции он походит на тёмное стекло. Сеть тгузырей и каналов в нём имеет чрезвычайно гладкие стенки, как у стекла. Эта сеть каналов и пузырей возникла при остывании расплавленного базальта. Кроме того, базальт рассечен трещинами отдельности, также имеющими гладкие стенки. И всё это покрыто миоценовой пластичной глиной континентального пресноводного образования. В газе преобладают метан и этан, но есть и азот и немного углекислоты. Вот эта гладкость стекловидных стенок, по нашему мнению, и служит причиной высокого индекса продуктивности и большой долговечности скважин. Газ легко идёт к скважинам с очень больших расстояний. Газоносные пути не содержат такого громадного количества «местных сопротивлений», как поры и каналы всех остальных газовых месторождений. Стенки пор и каналов у всех остальных месторождений имеют чрезвычайно неправильные и извилистые очертания. Все стенки — шероховатые. Каналы изгибаются во всех направлениях и имеют массу пережимов. В месторождении VI категории прямолинейные трещины отдельности расположились, главным образом, по двум направлениям и взаимно пересекаются. Они образуют газоносную сеть, питаемую газом из миллионного количества пузырей и пузырьков. И всё это имеет гладкие стенки, как у стекла. Пути газа к скважинам прямолинейные, а не извилистые, и такой прямолинейный путь от какого-нибудь отдалённого места в несколько раз короче, чем извилистый путь газа в каком-нибудь обычном месторождении. Если в обычном месторождении газ идёт к скважине например с расстояния 1,5 км, то в месторождении VI категории он при том же давлении пойдёт с расстояний в 6 или 10 км и даст более высокий дебит на 1 am перепада давления. Для промышленного дебита скважин VI категории достаточен самый ничтожный перепад давления.

Выдающийся пример месторождений VI категории заставляет нас ввести ещё одно свойство месторождений, а именно «качество стенок газоносных путей», т. е. их гладкость и шероховатость, а также прямолинейность или извилистость.

Вопрос о влиянии шероховатости на течение жидкости и газа в трубах в значительной степени выяснен исследованиями инж. Никурадзе, произведёнными в начале 30-х годов в гидравлической лаборатории в Берлине *. Никурадзе произвёл опыты над трубами самой различной шероховатости, начиная с самых гладких труб и кончая трубами с очень большой, искусственно созданной шероховатостью. Диаметры труб были разные: и малые, и большие. Влияние шероховатости особенно проявляется в трубах малых диаметров, так что учитывать шероховатость без учёта диаметра нельзя. Поэтому Никурадзе ввёл величину «относительной шероховатости» е=-~-9 где

е— абсолютная шероховатость, г — радиус трубы. У новых стальных газопроводов s ==0,002.

Исследования Никурадзе изменили прежние представления о течении жидкости и газа в трубах. Обычная гидравлическая диаграмма, у которой на оси абсцисс нанесён параметр Рейнольдса, а на оси ординат коэфициент трения, разбилась на серию кривых, имеющих разный характер в зависимости от шероховатости. Раньше считалось, что переход из ламинарного течения в турбулентное происходит при значении параметра Рейнольдса около 2320. Никурадзе показал, что в сильно шероховатых трубах кривые Никурадзе совсем не совпадают с кривыми Блазиуса и течение переходит из ламинарного в турбулентное значительно раньше, например при величине Re около 800. В шероховатых трубах уже не наблюдается той зависимости коэфициента трения от параметра Рейнольдса, которая раньше была установлена, и в сильно шероховатых трубах, имеющих е =0,007, коэфициент трения уже не зависит от параметра Рейнольдса. Он зависит только от е. Чем шероховатее стенка, тем больше энергии тратится внутри жидкости и тем меньше на стенке. 146

Б. А. Бахметьев 147 говорит: «Рассеяние энергии внутри потока обусловливается степенью беспорядочности движения, которая в свою очередь определяется шероховатостью стенок». Завихрение жидкости или газа при этом достигает максимума, и удельное значение сопротивлений от завихрения будет больше сопротивлений другого порядка.

В порах и каналах газового пласта обычных газовых месторождений вследствие очень большой шероховатости и чрезвычайной извилистости движение газа имеет беспорядочный и неравномерный характер, переход из ламинарного течения в турбулентное наступает значительно раньше, т. е. при меньшей величине параметра Рейнольдса, и трата давления на определённое количество дебита значительно выше, чем в месторождениях VI категории. Добывать газ при ламинарном течении выгоднее, чем при турбулентном, а у месторождений VI категории даже большой дебит получается при ламинарном течении. При ламинарном движении дебит, согласно формуле Блазиуса, пропорционален перепаду давления, а при турбулентном — он пропорционален корню степени 1,75 из перепада давления (1,1yr i

В месторождениях первых шести категорий степень шероховатости стенок и извилистости путей разная. Если песок состоит из хорошо окатанных и отсортированных зёрен кварца, он имеет более гладкие стенки пор и каналов, чем песчаник, в котором зёрна частично разъедены и сцементированы и есть отложения на стенках пор и каналов. В соответствии с этим индекс максимальной продуктивности газоносного песка выше, чем у песчаника. Пористый известняк и доломит месторождений I\f категории имеют более шероховатые стенки пор и каналов и больший индекс, чем кварцевый песчаник. При одной и той же пористости пласт, имеющий более шероховатые стенки пор и каналов, даст меньший дебит на 1 am, чем пласт с гладкими стенками. Если пласт хорошо изучен путём взятия многочисленных кернов, Желательно также составить представление о характере стенок пор и каналов и о величине е. От этого зависит и расстояние между скважинами, а следовательно, и система разработки месторождения. Нужно брать керны, делать шлифы и изучать их под микроскопом, а также делать фотографические снимки в увеличенном масштабе.

ИНДЕКС ШЕРОХОВАТОСТИ И ЕГО ВЛИЯНИЕ НА ФОРМУ ИНДИКАТОРНЫХ КРИВЫХ

Сильная шероховатость стенок пор и каналов пласта увеличивает внутреннюю турбулентность текущего газа, и это отзывается на форме индикаторной кривой (фиг. 16). Может быть различие форм индикаторных кривых частично объясняется различием шероховатости и диаметра путей газа к скважинам разных типов. У некоторых скважин при большой величине е переход из ламинарного течения в турбулентное совершается раньше, чем у скважин, у которых пласт имеет меньшую шероховатость стенок пор и каналов и более значительные диаметры их. Это даёт разные формы индикаторных кривых. У индикаторной кривой пологий наклон обозначает ламинарное движение, а крутой—турбулентное. При ламинарном движении увеличение дебита требует малого увеличения перепада давления, и кривая более идёт вправо (дебит), чем вниз (давление). При турбулентном — наоборот. Там, где кривая из пологого наклона переходит в крутое, ламинарное течение переходит в турбулентное.

Почему у скважин типа В (фиг. 16) темп понижения давления в сравнении с нарастанием дебита сначала быстрый, а затем медленный?

Здесь действует инерция масс, находившихся в покое. После того,, как скважина начала брать газ из пласта, газ, до этого времени стояв* ший неподвижно, не сразу приходит в движение. Он должен, так сказать, «раскачаться». Если вокруг скважины в пласте поры и каналы имеют малые диаметры и большую шероховатость стенок, т. е. если величина е очень большая, а также если пласт имеет малую мощность при большой площади газоносности, газ с большой площади начинает двигаться только при большом перепаде давления, а это имеет место лишь поблизости от скважины. Получается кривая В. Сначала идёт газ, находящийся лишь недалеко от скважины, так как только здесь имеется большой перепад давления, и, конечно, он идёт турбулентным течением, которое вызвано большим перепадом давления.

Другой причиной турбулентного течения газового потока является шероховатость стенок пор и каналов, их малые диаметры и извилистость путей. Кривая В с самого же начала пошла круто к низу. Затем все более и более отдалённый газ вовлекается в движение. Постепенно расширяется район протекания газа к скважине. Для вовлечения в движение большой массы газа с обширной площади при вышеописанном характере месторождения требуется большое снижение давления у скважины. Но когда инерция стоявшего вдали газа побеждена, дальнейшее понижение давления у скважины даже на малые цифры приносит большие количества газа. Это идёт газ с больших расстояний. Он идёт ламинарным течением, так как при большом расстоянии перепад давления на единицу длины получается малый. Наклон кривой В недалеко от середины диаграммы переходит из крутого в пологий. Наконец район движения газа охватил почти всю возможную для дренажа площадь. Увеличение дебита при этом состоянии возможно только большим перепадом давления и только за счёт перехода ламинарного течения в турбулентное. Чтобы индикаторная кривая двигалась направо (т. е. в сторону увеличения дебита), приходится её сильно вести книзу (т. е. снижать давление на скважине). Это есть третья и последняя часть кривой В. Схематически главные явления из числа описанных показаны на фиг. 48.

Иначе идут процессы выявления индикаторной кривой у скважин типа А. У скважин этого типа стенки пор и каналов в пласте менее шероховаты: диаметр их — больше; есть и широкие каналы, как например созданные выщелачиванием грунтовыми водами; пути менее извилистые; пласт или газоносная зона имеет более значительную мощность, а газоносная площадь может быть и не очень большая. В начале стандартного испытания такой скважины при первом понижении давления сразу вовлекаются в движение большие массы газа, находящегося недалеко от скважины. Этому содействует лёгкость передвижения газа, благодаря малой величине е. Достаточно малого понижения давления, чтобы иметь большой дебит. Благодаря малому

перепаду давления и малой величине s течение ламинарное. Широкие, каналы с гладкими стенками и при ламинарном течении пропускают-много газа. Близкий к скважине газоносный резервуар легко и быстра отдаёт газ. Вытекание из него газа через скважину походит на вытекание газа из газгольдера постоянного объёма и меняющегося давления. Скважина получает кривую, похожую на кривую вытекания газа из такого газгольдера. Кривая больше идёт вправо, мало передвигаясь книзу. Но когда, продолжая испытание такой скважины, мы дошли уже до значительного снижения давления на скважине и до« большого дебита, дальнейшее снижение давления уже мало прибав-

сполна открытой Фиг. 48.

7 — турбулентное течение; 2 — ламинарное течение.

ляет дебит, так как площадь движения газа к скважине охватила весь возможный район дренажа, и резервуар начал истощаться. За счёт расширения района дренажа уже нет возможности увеличить дебит. Его можно увеличить лишь за счёт значительного снижения давления в ограниченном резервуаре. При большом дебите получается большая скорость. Параметр Рейнольдса растёт, и движение из ламинарного движения переходит в турбулентное. Это есть последняя часть индикаторной кривой А. Она падает круче, чем последняя часть кривой В, так как взять дополнительный газ уже неоткуда, а скважина типа В ещё может получать некоторые небольшие дополнительные количества газа за счёт увеличения скорости и снижения давления, так как при большой шероховатости стенок, длине и извилистости путей район дренажа ещё не был так истощён, как у скважин А при их лёгкости вытекания газа.

Кривая Б характеризует месторождения промежуточного характера между А и В. Есть всевозможные вариации месторождений. Есть месторождения промежуточные между А и Б и промежуточные

между Б и В. F.ctl и такие, которые не походят ни на А, ни на ни на В} и к чи^лу их относятся месторождения VI категории. Но они крайне редки.

Конечные части индикаторных кривых всех трёх типов А, Б и В имеют очень крутой наклон, так как максимальный дебит получается только при турбулентном течении и при очень большой внутренней турбулентности, а при этих условиях нужно сильно увеличивать перепад давления, чтобы получить увеличение дебита. Когда в испытании мы дошли до полного открытия скважины, т. е. не оказываем на пласт никакого искусственного противодавления, пласт имеет максимальный перепад давления и даёт всё, что может дать при том качестве путей газа к скважине, какие он имеет. Скважина работает напряжённо. Течение газа — сильно турбулентное. Скорость газа очень большая. Пласт быстро истощается. Истощение идёт быстрее у скважин типа Л, чем у скважин типа В, так как у последних сильная шероховатость стенок пор и каналов и извилистость длинных путей замедляют истощение пласта.

В некоторых пластах, имеющих очень большую шероховатость стенок пор и каналов и малые диаметры их, коэфициент е может дости-тать большой величины. Нормально это есть дробь, намного меньше • единицы. Но если диаметр пор и каналов, например, в среднем около *0,5 мм, и на стенках пор и каналов сидят бугорки и неровности, возвышающиеся на 0,25 мм над средней поверхностью стенок, то

0.25    ,

Если в трубопроводах с очень шероховатыми стенками, имеющими « = 0,007, ламинарное течение переходит в турбулентное при Re — =800, то в узких и шероховатых порах пласта, имеющих е =1, ламинарное течение должно переходить в турбулентное при очень малых величинах параметра Рейнольдса.

Для экономной траты энергии пласта желательно добывать газ при ламинарном, а не при турбулентном течении. Следовательно, нужнс эксплоатировать газовые скважины при малом перепаде давления, т. е. при малом проценте отбора, причём для скважин типа А нужно более значительное противодавление на пласт, чем для скважины В. В последних частично роль противодавлений играют сильная шероховатость стенок пор и каналов, малый их диаметр, большая извилистость длинных путей и малая мощность пласта.

Итак, в число индексов газовых скважин мы вводим «индекс шероховатости стенок пор и каналов пласта». Мы берём его уНикурадзе и по его примеру будем обозначать этот индекс греческой буквой е.

Трудно определять этот индекс:Нужно исследовать Многокернов, вынутых из пласта. Но в некоторых случаях такие определения возможны. Во всяком случае желательно если не количественное, то хотя бы качественное приблизительное определение этого индекса.

Индекс €, главным образом, влияет на форму индикаторной кривой. На дебит он влияет так: чем больше индекс при всех остальных одинаковых условиях, тем меньше дебит. Но связь этих двух величин очень сложная, и ее нельзя приравнять к обратной пропорциональности.

На темп понижения дебита и давления при эксплоатации индекс в влияет так: при всех остальных одинаковых условиях, чем больше еу тем медленнее понижаются при эксплоатации дебит и давление. Стало быть, если сравнивать два пласта, отличающиеся только индексом е, то пласт, у которого е имеет большую величину, будет иметь начальный дебит открытой скважины меньше, но этот дебит при эксплоата-ции будет понижаться медленнее, чем у скважины на пласте, имеющем е малой величины. При одинаковых процентах отбора скважины типа В долговечнее скважин типа А,

Все это относится к месторождениям первых четырёх категорий. От них коренным образом отличаются месторождения VI категории. Так как поры, каналы и трещины у описанного месторождения VI категории чрезвычайно гладкие, более гладкие, чем у новых стальных газопроводов, индекс у этого месторождения во много раз меньше, чем у месторождений всех остальных категорий. На совершенно гладкой, как у стекла, стенке, может быть, и шероховатости никакой нет. Трещины отдельности прямолинейные, а не извилистые. Газоносный резервуар имеет громадные размеры, но очень малую глубину залегания и очень малое давление. Газ к скважинам при ничтожном перепаде давления идёт с очень больших площадей. Течение газа — только ламинарное. Турбулентного течения нет ни при каких состояниях скважин. Индикаторная кривая совершенно не походит на кривые Л, Б и В. Она не имеет изгибов. Начинается она с очень малого давления и понижается весьма медленно.

Форма индикаторных кривых зависит не только от индекса в. На неё влияют и другие факторы, о чём будет сказано дальше, в соответствующих главах.

ИНДЕКС КАЧЕСТВА ПУТЕЙ ГАЗА К СКВАЖИНЕ

Индекс в есть лишь частичная характеристика пласта. Индекс максимальной продуктивности годится для первоначальных практических соображений. Но как он будет меняться при эксплоатации скважины и при истощении пласта? Какую закономерность будут иметь эти изменения? При рассмотрении этих вопросов мы увидим, что индекс максимальной продуктивности в теоретическом отношении недостаточно обоснован. Нужна более полная характеристика скважины и пласта.

Пористость и проницаемость обычными способами можно замерять только у месторождений I, II и IV категорий.

К месторождениям III категории, имеющим самое главное промышленное значение, мы понятие проницаемости прилагать не можем. Проницаемость пласта есть лишь частный случай.

Индекс максимальной продуктивности характеризует мощность, пористость и проницаемость пластов месторождений I, II и IV категорий. Эти категории мы можем назвать «пластовыми месторождениями». Остальные три категории нельзя назвать пластовыми месторождениями. Нужен индекс, охватывающий все категории. В качестве такого индекса мы предлагаем термин «качество путей движения газа к скважинам». Индекс а есть лишь характеристика одного из свойств сложного понятия «качество путей».

Дебит сполна открытой скважины зависит, главным образом, от двух факторов:

1)    давление в пласте и

2)    пути газа к скважине.

Если газоносный пласт или горизент лежит почти горизонтально или слабонаклонно и поверхность земли есть равнина, давление в газоносном горизонте будет везде почти одинаковое, но дебит скважин различен, и разница в дебитах иногда бывает очень велика даже при одинаковой мощности пласта. Эта разница в дебитах при одинаковом давлении и одинаковой мощности объясняется именно разницей в качестве «путей газа». В сравнении с предполагаемым теоретически влияние мощности пласта на дебит на практике дивительно не велико, В этом отношении формулы Дарси, Дюпюи и др., указывающие, что дебит пропорционален мощности, на практике в большинстве случаев не оправдываются. Иногда при одном и том же давлении пласт в одном месте имеет малую мощность и даёт большой дебит, а в другом месте он при большой мощности даёт малый дебит148.

Конечно, в большинстве случаев увеличение мощности увеличивает дебит, но полной пропорциональности нет. Рассмотрим пример*

В месторождении Верц IV пласт имеет мощность 21 м и его кровля лежит на глубине 1100 м. Давление в скважине, сполна закрытой* 94,2 ата.

V пласт имеет мощность более 122 м, и его кровля лежит на глубине 1 250 м. Давление в закрытой скважине 106,9 ати.

Оба пласта — песчаники, лежащие среди глин.

Дебит сполна открытой скважины:

на IV пласте 670000 м3/сутки,

на V пласте — 1 618 000 м3/сутки.

Диаметры скважин, их конструкция, оборудование для эксплоатации и методы замера дебита и давления у скважин на обоих пластах одинаковые.

Выявим сначала влияние давления. Применив уравнение Пирса и Раулинса, лежащее в основе замера дебита по их способу и говорящее, что дебит прямо пропорционален Рс2—/\Л мы заключаем,, что, если при Рс=94,2 ати скважина в открытом состоянии дает 670 ООО м3/сутки, то при Рс=106,9 ати и прочих одинаковых условиях скважина должна дать 862,836 м3/су тки. Но так как на V пласте глубина скважины немного больше, это немного уменьшит вычисленный дебит. Скважина на V пласте дала вдвое больше. Итак, увеличение мощности пласта в 6 раз увеличило дебит только в 2 раза.

Главными причинами разности дебитов оказались давление и качество путей газа к скважинам. Мощность повлияла мало. Нижняя часть IV пласта содержит пропластки крупнозернистого песчаника и конгломерата, чего нет в V пласте. Нижняя часть V пласта состоит

в пузыристых отдельност и


из косвеннослоистого песчаника, а итти по пласту к скважине, пере* секая диагонально лежащие слои, для газа труднее, чем итти прямо по слоям. Измерениями проницаемости никакой средней проницаемости вывести не удалось. Пришлось не дебит привязывать к проницаемости, а проницаемость к дебиту. По выявлении влияния давления на дебит оставшаяся разница в дебитах объясняется частично мощностью, но, главным образом, качеством путей газа. В это качество путей проницаемость может входить лишь как часть. Включением проницаемости в качество путей мы избавляемся от сложных, трудных и совершенно ненадёжных измерений проницаемости, имеющих всегда случайный характер.

Так как для влияния мощности на дебит мы не можем дать никакой закономерности, определяемой какими-нибудь формулами, мы и мощность включаем в качество путей.

Дебит и давление замеряются очень точно. Влияние давления на дебит также учитывается точно. Для характеристики «путей газа к скважине» нет цифровых показателей. Этим показателем и может служить дебит открытой скважины с учётом давления. Проницаемость в качестве показателя мы принять не можем.

В основе способов замера дебита газа по методу Пирса и Раулинса и по методу Грэди и Виттера лежит уравнение:

Q =C(P*-PW*).

Для упрощения вычислений Грэди и Виттер предложили Рс и Pv) выражать в ати у устья скважины. Если скважина сполна открыта, Pw близко к нулю, и дебит сполна открытой скважины

(42)


Qo= C-Pl.

Но С как раз и есть тот показатель «качества путей газа к скважине», который мы ищем. Он равен

Заменим Рс русским обозначением Р3.

Следовательно, чтобы получить искомый показатель, нужно дебит открытой скважины разделить на квадрат давления в закрытой скважине. Иначе говоря, мы делим на квадрат всего диапазона давления, который используется для получения максимального дебита. Нефтяники делят просто на число атмосфер, а мы делим на квадрат числа атмосфер, так как дебит пропорционален не числу атмосфер, а квадрату числа атмосфер.

Индекс максимальной продуктивности, о котором мы говорили

выше, равен а показатель путей газа к скважине С=-~»

“3    3

Этот показатель теоретически более обоснован.

Для скважин месторождения Верц на IV пласте

1 618000_ 106.92

Показатель С не охватывает всю гамму дебитов, при разных противодавлениях. Он относится только к дебиту открытой скважины. Но для характеристики путей газа нам и нужен максимальный дебит. Мы должны знать пропускную способность пласта.

Выражая Р3 в ати у устья, мы этим самым учитываем и влияние глубины на дебит. Предположим, что мы имеем две скважины, отличающиеся только глубиной и имеющие одинаковое давление в пласте. Если бы мы, как предлагают Пирс и Раулинс, для С взяли Р3 в ата на дне скважины против пласта, мы получили бы для обеих скважин одинаковый дебит, и это было бы неверно. Дебит будет разный. У глубокой скважины он будет немного меньше, так как в ней пласту приходится подымать над собой более высокий столб газа и на это тратить часть давления.

Мы могли бы С определить и для дебитов при разных противодавлениях. Для этого надо утилизировать индикаторную кривую, или кривую Пирса и Раулинса, или, наконец, сетку Грэди и Виттера. Q для разных противодавлений нужно делить не на Рс2, а на Рс2—Pw2.

Но для характеристики путей газа в этом нет надобности.

Если газ вытекает из сполна открытых насосных труб, имеющих над пластом пакер, при большом дебите и при большой длине насосных труб Pw имеет существенное значение и его не следует приравнивать к нулю. Насосные трубы очень мало снижают дебит, но создают некоторое противодавление на пласт, и газ в них почти при том же дебите имеет более значительную скорость, чем в обсадных трубах.

Индекс С есть всеобъемлющий суммарный индекс. Он включает в себя проницаемость, пористость, мощность, шероховатость стенок пор и каналов, их диаметр, извилистость путей, глубину залегания и все остальные свойства пласта, так или иначе влияющие на дебит, кроме давления и размеров дебита. Этот индекс относится и к пласту, и к скважине, но к пласту только в том районе, с которого идёт газ к скважине. Индекс С в практическом отношении есть один из самых важных индексов. Его цифровые величины меньше величин индекса максимальной продуктивности. С малыми цифрами удобнее иметь дело, чем с большими. Они рельефнее и легче запоминаются. Их легче сравнивать.

Например, индекс максимальной продуктивности скважины на V пласте месторождения Верц равен 15 264, а индекс С =142.

Дебит, давление и индекс С—три самостоятельных величины. Уравнением (49) они связаны вместе. Дебит есть функция давления и качества путей газа к скважине. Если известны какие-либо две из этих величин, мы по ним можем определить и третью. Иногда по С и Р3 приходится определять дебит.

Предположим, что мы имеем скважину, только что вступившую в эксплоатацию. Мы определили Q0, Р3 и С. Нас интересует вопрос, с колько скважина будет давать через год при давлении на 10% меньше начального. Зная С и будущее Р3, мы находим будущее Q0 и в соот-

ветствии с этим планируем процент отбора. Такой расчёт будет верен, если за год пути газа к скважине не изменятся. За не очень длинный период времени при рациональном проценте отбора и малом снижении пластового давления они и не изменятся.

Чтобы получить цифровые величины индекса С для скважин, введённых в табл. 45, нужно цифры 8-го столбца разделить на квадрат цифр 9-го столбца. Из 70-ти месторождений, введённых в табл. 45г мы выбрали 40 наиболе типичных и составили для них таблицу 47у показывающую индекс С.

Оказалось, что месторождения II категории не так сильно превосходят I категорию, как это показывал индекс максимальной продуктивности. Индекс С дал более правильную картину. В табл. 45 влияние давления на индекс не было достаточно устранено, а во II категорию попали большей частью месторождения с очень высоким пластовым давлением, благодаря которому и дебит был очень большой. В табл. 46 влияние давления на индекс сполна устранено. Пять месторождений, вошедших во II категорию, может быть недостаточно характеризуют её. Этот подбор имеет случайный характер. Другие категории представлены полнее.

У газоносных сланцеватых глин индекс С оказался не очень малый.

Трещинные месторождения, несмотря на то, что они в табл. 47 представлены одной малодебитной скважиной, оказались имеющими индекс С выше большинства месторождений I, II, III, IV и V категорий.

Это—правильно. Трещины в большинстве случаев есть прекрасный путь для газа, а дебит у скважины VII категории - был невелик по причине очень малого давления.

Чрезвычайно выделилась VI категория. Её индекс, как великан, возвышается над индексами всех категорий. Вот что значат гладкие стеклянные стенки пор, каналов и трещин. Это служит предупреждением лицам, производящим лабораторные опыты над прохождением газа в стеклянных трубках, наполненных песксм, в особенности если трубки имеют малый диаметр. Около стеклянных стенок газ идёт особенно быстро, и суммарные результаты получаются неправильные. Нужно делать трубки из того же материала, из которого состоит пористый материал, наполняющий трубку, и такой же шероховатости, или из той глины, которая составляет кровлю и подошву пласта. Вместо трубок малого диаметра и круглого сечения лучше брать пластообразные резервуары крупного прямоугольного сечения, имеющего большую ширину.

Итак, главный недостаток индекса максимальней продуктивности, принятого нами, и индекса продуктивности, принимаемого нефтяниками, заключается в том, что в них влияние давления недостаточно устранено, так как для получения этих индексов Q делится просто на число атмосфер, а нужно делить на квадрат числа атмосфер. Конечно, полезно знать и индекс максимальной продуктивности, т. е. какая добыча приходится на 1 am давления. К такому показателю многие привыкли. Для первоначальных практических соображений мы и считаем нужным сохранить индекс максимальной продуктивности, но теоретически более правилен индекс С. Он хорош именно

Раздел II. Добыча газа Индекс качества путей газа к скважине

Номер

по

Название месторождения

Скважина

табл. 45

1

Садь-Йоль

№ 1

2

Площадь Чибью, Ухтинское месторождение

№ 27

3

Ельшанское

№ Ю

4

Дагогни

№ 24

8

Генри

№ 1

№ 2

9

Минерол-Уэлс

№ 1 № 2 № 3

10

Ист-Ленд

. № 1

11

Икс-Рей

№ 1 № 2 N9 3 № 4

12

Эбрнэти

№ 1

13

Мингас

№ 1 № 2 № 3

14

Хиттсон

№ 1

15

Альма

№ 1

16

Лавака

Скв. среднего дебита

31

Верц

№ 1

Скв. средн. дебита на IV пласте

32

вилли-Крик

№ 1

33

Мэхони

№ 1

34

Вест-Феприс

№ 1

35

Миддль-Феррис

Скважина на I пласте.

.. и

36

Викинг

Скв. среднего дебига

1

Шонгар

№ И

2

Ричленд

Скв. среднего дебита

3

Оклахома-Сити-Пласт

П-Вилькокс

Скв. № 1

4

Формост

Скв. макс. дебита мин. „

1

Елыианско-

№ 15

Курдюмское

№ 12 № 2\

2

?Хьюготон

Скв. макс. дебита „ средн. „

„ миним. „ макс. „

„ миним. „ средн.

3

Паихандль

Скв. А на площади Карсон

Скв. В на ппощади Карсон

Скв. Д на площади Шамрок

Категория

место

рождений

Номер по табл. 55

Название

месторождения

Скважина

с-3.

р1

4

Сайр

Скв. среднего дебита

231

5

Монро. Западная часть.

„ макс. „

122

Месторождения цен

„ миним. „

5

тральная, восточная,

„ среднего „

24

южная и северная часть

„ макс. „

195

района

„ миним „

10

Весь район

среднего „

49

Скв среднего дебита для

43

всего месторождения

8

Медсин-лодж

Скв. № 1

85

IV

1

Бу гуруслан

; Скв. № 42 на Калинов

817

ском куполе

Скв. JN6 390

461

Скв. № 29 на Ново*

270

Степановском куполе

Скв. № 31 там же

181

38 „

288

Скв № 456 на куполе

151

Аманак

Скв. № 46 там же

422

» № 47

281

Скв. № 18 на куполе

826

Бугуруслан

2

Каннингхам

Скв. макс. дебита

376

„ миним. „

5

„ средн.

123

3

Лайонс

681

4

Паркс

Скв. № 1

53

* № 2

84

6

Тилбери

Скв. средн. деоита

78

7

Уэлленд

То же

101

Маскигон

8

I пласт

Скв. макс. дебита

109

„ миним. „

5

11 пласт

„ макс. „

97

„ миним. „

18

III пласт

„ макс. „

150

„ миним. „

46

средн. „

87

IV пласт

„ М t КС. „

2

„ миним. „

0,6

сред.

и

V

1

Газоносная глина в

„ макс, „

15

Оклахоме и Канзасе

„ миним. „

8

» сред.

13

2

Газоноснаяглина в Кен

» »» п

393

тукки. Месторожде

ние Флойд

Газоносная глина,

То же

437

штат Огайо

VI

1

Рэттлснэ с. Месторож

Скв. макс. дебита

44 634

дение в вулканиче

„ миним. ж

1486

ских породах

„ средн. я

9 088

VII

1

Ухта. Трещиноватые

Скв. № 143

336

сланцы

тем, что влияние размеров давления в нём устранено. Он показывает только качество путей газа в скважине, включая мощность.

Единицей индекса С является именно арифметическая 1. Такой индекс имеют скважины, у которых Q0, выраженное в м^/сутки* равно квадрату числа атмосфер Р3. В табл. 47 только одна скважина оказалась имеющей индекс С меньше 1. Но и её можно эксплоатиро-вать.

Могут быть скважины одинакового индекса С, но дающие разный дебит. В таких случаях дебит зависит только от давления. И обратно* есть очень много скважин одинакового давления, но дающие разный дебит. В этих случаях дебит зависит только от качества путей газа к скважинам, включая мощность. Наконец, есть много скважин^ имеющих одинаковый дебит, но разное давление. В этих случаях разница давлений объясняется различиями качества путей газа.

Всё разнообразие газовых месторождений земного шара уложилось в маленькую табл. 48.

В большинстве газовых скважин пластовое давление невелико > В общем газовые пласты лежат на меньшей глубине, нежели нефтяные, и многие газовые месторождения подняты выше уровня моря. Наиболее значительные давления констатированы в Южном Тек-сасе, южной Луизиане и Калифорнии, где мощность мягких третичных слоёв превосходит 4 км. На больших глубинах замерены давления больше 300 ати. На этих глубинах залегают не обычные газовые/ а газово-конденсатные месторождения.

На больших глубинах индексы С меньше, чем на малых, так как громадная толща рыхлых пород, наполненных водой, даёт очень большую нагрузку, и под этой нагрузкой в пористых пластах стенки пор и каналов сближены, трещин в мягких породах нет, и газ имеет очень затруднённый путь по пористому пласту. Поэтому нижний праяый угол табл~ 48 не заполнен.

Главные показатели газо

р

В ата

п

Q* *3/

С - 0,5

С = 1

С — 2

С = 5

1

1

0,5

1

2

5

2

4

2

4

8

10

5

25

12,5

25

50

125

10

100

50

100

200

500

25

е25

312,5

625

1250

3 125

50

2 506

1250

2 500

5 000

12 500

75

5 625

2 812,5

5 625

11 250

28125

100

10 000

5 000

10 000

20 ООО •

50 000

150

22 500

11250

22 500

45 ООО

112 500

200

40 000

20 000

40 000

80 ООО

200 000

300

90 000

45 000

' 90 ООО

180000

450 ООО

КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Месторождениям семи категорий желательно дать краткие назва> ния. Характеристику отдельных категорий, данную в классификации (стр. 164), желательно заменить условно какими-нибудь краткими терминами. Такую замену мы и даём в табл. 49.

Пришлось добавить VIII категорию. Она у нас входила в I категорию. Но так Как теперь мы I категорию назвали «пластовыми месторождениями», а песчаная линза и рукавообразная залежь не есть пласт, пришлось их из I категории выделить в VIII категорию. Раньше для целей изучения рассмотренных индексов мы VIII категорию н-е выделяли, так как характер газоносной породы у неё такой же, как и у I категории. Вся разница лишь в форме месторождения. Для установления следующих индексов нужно будет в некоторых случаях месторождения VIII категории рассматривать отдельно.

Итого получилось 6 классов и в них 8 категорий. Эту классифи* кацию в отличие от геологических классификаций мы называем «промышленной классификацией», так как она, хотя и имеет геологический характер, основана главным образом на тех свойствах месторождений, которые имеют значение для промышленной добычи газа.

В табл. 49 вошли только газовые месторождения промышленного значения.

Эта классификация годится и для нефтяных месторождений.

ГАЗОНОСНЫЕ ПЕСЧАНЫЕ ЛИНЗЫ И РУКАВООБРАЗНЫЕ ЗАЛЕЖИ

Месторождения VIII категории имеют существенное промышленное значение. В каждом из следующих штатов есть десятки таких месторождений: Канзас, Оклахома, Тексас, Индиана, Иллинойс, Кентукки, Западная Вирджиния, Огайо и Пенсильвания. Недавно

вых скважин Q, Р и С


Таблица 48

сутки

С = 10

С = 100

С = 1 ООО

С = 2 ООО

С = 10 000

С = 40 000

10

100

1000

2 000

10 000

40000

40

400

4 000

8 000

40 000

160 000

250

2 500

25 ООО

50 000

250 000

1 000000

1 ООО

10 000

100 ООО

200 ООО

1 000000

4 000 000

6 250

62 500

625 ООО

1 250 000

6 250 000

25 ООО

250 ООО

2 500 000

5 ООО ООО

56250

562 500

5 625 ООО

100 ООО

1 ООО ООО

10 000 000

225 ООО

2 250 ООО

400 ООО

4 ООО ООО

900 ООО

9 ООО ООО

Таблица 49

Промышленная классификация газовых месторождений

Пластовые месторождения Газовый пласт состоит из песчаника

Газовый пласт состоит из песка

Газовый пласт состоит из пористого известняка или доломита и приурочен к древнему эрозионному рельефу

IV


Эрозионные месторождения

Сеть газоносных пор, каверн и каналов, созданных выщелачиванием поверхностными и грунтовыми водами, когда эта местность была сушей и подвергалась эрозии. Месторождения приурочены к древнему рельефу. Газоносными породами являются главным образом известняки и доломиты, но есть такие месторождения также в гранитах и других породах, могущих частично растворяться в поверхностных водах

III


Газоносные сланцеватые глины

Темнобурые и темносерые сланцеватые глины

Месторождения в вулканических породах

YI    Верхняя    пузыристая часть застывшего лавового

потока

Трещинные месторождения

Д


VII    Сеть    трещин    в плотных не пористых метамор

фических сланцах и других твердых породах

Песчаные линзы и рукавообразные залежи

они найдены и в Мичигане. Кроме линз и рукавообразных залежей, к этой категории относятся отдельные песчаные скопления, имеющие самую разнообразную неправильную форму и очень извилистые очертания. Есть такие месторождения и в СССР. К числу их относятся Майкопская рукавообразная залежь, песчаные «бугры» в Туймазах, залегающие выше нефтеносных горизонтов, и пр.

Месторождения VIII категории раньше представляли скопление песка, но затем песок слежался и превратился в песчаник.

В табл. 45 эти месторождения введены в I категорию. К ним относятся месторождения Элк-Сити, Монгомери, Пайква, Лонгтон и Остин. Некоторые скважины на этих месторождениях дали очень большую добычу газа. Месторождения малых размеров при большой начальной добыче недолговечны.

Раньше думали, что рукавообразные залежи образовались на суще и представляют каналы древних рек, заполненные речным песком. Детальное изучение этих залежей в США показало, что они вознкти в море, недалеко от берега, преимущественно в полосе приливов и отливов и представляют прибрежные песчаные бары. Сторона песчаного бара, обращённая к лагуне, имеет другой характер песка и даёт другой дебит, чем сторона, обращённая к открытому морю.

Песчаные бары содержат песок разных сортов. Из них можно выделить:

1)    «струйный песок», оседающий из струй текущей воды; и

2)    «покровный песок», оседающий из общей массы воды и покрывающий более или менее равномерно обширные площади. Он покрывает и отдельные прямые или извилистые полосы струйного песка.

Для добычи газа особенно важен струйный песок. Он состоит из более крупных зерен. Его чистота, пористость и проницаемость выше, чем у покровного. Его зёрна хорошо окатаны. Стенки пор и каналов— более гладкие. При эксплоатации струйный песок представляет главные пути газа к скважине. По керну, вынутому из скважины, иногда можно сказать, в какой песок она попала — в струйный или покровный, и нужно уметь находить скважинами струйный песок.

Эгу теорию, составленную на основании изучения баров, надо распространить и на пластовые месторождения песка и песчаника. И в пластах могут быть разные сорта песка, в том числе струйный и покровный. Конечно, покровный преобладает.

ИНДЕКС ЗАПАСОВ

Рассмотренные нами индексы могут быть установлены в самом начале эксплоатации скважины. Они относятся к первоначальной характеристике скважины. Индекс запасов можно установить только после некоторого периода эксплоатации, сопровождавшегося некоторым понижением пластового давления. Если за истекший период эксплоатации выяснилось, что на каждую атмосферу снижения давления добывалось одинаковое количество газа, т. е. если к данной скважине применим «закон равной добычи на атмосферу падения», то

индекс запасов получает простой вид. Он определяется следующей формулой:

Q суммарное за истекший период эксплоатации

Инд. зап. ^---г----?--(47)

* 31    *32

здесь Р31 — давление в пласте в начале указанного периода эксплоатации;

Р32 — давление в пласте в конце указанного периода эксплоатации.

Эти два давления более правильно было бы выражать в ата на днескважины против середины пласта. Но для упрощения вполне Допустимо выражать их в ати у устья.

Помножив полученный индекс на число атмосфер Р3 и мы получим суммарный первоначальный запас газа, возможный к извлечению через данную скважину за всю её жизнь, а помножив полученный индекс на Р32, мы получим остающийся запас газа.

При рациональной эксплоатации полученный таким образом индекс имеет точность, достаточную для практических целей. Но бывают случаи, когда в течение жизни скважины индекс запасов меняется-Бывают и резкие изменения.

Индекс запасов мсжно прилагать не только к скважинам, но и к месторождениям, если месторождение равномерно покрыто скважинами и выяснился размер падения среднего давления по всей газоносной площади,

Есть много месторождений, к которым закон равной добычи на атмосферу падения не приложим. К некоторым из них приложима такая формула:

Q суммарное за истекший период эксплоатации Инд. зап.    --(48)

* 31    *32

Наконец, есть месторождения, к которым ни 47-я, ни 48-я формулы не имеют точного приложения. Если для таких месторождений не удаётся вывести подходящую для них формулу, можно попросту в ориентировочном порядке прилагать формулу (53), показывающую сколько м3 за истекшее время добывалось на 1 am снижения пластового давления.

ИНДЕКС ДОЛГОВЕЧНОСТИ

Суммарный запас газа, возможный к извлечению через данную скважину, делённый на дебит первого дня, есть условный индекс долговечности. Под именем «добычи первого дня», мы понимаем дебиг скважины сполна открытой, хотя фактически из этого дебита берётся лишь какой-то процент. Q01 или «добыча первого дня» есть важная характеристика скважины. Уже по ней в первый же день эксплоатации можно приблизительно сообразить, сколько скважина даст за всю свою жизнь. Из истории эксплоатации газовых скважин мы вывели, что большинство газовых скважин при правильней эксплоатации даёт за всю свою жизнь суммарную добычу, равную добыче первого дня, помноженной на число, которое заключается между 50 и 500. Есть скважины, вышедшие из этих пределов. По характеру месторсж-дения и по аналогии с другими месторождениями можно сообразить, ближе к какому пределу, низшему или высшему, нужно держаться в этих предположениях. Этому помогут установленные индексы.

Итак, в большинстве случаев суммарная добыча превышает добычу первого дня в 50—500 раз. Это не значит, что весь суммарный запас будет добыт в течение этого количества дней. Нет, добыча растянется на значительно более долгий срок по следующим двум причинам:

1)    при понижении давления во время эксплоатации понижается и дебит; и

2)    добыча вообще производится с определенным ограниченным процентом отбора, который лишь к концу эксплоатации доводится До 103%.

Скважинам, эксплоатирующимся нерационально, вообще никаких определённых индексов долговечности дать нельзя. Мы говорим о нормальной долговечности при нормальной эксплоатации.

Если скважина эксплоатируется с чрезмерным процентом отбора или если скважина имеет нерациональную конструкцию или если в ней недостаточно зацементированы колонны обсадных труб и скважина имеет подземную утечку газа, долговечность этой скважины будет сильно сокращена. Сократится и суммарная добыча.

Индекс долговечности можно установить после некоторого периода правильной эксплоатации, сопровождавшегося соответствующим понижением пластового давления,т. е. после того, как установлен индекс запасов и хотя бы ориентировочно выяснились запасы как первоначальные, так и остающиеся. Условный индекс долговечности даёт лишь сравнительную или относительную характеристику долговечности. Определить фактическую долговечность трудно. Нужно учесть влияние двух вышеуказанных факторов. Влияние процента устанавливается легко. Нужно просто помножить полученный индекс долговечности на 100 и разделить на процент отбора. При меняющемся проценте отбора нужно взять средний взвешенный по добыче. В общем фактическая долговечность обратно пропорциональна проценту отбора. Влияние понижения давления и дебита установить трудно. Нужно знать формулу, определяющую связь между темпом понижения дебита и темпом понижения давления, но такие формулы у разных месторождений различны, и некоторые месторождения не укладываются ни в какие формулы.

Долговечность скважины зависит, главным образом, от следующих трёх природных факторов:

V — объём газа, возможный к извлечению через данную скважину и приведённый к стандартным условиям:

Рч — начальное давление в пласте и

С — индекс путей газа к скважине.

Первые две величины увеличивают долговечность, а увеличение С уменьшает долговечность.

Первые две величины можно соединить, и мы получим «мощность скважины», но трудно сказать, как надо писать эту мощность:

Р31:V ида РнV. Для некоторых месторождений годится первое обозначение) для других — второе, и есть месторождения, где Р надо возводить в степень не 1 и не 2, а иную.

В природе наблюдается бесконечное разнообразие долговечности скважин. В Аппалачском бассейне есть скважины, эксплоатирующиеся в течение 60 лет, и в том же бассейне есть месторождения, в которых даже при нормальной эксплоатации скважины имеют лишь 5-летнюю жизнь. Как крайний пример недолговечности приведём месторождение Бэзетт в центральном Тексасе., Скважина № 1 из газоносного песчаника Вудбайн, имеющего мощность 25 м и первоначальное давление 67,5 ата, дала первоначальный дебит в открытом состоянии, 141 585 mz I су тки. Уже через 4 дня дебит в открытом состоянии был только 84 951 м3, а давление в закрытой скважине 52,73 ата. Дебит понижался пропорционально квадрату давления. Через 3 месяца добыча кончилась. Пробуренные вокруг этой скважины на той же структуре 15 скважин не дали газа. Другим примером малой долговечности служит сг в. № 1 месторождения Минерол-Уэлс в Тексасе* Её суммарная дсбыча лишь в 5 раз превысила добычу первого дня.

Индекс долгогсмности и индекс запасов удобно вычислять одновременно, Для этого нужны лишь три величины: QcyMM за всю жизнь, скважины, Qoi и Р31. Для получения индекса долговечности нужно Ясумм разделить на Q01, а для получения индекса запасов нужно QcyMM разделить на Рзакр lf выраженное в ати. Для 32 месторождений табл. 45, для которых имелись точные цифры, мы вычислили эти индексы и поместили их в табл. 50.

Для вычисления средних выводов мы исключили скважину на площади Поттер месторождения Панхандль. Эта скважина дала необычайно большую добычу. Начальное давление в ней было 30,232 ати у устья закрытой скважины. Начальный дебит сполна открытой скважины 3 млн м31сутки. Процент отбора — не выше 25%, а большею частью значительно меньше. За несколько лет эксплоатации эта скважина дала 420 224 280 л*3, и давление понизилось только на 2,46 am.

У устья закрытой скважины оно было 27,771 ати. На каждую атмосферу снижения пластового давления эта скважина давала 170822880 мг. Если и на остальные 27,771 am будет добываться столько же, суммарная добыча этой скважины будет 5 162 755 440 м3. Её индекс запасов вдвое больше, чем сумма индексов запаса всех остальных 55 скважин табл. 50. Ясно, что её нужно было исключить. Вместе с тем, эта скважина дала очень большой индекс долговечности. Такой-характер скважины объясняется следующими обстоятельствами.

Вокруг скважины на большие расстояния не было других скважин, и указанная скважина получала с очень большой площади газ по очень широким каналам. Вместе с тем в ней мощность газоносной зоны оказалась весьма большой, так как скважина, кроме обычной газоносной зоны в известняках и доломитах, вскрыла газ в аркозовом песке и полуразрушенном граните. Всё это вместе составляло одну пористую зону с одинаковым давлением.

Мы не включит в табл. 50 месторождения V и VI категорий, потому что скважины этих категорий дают газ почти без понижения давления, а некоторые долго не понижают дебит при эксплоатации. При таком положении невозможно вычислить ни индекс запасов, ни индекс долговечности, или же, если некоторое небольшое понижение давления имеется, оба индекса получаются очень большие, Особенно громадные индексы получились бы у скважин месторождений

VI категории.

Кроме V и VI категорий есть некоторые скважины в месторождениях других категорий, также дающие газ без понижения или почти без понижения давления. К числу их относится, например, скважина; на V йласте месторождения Верц. На V пласте эксплоатировалась только одна эта скважина и брала газ со всего купола. За 2 года8 мес,. она дала 28 млн. м3, и давление в пласте не понизилось. Оно, как было, так и осталось 106,9 ати. Поэтому мы и для неё не могли вычислить индексы запасов и долговечности. Причиной отсутствия понижения давления при эксплоатации мог бы быть гидравлический режим. Но ни в месторождении Верц, ни в месторождениях V и VI категорий нет гидравлического режима. Газоносные зоны этих месторождений, подняты выше уровня моря.

Очевидно, в месторождениях, дающих газ без понижения или почти без понижения давления и не имеющих гидравлического режима при малой в сравнении с запасами газа добыче, природа сама восстанавливает давление. Это делают другие силы, кроме давления и расширения газа. Действуют силы расширительно-грузового режима.

VII категория не вошла в табл. 50 за неимением достаточных сведений.

Из пяти категорий, вошедших в табл. 50, наиболее Еысокие индексы запасов и долговечности имеют скважины III категории, но только при больших расстояниях между скважинами, т. е. при более или менее рациональной разработке. Удобный пример для сравнения представляют месторождения Хьюготон и Сайр, находящиеся. рядом и берущие газ из одной и той же зоны. В Хьюготоне на каждую скважину приходится площадь не менее 2,59 км2, а в Сайре — только

0,53 км2. Индекс долговечности в Хьюготоне от 408 до 910, а в Сайре 73. Индекс здесь приблизительно пропорционален площади, приходящейся на скважину. Размер добычи на 1 am падения давления в Хью-готоне более чем в 3 раза превышает этот размер в Сайре. Он приблизительно пропорционален не площади, а расстояниям между скважинами. В Хьюготоне установленное законом расстояние было 1609 муно фактически большая часть скважин находится на более значительных расстояниях, тогда как в Сайре вся газоносная площадь с самого начала была покрыта скважинами при расстояниях 728 м.

Из месторождений I категории большие индексы имеют месторождения Верц и Викинг. Месторождение Верц эксплоатируется малым количеством скважин. На II пласт проведено только 3 скважины и на IV пласт также только 3. На месторождении Викинг расстояние между скважинами 1 609 м.

Очень малый индекс долговечности имеют месторождения VIII категории. Причиной служит малая площадь каждого отдельного месторождения. Песчаные линзы Элк-Сити и Остин дали индекс долговечности лишь 16 и 24. Но линзы, имеющие в среднем большую мощность, могут короткое время давать большой дебит. Так, скважина, попавшая в середину линзы Элк-Сити, дала дебит в открытом состоянии 2 463 579 м3/сутки, но через 5 лет в ней добыча кончилась.

Индекс запасов и индекс долговечности газовых скважин

Кате^

гория

Месторождение

Скважина

Индекс

долговеч

ности

Индекс запасов м3 на 1 am

I

Ухта

№ 27 площади Чибью

157

465 000

Седь-Иоль

№ 1

300

4 286 000

Истленд

№ 1

589

1 247 600

Икс-Рей

№ 1

494

1 355 887

№ 3

51

231 170

Генри

№ 1

86

425 620

№ 2

89

651500

Мкнерол-Уэлс

№ 1

5

15 716

№ 2

329

1 052 100

№ 3

70

76 700

»

№ 4

57

283 735

Эбрнэти

№ 1

53

1 155 688

Ми л г ас

№ 1

137

524 673

№ 2

1203

2 860 030

И

№ 3

272

1 011 867

Хиттсон

№ 1

86

661 232

Мэксфилд

Скв. средн. дебита

113

518 000

Вилльямс

Скв. средн. дебита на I пласте

82

1638250

Скв. средн. дебита на II пласте

71

2 400 000

Бэзетт

№ 1

30

64 374

Отис

Скв. малого дебита

148

986 375

»

Скв. большого дебита

87

986 375

Мехони

Скв. на пласте „Средний Да кота w

102

1 060 000

Скв. на пласте „Сандэнс**

94

1 430 167

Вест-Феррис

Скв. среднего дебита на пласте „Средний Дакога*

81

457 500

Скв. средн. дебита на пласге „Сандэнс**

227

801562

Миддль-Феррис

То же на пласте „Средний Дакота“

135

673 780

9

То же на пласте „Сандэнс“

375

460 500

Верц

Скв. на I пласте

50

172414

*

То же на II пласте

385

3 690604

я

То же на IV пласте

504

3 584 233

Викинг

Скв. средн. дебита

844

3 341 325

Кате

гория

Месторождение

Скважина j

Индекс

долговеч

ности

Индекс запасов м3 на 1 am

II

Ричленд

Скв. средн. дебита

68

1644 909

Форм ост

Скв. макс. дебита

225

2.252 452

«

Скв. мин. дебита

1273

2 252 452

Боу-Айленд

Скв. средн. дебита

103

481 582

III

Панхандль

Скв. №1 на площади Поттер

1721

170 822 880

*

Скв. средн. дебита для зеего района

358

9 056 207

Хьюготон

Скв. малого дебита

910

3657 164

Скв. больш. дебита

408

3 657 164

Сайр

Скв. средн. дебита

73

1 181 765

Монро

То же

675

2 248 960

Медеин-Лодж

То же

447

1 143 000

IV

Бугуруслан

Скв. № 42 на Калиновской площади

212

5 5С6 522

Скв. № 29 на Ново-Степа-новскэй площади

595

4 545 454

Скв. № 31 на .Нзво-Степа-новской площади

792

4 000 000

Паркс

N2 1

248

1 269 100

N° 2

277

2 243 890

Канингхэм

Скз. малого дебита

126

1600 000

Скв. большого дебита

41

1600 000

Эдди

: .№1

89

711 175

1 № 2

174

701 709

и

j № 3

72

221 гоз

»

N9 4

191

1 088 210

VIII

Остин

Скв. средн. дебита

24

2 000 000

Элк-Сити

То же

16

310 530

Итого ?5 ка

Итого 32 месторож дения

- Итого 56 скважин, из которых многие объединяют группы

Среднее

Среднее

тего

рий

скважин средн. дебита

294

4 626 951

Итого 32 месторождения

- Исключим скв. Поттер как необычную, и тогда, для 5^ скважин

Среднее

264

1 '605 207

Скважины месторождения Каннингхэм имеют одинаковый индекс запасов, но разный индекс долговечности. При одном и том же давлении это объясняется различием в качестве путей газа к скважинам,, от чего зависит и дебит. Скважина большого дебита при хороших путях имеет малый индекс долговечности. По хорошим путям газ быстрее вытекает. Скважина, имеющая затруднённые пути, более долговечна, но размер добычи на 1 am падения давления у них одинаков, и это опять-таки только при больших расстояниях между скважинами. При малых расстояниях скважина, имеющая хорошие пути, будет брать газ из районов скважин, имеющих затруднённые пути, и последние не успеют за время определённого понижения пластового давления дать столько газа, сколько дадут скважины с хорошими путями. Поэтому одинаковый размер понижения добычи на атмосферу падения есть признак рациональной разработки или по крайней мере рациональных расстояний. Такие же примеры одинаковых индексов запасов, но разных индексов долговечности представляют месторождения Хьюготон, Формост и Отис, разрабатывавшиеся рациональной имеющие большие расстояния между скважинами.

Месторождения Ист-Ленд, Икс-Рэй, Генри, Минерол-Уэлс и Мин-гас имеют большую пестроту индексов, которая объясняется линзовым залеганием песчаников. Линз — много. Есть большие и малые. Всё зависит от того, в какую линзу попала скважина. Некоторые скважины пересекают по две и по три линзы.

Скважины Бугуруслана имеют высокие индексы, значительно выше средних и самые высокие по той категории, к которой они относятся. Но при одном и том же давлении они имеют разные индексы. Чем больше индекс запасов, тем меньше индекс долговечности, причём индекс долговечности более или менее обратно пропорционален начальному суточному дебиту открытой скважины. У скв. № 42 дебит в три раза больше дебита скв. № 29, а индекс долговечности почти: в три раза меньше.

Скважины Бугуруслана дают очень много* таза на атмосферу снижения давления. В этом отношении они стоят выше всех месторождений табл. 50, кроме Панхандля, и возникает вопрос, не относится ли Бугуруслан к III категории. Но в геологических описаниях Бугуруслана мы не нашли указаний, что над карбонатной свитой или в ней был древний эрозионный рельеф. Пришлось отнести Бугуруслан к

IV категории. Местные работники должны разобраться, почему на атмосферу падения давления скважины Бугуруслана дают разную^ добычу. У нас для этого нет достаточных сведений. Может быть здесь играет роль вода, проникающая в скважину или по нижней части пласта или сверху. В отношении воды, повидимому, наиболее исправна скв. № 42, имеющая и наиболее высокий дебит, и наиболее высокий индекс запасов.

Итак, средний индекс долговечности по табл. 50 получился 264. С этим можно сравнивать новые скважины. Если на каком-нибудь новом, мало выясненном месторождении вступила в эксплоатацию новая скважина, с большой долей вероятия можно предполагать, что при правильной эксплоатации за всю свою жизнь она даст добычу, превышающую первоначальный суточный дебит открытой скважины в 264*-раза или около этого. Но так как уже с самого начала известно, к ка» кой категории относится месторождение, можно значительно уточнить индекс долговечности.

Средний индекс запасов оказался 1,6 млн. м3. Также с большой долей вероятия можно предполагать, что новая скважина на мало выясненном месторождении будет давать около 1,6 млн. м3 на каждую атмосферу снижения давления, а гак как начальное давление известно, то помножив на него 1,6 млн. мг, мы получаем вероятный запас газа в районе данной скважины.

Но если слишком близко от такой новой скважины будут поставлены другие скважины, все эти предсказания не ймеют никакой цены.

ТЕМП ПАДЕНИЯ ДЕБИТА И ДАВЛЕНИЯ

При эксплоатации по мере извлечения газа из пласта давление в пласте понижается, и это влечёт за собой понижение дебита. Темп понижения давления и дебита в разных месторождениях различен. Есть скважины, в которых дебит и давление понижаются быстро, и есть скважины с очень медленным понижением. Темп падения давления имеет очень важное практическое значение и должен быть изучен. При эксплоатации необходимо за ним следить. Если давление понижается слишком быстро, нужно уменьшить процент отбора. Вообще процент отбора с самого начала эксплоатации должен быть увязан с темпом понижения давления, но надо знать: какой темп понижения давления следует считать нормальным?

Темп понижения давления — важнее темпа понижения дебита, так как дебит есть функция давления. При регулировании того и другого нужно исходить из нормального темпа понижения давления, а дебит будет тот, который соответствует этому темпу.

Темп понижения дебита и давления зависит от многих факторов как природных, так и искусственных. Главное значение имеют следующие 5 факторов:

Главные факторы, влияющие на темп понижения дебита и давления

I. Природные

1; Качество путей газа к скважине

2.    Длина путей газа к скважине, т. е. площадь, с которой газ притекает к скважине

3.    Режим месторождения.

И. Искусственные

4.    Процент отбора.

5.    Расстояния между скважинами.

В отношении месторождений I, II, IV и VIII категорий для упрощения понимания вместо понятия «качество путей газа» можно применять менее сложное понятие «проницаемость». Качество путей (или проницаемость) влияет двояко: оно или увеличивает или уменьшает

1 | 2

3

4

1 5 1

3

• се к О g *

Число лет или

>1 О га

Кате

Месторож

У у ®

Скваж 1на

дней периода

3 Я эк

гория

дение

ivo О л 1) н

эксплоатации

^ 3 'о

ST 52 g'O'

? 2 Г- «-

X я о 3?

I

Истленд

№ 1

10 лет, 7 мес., 4 дня =

225 536

3870 дней

Икс-Рэй

№ 1

3 года, 4 мес., 5 дней =

283 170

1223 дня

w

№ 2

2 года, 5 м-цев, 14 дней =

71 160

897 дней

№ 3

2 года, 9 мес., 17 дней =

383 979

1022 дня = 2,8 года

№ 4

2 года, 11 мес., 17 дней =

509 706

1081 день

Генри

№ 1

2 года, 7 мес., 10 дней =

291 665

954 дня = 2,614 года

№ 2

2 года, 5 мес., 9 дней =

456 017

892 дня = 2,444 года

Минерол-Уэлс

№ 1

1 год

72 775

№ 2

4 года

140 792

№ 3

1 год 3 мес.

79 288

Эбрнэти

№ 1

9 лет =3287 дней

1 223 464

Мингас

№ 1

8 лет, 3 мес. — 3012 дней

383 979

М

№ 2

4 года, 4 мес., 6 дней =

264 962 ,

1589 дней

№ 3

9 лет, 4 мес., 5 дней =

339 804

3414 дней

Хиттсон

№ 1

1 год 3 мес. = 457 дней

860 837

Безетт

№ 1

4 дня

141 585

Пою

Среднее для 34 скважин

17 лет

113 000

Альма

Среднее для всех 30 сква

и „

500 000

жин месторождения

Киблер

Среднее для 20 скважин

18 ,,

567 000

на II пласте

Вильямс

Среднее для 20 скважин

15 „

680 000

на II пласте

Массард-Прэри

Среднее для 25 скважин

29 „

115 000

на II пласте

Мэксфилд

Среднее для 14 скважин

32 года

142 000

Верц

Среднее для 2 скважин

5 лет

180 000

на 1 пласте

Среднее для 3 скважин

11 „

1213 893

на И пласте

Среднее для 3 скважин

5 „

нет

на IV пласте

сведений

Одна скважина на

| 2 года 8 мес.

То же

V пласте

Мэхони

Среднее для 5 скважин

10 лет

850 000

на 1 пласте

1

Среднее для 12 скважин

8 „

нет

1

на И пласте

сведений

Суточный дебит от крытой скважины в к^нце указанного периода, л*3, €f0


to

го

to

сл

Сл

¦<1

го

СП

Ф

0J

0>

05

Г"

4^

-J

4*

О.

to


0>

<1

о


00 Ю СО —


00 32 СО    да


°2


Ежегодное понижение дебита открытой скважины в % от начального де? ита


Глава VIII. Индексы газовой скважины 229


Давление в закрытой скважине в начале периода в ата, на дне скважины против середины пласта

Давление в закрытой скважине в конце периода, в ата, на дне скваж. против середины пласга

На сколько am в среднем понижалось давление в год


О} to •—и- О) -д ю

СЛ IO    Ъ)


4^

со


со

00


Ежегодное понижение давления в % от начального давления


со Ю 00



На сколько % понизился дебит открытой скважины за весь период


GO    (О

to *— to


00

СЛ


4^

00


! I


На сколько % понизило сь давление за весь период


СП

ъ


00

со

СЛ


pi 00


00

ro oo


СО СО СО О5    *—¦

СО to СЛ О    Ю

О СО — 00    со

СО СО    -0 СО

о СО    •—

to О    о со

1

СО

со

to

to

1

1

7,475

3,114

20

3,431

05

СО

to

5,28

16,8

100

4,92

7,375

7,28

100

13,28

57,9

11,11

11,56

8,25

to

oo

CO

10,4

23,45

30,18

о

14,93

О)

V

СЛ

<?>

о

О)

to

СО

о

со

со

05

с» to

to

to

to

tO 05 СО О О *—

со

to

ю j~* -j jo сл ^

VVl lo®b CO

o> 00 00 00

05

cn

05

О

СО

а

о

4*.

05

СП

00

00

<1

to сл

^оослБЗ

s

"cr,

СЛ

о

00

95

05

&

СП <1 — сл ю 00 ^ OD Vl'Iu

со со 00 N-1 О со »-* ® со с©


~ ю

СО ~-3 О) С- — —

СО СП ГО СО То 't-ОО о< 00 СЛ


*—¦    со

co^p^jor

СЛ СО *° 00 ^ СЛ 4*



SSsrS;


CO -J »—i    -О


1 1

2 !

з 1

4

5

Кате

гория

Месторож

дение

Скважина

Число лет или дней периода эксплоатации

Начальный суточный дебит сполна открытой скважины, м3 Qoi

I

Вест-Феррис

Среднее для 4 скважин на I пласте

8 лет 4 мес.

1 029 128

Среднее для 8 скважин на II пласте

7 лет

нет

сведений

Миддль-Феррис

Среднее для 2 скважин на I пласте

12

283 170

Скважина № 1 на на II пласте

И „

99 000

Миддль-Феррис

Скв. № 2 на II пласте

10 лет

16 500

Викинг

Среднее для 22 скважин на I пласте

8 „

311487

Медсин-Хат

Среднее для 46 скважин

40 „

226 536

Брукс

Среднее для 5 скважин

20 „

5,663

Лавака

Среднее для 20 скважин

6 „

99 110

II

Ричленд

Среднее для 196 скважин

4 года

460 000

Формост

Среднее для 6. скважин

5 лет 11 мес.

481389

Боу-Айленд

Среднее для 20 скважин

10 лет

245084

III

Панхандль

Среднее для 22 скважин на площадки Грэй

3 года

760 000

Хьюготон

Среднее для 354 скважин

12 лет

495 640

Сайр

Среднее для 29 скважин

9 „

1 100 000

IV

Монро

Среднее для 13 типичных скважин, изученных Грэди и Виттером

ю „

285 000

Бугуруслан

Скв. №42 на Калиновской площади

6 мес ,

600000

Скв. № 29 на Ново-Степановской площади

4 „

200 000

9)

Скв. № 31 на Ново-Степановской площадй

4 „

144 076

Скв. № 38 на Ново-Степановской площади

4 „

210 000

Скв. № 456 на куполе Аманак

1 год

111 600

Паркс

№ 1 № 2

10 лет 2 мес. 12 дней = 3818 дней 10 лет 2 мес. 15 дней

481389 764 559

Эдди

№ 1

№ 2

6,4712 лет = 2362 дня 6,2 лет = 2263 дня

212 378 113268

Эдди

№ 3

5,16 лет = 1883 дня

68103

№ 4

4,67 лет = 1704 дня

123 519

Тилбэри

Среднее для 309 скважин

1 27 лет

15)744

Уэлленд

Среднее для 2821 скважин

I 43 года

170000

VIII

Элк-Сити

Среднее для 53 скважи?

1 5 лет

765 000

г>

тэ

СО & >— 4^- “>5 сО "ч1 to

to

S

ft

4».

О

to

>*.

К

?> Ot г- СЛ И- Q0 00 Я

4-> Сл _ СО

О

05

8

4^

Ой

О»

О «О 00 00 4* СО *»•

СО

о

^ to —

4^    tO 00    СО    05

О    W'J'i    W О)

00    О 00    >-40) со

О    О СО    I— 4*.

о    ©<о    ^    to ^ <^>

?

оо —¦

00 —

to

00

О 4*

О со с to

СО О 4* О СО о

СО

^3

Суточный дебит открытой скважины в конце указанн го периода, м% Qog

5 8

CO to


г- О) О?

сл о» oS

f— *-* оо


pp)N    04    -^ J.O    O': CO

to СО 00 О) 00 со

СО СО '<» rt^lo

^ 00 ^ OJ to


to j—

О 4*.

op to


О Vi bl    *(?>    to 4^    СЛ ~—

05 CO    ox    — CO    OJ

Ежегодное понижение дебита откры' той скважины в % от начального дебита

Глава VIII. Индексы газовой скважины


Давление в закрытой скважине в начале периода в ата на дне скважины про-тив середины пласт-а


to

’cO


4*. to to to to СО

4*. to W^CO СО Сл ? 05 00"—'>Г ?*. Сл Сл tO



2° 9°

со


Данление в закрытой скважине в конце периода в ата, на дне скваж. против середины пласта


4^ СЛ СО    ГО    _ 4^    4^    toco    —

jO со JiJ    CD    ^ —    ai    ^ 05 со

СО СЛ СЛ    СО    со ’-ч    05    ^ V V    ^


С) р5 сл <i -,05 05*0) OJCotn ^ СЛ Ю 00 СО


На сколько am в среднем пони/калось давление в год


СО 00    00    со


to со — О J—1 о ©


ЮГ.° *~J to

to oo


О.— — ^ JO ю ос -4 V| О О V О*4*

to    СО Со о сл о оо to

-g (О со СО сл


•— -J

S2


4^

to


Ежегодное понижение давления в % от начального давления


И-    ~    to    4*.    С5    05    <1 00

«О    00    00    СО    00    со 00

со    СО    СО    >?>-    tO    СО    to


о

8


со го о Ът сл 00


05 со O' со СПС to to — СЛ 0о со


>—05    00

о со &. toco со


&


Hi сколько % понизился Дебит открытой скважины за весь период


со    о 00 со СЛ <р

ф    — 05 Ы&СЪ

w S 05 — СЛ СО


? ?


   00 05 to    со    со    со

,?>    со го to    to jo    --a    to    jsj    *-

"Iq    QG 05    Q-J Vj    CJI    —    "to    ^


Ha сколько % понизилось давление за весь период


8^.-:



05 O) 00 со


CO to

CO


Ю


темп падения давления в зависимости от условий. Эти условия — таковы:

1.    Если установлен малый процент отбора и при малой проницаемости пласта или плохих путях газ в добываемых малых количествах успевает притекать в скважину, малая проницаемость или плохие пути замедляют темп падения давления> Они действуют, как штуцер,, замедляющий вытекание газа из пласта.

2.    Если установлен чрезмерный процент отбора и газ в добываем мых количествах не успевает подтекать к скважине издалека, скважина быстро истощает только район,, находящийся близко к скважине, и в таком случае малая проницаемость или плохое качество путей увеличивает темп падения давления.

Если против всей мощности пласта или газоносной зоны скважина имеет открытый забой или хороший фильтр, не задерживающий поступления газа в скважину, мощность пласта или зоны на темп падения давления не влияет.

Чем больше длина путей газа к скважине или чем больше площадь,, с которой газ притекает в скважину, тем медленнее падает давление при эксплоатации.

Гидравлический режим месторождения в сравнении с газовым режимом замедляет падение давления.

Самое большое влияние на темп падения давления имеет процент отбора. Чем больше процент отбора, тем быстрее понижается давление в пласте или газоносной зоне.

Регулировать темп понижения давления можно именно процентом отбора.

Если скважина окружена другими скважинами, находящимися от неё на малых расстояниях, эти скважины уменьшают площадь,, с которой газ притекает в данную скважину .Своевременно отбирая газ., они создают вокруг данной скважины искусственно ограниченный малый район дренажа, и в нём происходит быстрое понижение давления. Малые расстояния между скважинами сильно увеличивают темп падения давления. При малых расстояниях приходится назначать малый процент отбора,, как это и делается в районе Монро.

На основании материала, собранного нами из различных американских книг,- брошюр и журналов* содержащих описание различных газовых месторождений и отдельных скважин, мы составили табл. 51,. характеризующую темп падения дебита и давления разных скважин в 35 месторождениях. Мы ввели в та€жцу также сведения по Бугу-Руслану, взятые из доклада проф. А. С. Смирнова и из кривых,, составленных главным геологом треста Бугуруслангаз Н. Д. Елиным. В таблицу вошло 58 скважин, но многие из них представляют средние величины для всего данного месторождения с большим количеством скважин, так что эти 58 скважин можно счцтать представительницами 4138 скважин.

Основными величинами для выяснения темпа понижения дебита должны служить:

1. Дебит сполна открытой скважины в начале периода эксплоатации, выраженный в м*/сутки. Обозначим эту величину Qo7-

2.    Дебит сполна открытой скважины в конце указанного периода эксплоатации Q02.

3.    Продолжительность периода эксплоатации. Число лет Т.

Аналогично для выяснения темпа понижения давления нужны

величины:

1.    Давление в скважине, сполна закрытой, в начале указанного периода эксплоатации, выраженное в ата на дне скважины против-середины пласта. Р37.

2.    Давление в конце этого периода Р32.

3.    Число лет периода эксплоатации Т.

— ^02 Г

есть конкретный индекс темпа понижения дебита, выраженный в ж3/год. Но его удобнее выражать в процентах по отношению к Q0* Это будет относительный индекс. Его цифры помещены в столбце 7.

Конкретный индекс понижения давления, выраженный в атмосферах в год, дан в столбце 10. Это есть

Р31 ~ Рз2 т

Относительный индекс темпа понижения, выраженный в процентах от начального давления, указан в столбце 11.

При таком методе для каждой скважины получился постоянный индекс темпа, не меняющийся по годам. Фактически же он, вероятно, менялся. Понижение дебита и давления во многих случаях вероятно сначала было более быстрое, а затем более медленное. Для выяснения понижения за каждый отдельный год не было сведений. Но и применённый метод нужно признать вполне приемлемым, так как он применён одинаково ко всем скважинам, и полученные цифры можно сравнивать.

Если скважину сполна открыть и выпускать газ в атмосферу, получается кривая «дебит — время», близкая к параболе. Для района Монро такая кривая изображена на фиг. 44. Но в условиях промышленной добычи с пропусканием газа через чок-ниппель или орифайс получается совсем другая кривая, й она зависит от процента отбора. На некоторых промыслах принят порядок добычи, сохраняющий одинаковый темп понижения дебита или давления. Это достигается последовательной переменой чок-ниппелей.

Особенно важно сопоставить темп понижения дебита с темпом понижения давления. Это достигается сравнением столбцов 7 и 11. Но особенно рельефно это сопоставление видно из цифр понижения дебита и давления за весь анализированный период. Для этого даны столбцы 12 и 13.

Мы не ввели в табл. 51 месторождения V и VI категорий, так как в них скважины или не имеют понижения дебита и давления или имеют очень малое понижение. Категория VII не введена по причине недостатка сведений.

Из столбцов 7, 10 и 11 мы сделали средние выводы как по отдельным категориям, так и по всем месторождениям табл. 51. Эти выводы изложены в табл. 52 и 53.

Таблица 52

Темп понижения давления в среднем в атмосферах в год

Категория месторождений

На сколько am в среднем понижалось давление в год

1

5,3372

II

4,9

III

1,7225

, Бугуруслан

4,72

IY | Остальные месторождения

IV категории, кроме Бугуруслана

2,5413

Вся IV категория

3,7783

VIII

7,72

Среднее по всем пяти категориям

4,6902

При вычислении средних выводов мы исключили две скважины, как непромышленные. Это—скв. № 1 Минерол Уэлс и скв. № 1 Бэ-зетт. Они уже через несколько месяцев эксплоатации перестали давать газ. Кроме того мы исключили скважины, для которых не было сведений о начальном дебите. Полученные выводы показали, что наиболее медленно понижается давление в эрозионных месторождениях. Причиной этого, вероятно, является большая длина путей, по которым газ притекает к скважинам. Например, в Хьюготоне установлено, что скважина вызывает понижение давления на расстоянии даже свыше 4 км, но это понижение выражается очень малыми цифрами. Ясно, что распространяющееся на очень большую площадь понижение давления не может выражаться крупными цифрами.

В песках давление падает медленнее, чем в песчаниках.

Известняково-доломитовые месторождения, не приуроченные к эрозионному рельефу (IV категория), показали более медленное понижение давления, чем пески и песчаники. Наиболее быстро падает давление в песчаных линзах и рукавообразных залежах вследствие малых размеров их газоносной площади.

Среднее падение давления по всем месторождениям табл. 51 получилось 4,69 атм в год. Это — при том условии, что среднее начальное давление для всех этих месторождений оказалось 59,37 ата.

СООТНОШЕНИЕ ТЕМПОВ ПАДЕНИЯ ДЕБИТА И ДАВЛЕНИЯ

Мы пытались выяснить, не существует ли какой-нибудь закономерности в соотношении темпов падения дебита и давления, и анализировали сведения по многим месторождениям. Достаточно подробные сведения у нас имелись по месторождению Сайр, расположенному в углу между месторождениями Хьюготон и Панхандль. Тектонически Сайр есть небольшой купол пермских слоев. Газоносная зона приурочена к древнему эрозионному рельефу. Это есть та же зона, которая даёт газ в районе Хьюготон. Вскоре после того как месторождение Сайр было открыто, оно было разведано и покрыто скважинами. Газоносная площадь имеет размеры 1538 га. Всего было в эксплоатации 29 скважин. На каждую скважину приходилась площадь 0,53 км2. ^Расстояние между скважинами 728 м. Оказалось, что это расстояние слишком мало. То же количество газа можно было извлечь меньшим количеством скважин. При эксплоатации скважины влияли друг на Друга.

Первоначальное давление в пласте было 69 ата. За 9 лет эксплоа^ тации оно понизилось на 15,5 am и стало 53,5 ата. Первоначальный дебит сполна открытых скважин был 1 100 тыс. мг на скважину в сутки. Через 9 лет он был 661 055 м3 на скважину в сутки.

Итак, за 9 лет пластовое давление понизилось на 22,4%, а дебит сполна открытой скважины понизился на 39,9%, тогда как по учению Беннета и Пирса \ изложенному нами в главе об испытании скважин, обе эти величины должны понижаться параллельно и одинаково. Индикаторная кривая должна сохранять свою форму.

На основании уравнения Пирса и Раулинса 1929 г. мы пересчитали, не понизился ли дебит прямо пропорционально квадрату давления. и получили полное совпадение. Действительно,

Qqtkp.i    Р*3 акр.1

QoTKp-2    ^ 3аКР*3

или в нашем случае

1 100 000    692    4761    100

661055    "53^”“~    2862,2560,1 "

И дебит открытых скважин, и квадрат пластового давления за

9 лет понизились одинаково на 39,9%.

Но может быть Беннет и Пирс были правы, когда в 1925 г. на основании наблюдений над пенсильванскими скважинами вывели закон, что Ооткр- понижается пропорционально Р3акр.- Может быть при малых давлениях и не очень больших дебитах так и происходило. Кроме того., могли быть неточности в замерах, особенно в определении начального дебита. В то время еще не было точных формул и таблиц Вальтера Рейда, и дебит определялся по формулам и таблицам Олифанта * дающим для больших дебитов преуменьшенные цифры. Кроме того,

ири малых разницах давлений отношение получается близким

г 2

к отношению Округляя цифры и делая допущения, Беннет и Пирс

2    Р2    Qi    Р1

могли вместо правильного отношения приравнять к

•* 2 ^<2 2

Около того же времени П. М. Биддисон изучил 300 пенсильванских скважин и подтвердил выводы Беннета и Пирса. Но всё это были сравнительно неглубокие скважины малых диаметров, малых давлений и небольших дебитов. Рельефно пропорциональность Q0 и Р|

выявляется при больших первоначальных давлениях и значительном падении давления после длительной эксплоатации. В таких случаях: ошибиться и принять Р вместо Р2 невозможно. Могут быть отклонения, но это будут отклонения от нового закона, а не от старого.

Бугурусланские скважины показали, что в них дебит сполна открытой скважины понижается пропорционально давлению закрытой скважины, и индикаторные кривые при каждом новом испытании располагаются немного ниже прежних, но параллельно им. Ни одно другое месторождение такой зависимости не показало.

К выводу о том, что дебит газовых скважин в Бугурусланском районе понижается одинаково с понижением давления, мы пришли на основании кривых главного геолога Н. Д. Елина и доклада проф. А. С. Смирнова весной 1944 г. Индикаторные кривые, снятые в разное время, располагались параллельно. Более поздние сведения говорят

о другом. В докладе 22 декабря 1944 г. на заседании промысловой секции НТС Главгазтоппрома главный геолог В. П. Савченко заявил,, что свободный дебит бугурусланских газовых скважин при эксплоатации понижается пропорционально разности квадратов двух давлений—статического и динамического, и что индикаторные кривые «не совсем параллельны». В таком случае придётся в табл. 52, 53 и 54 цифры, относящиеся к Бугуруслану, исправить. Но новых конкретных точных цифр у нас пока нет. Получилась самая пёстрая картина. Из неё можно вывести только одну законность: дебит пони-ж ается быстрее давления.

Но и из этого правила нашлось исключение. Его дала скв. № 1 на месторождении Хцттсон, в которой дебит понизился на 21%, а давление на 30%.

Чтобы сравнить темп понижения дебита с темпом понижения давления, мы составили табл. 53, утилизировав для этого цифры столбцов

7 и II табл. 51. Во всех категориях дебит падает быстрее давления.

Таблица 53

Сравнение темпов понижения дебита и давления

Категория месторождений

Ежегодное понижение дебита открытых скважин в % по отношению к начальному дебиту

Ежегодное понижение давления в закрытых скважинах в % по отношению к начальному давлению

I

11,5472

7,22

II

11,12

6,917

III

6,4625

3,385

IV .

Бугуруслан Остальные месторождения IV категории, кроме Бу-

17,05

17,05

гуруслана

9,706

5,93

. Вся IV категория

12,53

10,207

VIII

20

19,95

Среднее по всем пяти кате

11,54

7,9

гориям

но в разных категориях это идёт по-разному. В эрозионных месторождениях благодаря хорошим путям газа вытекание газа идёт быстрее, и дебит падает почти вдвое быстрее, чем давление. Падение давления задерживается благодаря поступлению газа с больших расстояний. Но и давление и дебит в общем понижаются значительно медленнее, чем у всех других категорий. Наиболее выгодные месторождения есть эрозионные месторождения (III категория).

Средний вывод по всем категориям таков:

дебит падает в 1,5 раза быстрее давления.

Этот средний вывод не согласуется ни с законом Беннета и Пирса 1925 г., ни с законом Пирса и Раулинса 1929 г.

Приходится вопрос диференцировать. Может быть имеется несколько законов, и они действуют в разных месторождениях? Надо установить индекс отношения темпа падения дебита к темпу падения давления. Для установления этого индекса нужно брать весь период эксплоатации, для которого имеются цифры начального и конечного дебита и давления. Поэтому мы цифры столбца 12 табл. 51 делим на цифры столбца 13 и получаем результаты, приведенные в табл. 54. Мы ввели в неё также категории V и VI, которых не было в табл. 51.

Индексы соотношения темпов падения дебита и давления получились самые разнообразные: от 0,7 до 5,03. Очевидно, это соотношение есть очень сложное дело и зависит от многих факторов.

Индекс меньше 1 дали только две скважины: скв. № 1 Хиттсон, о которой сказано выше, и скв. № 2 Икс-Рэй, о которой надо сказать несколько слов. Эта скважина показала первоначальный дебит в открытом состоянии 71 160 м3/сутки и первоначальное давление в закрытом состоянии 95 ата на дне скважины. Она эксплоатировалась 2 года

5 мес. 14 дней и дала за это время 5 251 388 м3. После этого она показала дебит в открытом состоянии 71 642 м3/сутки и давление на дне ;95 ата. Давление осталось прежнее, а дебит повысился. Причину этого мы объяснить не можем.

Самый большой индекс соотношения темпов показали месторождения Медсин-Хат и Брукс. Причина лежит в литологии пласта. В месторождении Медсин-Хат газоносный пласт состоит из чрезвычайно мелкозернистого, однородного и хорошо отсортированного песчаника. Пористость — большая, а проницаемость малая. При замере давления в сполна закрытой скважине приходится долго выжидать стабилизацию давления. Расстояния между скважинами большие. На каждую скважину приходится площадь 2,32 км2.

В месторождении Брукс газоносный пласт, имеющий мощность 30 м, состоит из песчаной сланцеватой глины или сильно глинистого песчаника. Дебит очень малый, и давление понижается весьма медленно. Здесь также нарастание давления после закрытия скважины требует много времени.

Скв. № 1 на V пласте месторождения Верц дала за 2 года 8 мес. 28 млн. м3, причём дебит и давление не понизились. Поэтому ей пришлось поставить индекс I. Она берёт газ со всего купола. Других скважин на V пласте нет. Очевидно, 28 млн. ж3 представляют лишь ничтожную часть запаса газа в мощном V пласте, и изъятие их ещё не успело причинить заметного истощения пласту. Скважина не прошла весь

Таблица 54

Индекс отношения темпов падения дебита и давления_

Категория

Месторождение

Скважина

Отношение темпа падения дебита к темпу падения давления. Во сколько раз дебит падает быстрее давления

I

/

Истленд

№ 1

2,43

Икс-Рэй

№ 1

3,17

То же

№ 2

0,93

То же

№ 3

1,96

То же

№ 4

1,43

Г енри

№ 1

1,57

9

№ 2

2,11

Минерол-Уэлс

№ 1

1,1

То же

№ 2

4,66

№ з

4,03

Эбрнэти

№ 1

1,02

Мингас

№ 1

1,54

Г, у

№ 2

2,76

№ 3

2,6

Хиттсон

№ 1

0,7

Пото

Среднее для 34 скважин

1,06

Бэзет

Скв. №* 1

1,82

Альма

Среднее для всех 30 скважин J месторождения

1,53

Киблер

Среднее для 20 скважин на II пласте

1,54

Вильямс

Среднее для 20 скважин на II пласте

1,53

Массард-Прэри

Среднее для 25 скважин на II пласте

1,23

Мэксфилд

Среднее для 14 скважин

1,19

Верц

Среднее для двух скважин на I пласте

1,03

Среднее для трех скважин на II пласте

1,25

Скв. № 1 на V пласте

1,00

Мэхони

Среднее для пяти скважин на I пласте

1,11

Вест-Фэррис

Среднее для 4 скважин на I пласте

1,08

Миддль-Фэррис

Среднее для двух скважин на I пласте

1,07

То же

Скв. № 1 на 11 пласте

1,05

»

Скв. № 2 на II пласте

1,05

Викинг

Среднее для 22 скважин на I пласте

3,12

Медси-н-Хат

Среднее для 46 скважин

5,03

Категория

Месторождение

Скважина

Отношение темпа падения дебита к тем-пупадения давления. Во сколько раз дебит падает быстрее давления

Брукс

Среднее для 5 скважин

4,12

II

Лавака

Среднее для 20 скважин

1,07

Ричленд

Среднее для 196 скввжин

1,71

Формост

Среднее для 6 скважин

2,7

III

Боу-Айленд

Среднее для 20 скважин

1,31

Панхандль

Среднее для 32 скважин на площади Грэй

2,1

Хьюготон

Среднее для 354 скважин

2,56

Сайр

Среднее для 29 скважин всего месторождения

1,78

IV

Мокро

Среднее для 13 типичных скважин, изученных Грэди и Виттером

1,5

Бугуруслав

Скв. № 42 на Калиновской площади

1

*

Скв. № 29 на Ново-Степановской площади

1

*

Скв. № 31 на Ново-Степановской

площади

I

-

Скв. № 38 на Ново-Степановской площади

1

Скв. № 456 на Куполе Аманак

1

Паркс

№ 1

1,03

2

1,04

Эдди

№ 1

1,19

CV

ГУ

2

2,18

Эдди

№ 3

2,66

IV

Эдди

Скв. № 4

2,72

Тилбери

Среднее для 309 скважин

1,45

, Уэлленд

Среднее для 2821 скважин

1,2

V

Газоносная сланцеватая глина Канзаса и Оклахомы

Среднее для очень многих скважин

1

VI

Рэттль-Снэк

Среднее для многих скважин

1

VIII

Элк-Сити

Среднее для 53 скважин

1,003

пласт. Верхняя часть пласта, отдавая газ скважине, пбполняется газом из нижней части.

Индексы различны для каждой категории месторождений. Они различны и для месторождений одной и той же категории. Они различны и для скважин одного и того же месторождения. Только две скважины на 11 пласте месторождения Миддль-Феррис показали одинаковые индексы, и две скважины месторождения Паркс дали близкие индексы. В других месторождениях один и тот же пласт в разных скважинах имеет самый разнообразный индекс. Особенно яркими .примерами очень различных индексов для одного и того же месторождения и для одного и того же пласта могут служить месторождения Икс-Рэй, Генри и Мине рол Уэлс.

Большую загадку представляет месторождение Эдди. Это есть небольшой купол пермских слоев, имеющий газоносную площадь 162 га. На нём было в эксплоатации только 4 скважины. Расстояния между скважинами 636,4 м. Суммарный первоначальный запас газа 68 604 028 м3. Газ содержится в пористых доломитах. Вся газоносная площадь лежит выше уровня моря. Конструкция скважин одинаковая. Глубины скважин и мощность пласта почти одинаковые. Индексы отношения темпов падения дебита и давления получились чрезвычайно различные: от 1,19 в скв. № 1 до 2,72 в скв. № 4. Единственное обобщение, которое мы можем высказать, это, что каждая следующая скважина, вступившая в эксплоатацию, получала более высокий индекс. Они вступали значительно позже одна другой. Скв. № 1 —26января 1936 г. 'Скв. № 2 — 4 мая 1936 г. Скв. № 3 — 9 сентября 1937 г., и скв. № 4 —

10 января 1938 г. Ввиду малых расстояний между скважинами каждая позже вступившая скважина встречала пласт в уже более истощённом виде, чем предыдущая, и в ней дебит падал всё более ускоренным темпом в сравнении с падением давления. Таким образом на соотношение темпов падения дебита и давления наряду с расстоянием между скважинами влияет также степень истощённости пласта.

Итак, индекс соотношения падения дебита и давления есть величина индивидуальная. Его нужно определять для каждой отдельной скважины. Поэтому мы не стали вычислять средние величины индекса по отдельным категориям.

ИНДЕКС ЗАВИСИМОСТИ ДЕБИТА ОТ ДАВЛЕНИЯ

Несмотря на влияние многочисленных факторов, должна быть какая-то зависимость Q0 от Р3, хотя бы для одной и той же скважины. Табл. 62,64 и 65 показали, что в некоторых скважинах при эксплоатации Q0 падает пропорционально Р3, в других скважинах — пропорционально Ply ив очень многих скважинах с различным другим темпом. Мы можем написать уравнение

Здесь для неглубоких скважин Аппалачского бассейна, обследованных Беннетом, Пирсом и Биддисоном, а также для скв. № I на V


пласте Верц, для скважин Бугуруслана и для скважин V и VI категорий п =1.

Для скважин месторождений Сайр и Бэзетт п— 2,

Для скважин № 2 Икс-Рэй и № 1 Хиттсон п меньше 1.

Для большинства скважин п больше 1, но меньше 2.

Для меньшинства скважин п больше 2.

Показатель п мы и можем считать индексом зависимости дебита от давления. Этот показатель сам зависит от С, т. е. от качества путей газа к скважине, так что прежнее уравнение (42) мы должны теперь написать в более общем виде:

Q0=C-Pn3<

Этот индекс п и нужно определять индивидуально для каждой скважины.

ИЗМЕНЕНИЯ ИНДЕКСОВ ВО ВРЕМЕНИ

Предположим, что мы для какой-нибудь скважины после некоторого периода эксплоатации определили все требуемые индексы и в том числе индекс отношения темпа падения дебита к темпу падения давления. Можем ли мы на этом успокоиться и считать скважину достаточно охарактеризованной? Нет, не можем. Эти сведения недостаточны. Индекс отношения темпов падения дебита и давления в течение жизни скважины н е есть величина постоянная. Она всё время меняется, и его можно устанавливать лишь для коротких периодов эксплоатации для каждого периода отдельно. При этом нужно выяснить законность изменения указанного индекса. Лучше всего эта законность выражается двумя относительными (процентными) кривыми дебит — время и давление— время, расположенными на одной и той же диаграмме, чтобы можно было видеть их отношение, причём под именем «дебит» мы понимаем дебит скважины сполна открытой, а под именем «давление» — давление в скважине, сполна закрытой. Чем больше мы углубляемся в изучение газовых скважин, тем больше мы убеждаемся в сложности процессов эксплоатации, и сводить добычу к тем простым формулам и кривым, которые дал Стэнли Герольд в книге «Аналитические основы добычи нефти, газа и воды из скважин» никак нельзя. Слишком упрощённо также подошли к вопросу Беннет, Пирс, Биддисон, Рау-линс и Шеллхардт. Нужно диференцировать индекс отношения темпов падения по отдельным периодам эксплоатации.

Многие скважины показали такую картину. В самом начале эксплоатации понижения дебита и давления нет. Затем начинается понижение того и другого, и первое время идёт одинаково, так что для этого периода индекс равен 1. Затем понижение дебита обгоняет понижение давления, и индекс делается больше 1. Затем он всё время возрастает и где-то около середины жизни скважины достигает максимального значения, после чего начинает постепенно уменьшаться и к концу жизни скважины приходит к 1. Итак, индекс отношения темпов начинается с 1 и кончается единицей. Если мы захотим установить один общий индекс за всю жизнь скважины, он будет равен 1, так как в сравнении с началом эксплоатации дебит и давление одинаково понизились на 100%, но это нам ничего не говорит.

Другие скважины дали иную картину. У некоторых понижение давления начинается позже понижения дебита, и т. д.

Для многих скважин кривые «дебит—время» и «давление—время» походят на параболы. На фиг. 49 дан один пример такой пары кривых. Они начинаются в одной точке и кончаются в одной точке. В середине они расходятся.

Дебит и давление выражены в процентах от начального дебита и от начального давления.

Здесь под дебитом понимается дебит скважины, сполна открытой., а под давлением — давление в скважине, сполна закрытой. На оси

абсцисс вся продолжительность жизни скважины разделена на 100 одинаковых периодов времени.

время Фиг. 49.

Относительные кривые: «дебит—давление» 7 — давление; 2 — дебит.


Расстояние между этими кривыми по вертикальной линии и есть разность между процентом понижения дебита и процентом понижения давления за истёкший период времени. Деля процент понижения дебита на процент понижения давления, мы получим индекс отношения темпов падения дебита и давления за каждый отдельный период эксплоатации. Полученные индексы можно также дать в виде кривой. Это будет выгнутая кверху кривая.

Разные скважины дают кривые разной формы. Обычно кривая давление — время лежит выше кривой «дебит — время» и менее изогнута. Но есть и исключения. У скв. № 2 Икс-Рей и № 1 Хиттсон кривая «дебит — время» лежит выше кривой «давление — время».

Есть скважины, у которых обе кривые совпадают. Это те, у которых индекс равен 1. Но неизвестно, сохранится ли этот индекс и на дальнейшее время эксплоатации. Бугурусланские скважины может быть только в первое время показали одинаковый темп падения дебита и давления; в дальнейшем дебит может получить ускоренный темп падения в сравнении с темпом падения давления, и индекс может измениться. Скв. № I на V пласте месторождения Верц, имеющая индекс I, конечно, рано или поздно, начнёт понижать дебит и давление и при том с разными темпами. Индекс будет увеличиваться.

В скважинах Эдди идёт всё наоборот. Надо было ожидать, ч^о за короткий начальный период эксплоатации скважины покажут меньший индекс, чем за более длинный. Фактическая картина оказалась обратной (табл. 55).

У некоторых скважин кривые «дебит —время» и «давление—время» походят не на параболы, а на ломаные линии.

Таблица 55

Скважины месторождения Эдди

Скважина

Продолжительность времени со дня начала эксплоатации. Годы

Индекс отношения темпов понижения дебита и давления

№ 1

6,47

1,19

№ 2

6,2

2,18

№ 3

5,16

2 66

№ 4

4,67

2,72

Темп падения давления мы можем регулировать процентом отбора. Мы можем вместо параболы получить прямую наклонную линию любого угланаклона. Но кривая «дебит—время», вероятно, расположится ниже этой прямой и будет иметь форму слабо выгнутой книзу параболы. Чем, медленнее мы понижаем давление, тем менее выгнута книзу парабола дебита. Малым процентом отбора и медленным снижением давления мы даём возможность газу успевать подтекать к скважине с больших расстояний и восстанавливать падающий дебит.

Почему почти во всех скважинах дебит при эксплоатации падает быстрее давления?

Чтобы поддерживать падающий дебит, газ должен подтекать к скважине с больших расстояний, иногда по очень плохим, извилистым путям, и на это нужно много времени, тогда как изменения давления передаются по пласту со скоростью звука в данном газе, и пористость этой передаче не мешает. Давление может передаваться простым расширением или сжатием газа почти без его передвижения по пласту, а для дебита нужно фактическое передвижение по пласту масс газа. Газ всегда запаздывает подтекать к скважине и поддерживать падающий дебит, и падение дебита идёт быстрее падения давления. Малым процентом отбора можно в значительной степени выравнивать понижение дебита и давления. Чем ниже индекс С, т. е. чем хуже пути газа, тем труднее это сделать.

Может быть чрезвычайное разнообразие индексов табл. 54 и процентов падения в табл. 51 в некоторой степени объясняется очень большим разнообразием продолжительности периодов эксплоатации, для которых вычислены эти индексы и проценты. Может быть, взяв для всех скважин одинаковые периоды эксплоатации, мы получили бы менее пёструю картину. Но мы не могли этого сделать за неимением сведений. Мы взяли только те периоды, которые нашлись в литературе или в описаниях.

ДВА ИНДЕКСА СТАБИЛИЗАЦИИ

Желательно установить для газовой скважины два индекса стабилизации:

1) времени для установления стабилизации давления в скважине после её закрытия, и

2) времени для установления стабилизации дебита в скважине после её открытия.

И тот и другой индексы желательно выражать в минутах.

Если скважина была в эксплоатации или если она для измерения дебита трубкой Пито была сполна открыта, то для получения первого индекса нужно заранее приготовить возможность быстрого герметического закрытия скважины и возможность точно замерять время и давление в скважине. Закрывают задвижку или кран и с секундомером в руках наблюдают, как нарастает давление в скважине. На устье до задвижки должен быть установлен чувствительный манометр. Наиболее пригоден для этой цели грузовой манометр.

Записывают показания манометра через каждые 30 секунд. Результаты записи наносят на диаграмму «давление—время». Получается «кривая нарастания давления». Обычно давление тотчас после закрытия скважины очень быстро нарастает. Это быстрое нарастание

Давление у устья скважины в ати


Фиг. 50. Нарастание давления по за-крытии газовой скважины в районе Ма-унт Плизант в Мичигане.

1    — в трубах внутреннего диаметра 3"

2    — »    »    »    »    53/16"

3    —*»    »    »    »    65/8"

4    — »    »    >>    »    8,25"

давления длится две или три минуты, после чего темп нарастания ослабевает. Затем наступает стабилизация давления. Оно больше не повышается. Это есть статическое давление в пласте в районе данной скважины. Взамен выпущенного газа к скважине подошёл газ со всех сторон, и в пласте установилось равновесие. Момент наступления стабилизации и важно отметить. Кроме того, интерес представляет сама форма кривой. На фиг. 43 даны кривые нарастания давления в двух скважинах района Монро. На фиг. 50 даны кривые нарастания давления в скважинах месторождения Маунт Плизант, в штате Мичиган. На кривых видно время установления стабилизации. Оно — не велико и выражается минутами. Но есть скважины, в которых установление стабилизации требует продолжительного времени.

Стабилизация давления — понятие условное. Фактически полная стабилизация не достигается. Если наблюдать за давлением в скважине при помощи очень чувствительного манометра, он показывает, что после установления так называемой стабилизации давление в скважине испытывает очень малые колебания.

На фиг. 51 изображена кривая нарастания давления в скв. № 1 Бугурусланского района, взятая из доклада гл. геолога В. П. Савченко.

Время для установления стабилизации зависит от многих факторов, главные из которых мы и приводим:

Главные факторы, влияющие на время установления стабилизации давления в закрытой скважине

I. Природные

1.    Качество путей газа к скважине

2.    Площадь, с которой притекает газ к скважине

3.    Режим месторождения

II. Искусственные

4.    Глубина скважины и диаметр труб, в которых нарастает давление. Иначе говоря, вместимость скважины

6.    Степень истощенности месторождения

7.    Состояние герметизации устья скважины. Нет ли утечки газа.

8.    Состояние подземного оборудования. Нет ли подземной утечки газа.

9.    Присутствие воды в скважине

J    4    5    6    7    3    .9    Ю

Время о минутах

Фиг. 51. Калиновка, скв. 42. Бугурусланский район. Кривые нарастания

давления.

Фиг. 50 показывает, как влияет диаметр труб. В трубах диаметра 8" стабилизация возникает значительно позже, чем в трубах 3", и кривая нарастания имеет более пологую форму.

Чем хуже качество путей газа в скважине и чем больше площадь, с которой притекает газ, тем медленнее устанавливается стабилизация.

Гидравлический режим помогает восстановлению давления в скважине.

Скв. № 172 Ухтинского района на площади Чибью дала газовый фонтан. После установки задвижки давление нарастало таким образом: 14 апреля 7 ати, 15 апреля \2amu, 16 апреля 15 ати, 19 апреля 21,5 ати, 21 апреля 22,5 ати и 22 апреля 23,3 ати у устья. Причина столь медленного нарастания давления заключалась в утечке газа. Резьба винтовых труб ниже задвижки пропускала газ.

По той же причине медленно нарастало давление в скв. № 86 Ухтинского района. За время с 7 января до 8 февраля оно от 1,75 ати поднялось только до 11,5 ати, хотя давление в пласте было не менее 32 ати. Задвижка и трубы пропускали газ.

В скв. № 27 Ухтинского района, после того как она дала более I млн. м3 и была закрыта, в тот же день утром манометр на устье показал 11 ати, и вечером того же дня 15 ати. Затем давление нарастало замедляющимся темпом. Через 3,5 мес. оно дошло до 28,5 ати. Главной причиной медленного нарастания давления здесь была не утечка, а то обстоятельство, что II пласт в полосе скв. № 27 пополнялся газом из III пласта, лежащего на 85 м глубже и содержащего солёную воду с растворённым газом. Газ медленно выделялся из раствора и подымался по сбросам во II пласт. Кривая нарастания давления имела форму гиперболы.

Фиг. 52. Кривая нарастания давления в месторождении. Формост,когда все скважины в этом районе в течение 700 дней были закрыты.

Интересное явление нарастания давления произошло в месторождении Формост в Канаде. На этом месторождении эксплоатировалось 6 скважин. Газоносная площадь занимает 15,54 км2. Расстояния между скважинами 1,6 км. Первоначальное давление в пласте было 49 ата. За 5 лет 11 мес. было добыто 101 360 334 м3 газа, и давление в пласте понизилось до 41,7 ата. Произошёл перерыв в отпуске газа по газопроводу. Город, куда шёл этот газ, перестал его брать, заключив договор с другим газопромышленным обществом, получающим газ из других месторождений. Добыча газа на месторождении Формост была остановлена и не производилась 750 дней. Скважины были закрыты, и на них каждый месяц замеряли давление. Оно медленно нарастало и за 750 дней поднялось на 2 am. Точки замеров давления и кривая среднего нарастания давления изображены на фиг. 52. Кривая не имеет ничего общего с обычными кривыми нарастания давления. Это просто волнистая наклонная кривая. На чертеже изображена в виде прямой линии идеализированная или усреднённая кривая. Давление нарастало волнами, имея то замедление, то ускорение нарастания. Газ из пласта шёл к скважинам волнами. Об этих волнах и будем говорить ниже.

Второй ицдекс стабилизации не является обязательным. Вообще не желательно сполна открывать скважину. Это делается в редких случаях, например при замере дебита газа трубкой Пито, орифайсом или минутным способом. Такими случаями и следует воспользоваться для выяснения времени установления стабилизации дебита при вытекании газа из сполна открытой скважины и для построения кривой изменения этого дебита. Такие кривые имеют самую разнообразную форму. Многие скважины не дают стабилизации дебита. Кривая изменения дебита сполна открытой скважины зависит от степени истощённости района, от расстояний до соседних скважин, от их влияния, от качества путей газа к скважине, от площади, с которой притекает газ к скважине, от диаметра труб, по которым вытекает газ, от режима месторождения, от присутствия воды в скважине и от характера течения газа по пласту, о чём будет сказано нйже.

Газовые скважины Ухтинского района, быстро достигнув максимального дебита, имели очень короткую стабилизацию дебита, длившуюся два или три часа, после чего дебит падал в общем по гиперболе. Темп падения замедлялся.

Стабилизация дебита открытой скважины — понятие условное. Фактически, если делать точные замеры, стабилизованный дебит колеблется около какого-то среднего уровня.

Индексы стабилизации дополняют характеристику скважины. Кроме того, их полезно знать для двух целей.

1)    чтобы знать время продувки скважины при замерах дебита газа трубкой Пито, счётчиком орифайс и минутным способом и

2)    чтобы знать время установления стабилизации при различных операциях во время испытания скважины по способу Беннета и Пирса, но способу Пирса и Раулинса и по способу Грэди и Виттера.

СВОДКА ИНДЕКСОВ

Всего мы указываем 11 индексов, которые и перечисляем ниже.

Индексы газовой скважины

1.    Индекс максимальной продуктивности .

Р3

2.    Индекс качества путей газа к скважине. Величина С из уравнения Пирса и Раулинса С——.

рз

е

3.    Индекс,шероховатости. Величина е в уравнении Никурадзе: е — — .

4.    Индекс запасов Q суММ- за определенный период времени _

5.    Индекс долговечности

^ сумм, за всю жизнь скважины, вычисленное по индексу запасов

QQ

6.    Индекс темпа падения дебита—-?? в % от Q0i.

р _р

7.    Индекс темпа падения давления ¦¦31.......^ 32 в % от Р31.

о I*    %    падения Q0

8.    Индекс соотношения темпов падения дебита и давления--^-за

% падения Р3

определенный период эксплоатации.

9.    Индекс зависимости дебита от давления; показатель п в уравнении

Q°> pi

10.    Индекс времени для установления стабилизации давления в закрытой скважине, число минут и форма кривой.

11.    Индекс времени для установления сталибизации дебита в открытой скважине, число минут и форма кривой.

Обычный индекс продуктивности и индекс удельной продуктивности мы в число нужных индексов не вводим.

Может быть и в нефтяное дело следовало бы ввести некоторые из перечисленных индексов.

Знание указанных индексов помогает выяснению правильного технологического режима скважины и рациональной системы разработки месторождения.

Характер движения газа по пласту к скважине  »
Библиотека »