авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 11 |

«И. Н. СТРИЖОВ, И. Е. ХОДАНОВИЧ ДОБЫЧА ГАЗА Москва • Ижевск 2003 ГЛАВГАЗТОППРОМ ПРИ СОВЕТЕ ...»

-- [ Страница 6 ] --

Купол третичных слоев в геосинклинали Центральная часть Северного Тексаса в Верхний карбон США. Геол. провинция Бенд-Арч. Место рождение Генри 9 Район Бенд-Арч. США. Месторождение То же Минерал-Уэллс Глава VIII. Индексы газовой скважины Таблица тивности газовых скважин рождении 3 ч Индекс СЗ Св макси 0 Я - S Мощность Номер Название оо ч ян ас мальной Z или или ч ° « «о а продук gg пласта со Ю категория ЕГ га 3 g м тивности номер газоносного жо X 5 ° сн О скважины вм «а CQ пласта CU № ;

о О С о СУ 1) а 3 и «з С ч см ч Сю состоит из песчаника со f=C С ЬЙ 1 000 8 № 1 70 14 пласт 240 3 № б.

60 840 № б 8 70 12 234 № 7 и 3 № 9 330 000 п 4 № 8 3 181 000 2 II пласт 84 3,2 33, № 27 2 II пачка Верей- от 15 до 25ж № 1 22 ского горизонта, 540 000 № 9 20 песчаник с про- 1000000 № 10 слойками глин и 274000 33, № И известняков. По- 150 000 27, № 16 ристость 12—15% 300 000 № 17 100 000 № 18 Битуминозный 15 № 17 21000 20, мергель с прослой- № 20 3 000 12, ками глины и рых- № 24 40 000 24, лого песчаника. № 25 7 000 19,5 Много трещин № 34 6 000 21,5 № 11-бис 9 000 13,5 № Мергеть с про- 34 000 28,6 119Э слойками глины и песчаника № Пласт Орискэни 7,5 570 000 150 3 № Песчаник 1 000 000 292,5 № ПластСтраун, лин- i 291 665 60, 3 4 зовидный песча- 64, № 7 ник. Пористость 15% № 3 72 775 3 Пласт „Веэхний 5 № 140 792 3 Страун". Пласт № 3 79 288 1 „Нижний Страун" (1ласт „Бинни-Хо херц" 184 Раздел II. Добыча газа К а т е г о р и я м е с т о Глубина зале Геологический Название иесторождения.

гания подошвы возраст газо- пласта в данной Его географическое положение О с скважине носного пласта о с I. Газовый иласт Район Бенд-Арч. США. Месторождение 10 Верхний кар Ист-Ленд бон 11 Район Бенд-Арч. США. Месторождение Средний карбон Икс-Рэй 12 Район Бенд-Арч, США. Месторождение То же Эбрнэти 13 Район Бенд-Арч., США. Месторождение 1 Мингас 1 14 Район Бенд-Арч, США. Месторождение Хиттсон 15 Геол. провинция „Арканзасская долина"— геосинклиналь между поднятиями Уачи та и Озарк. Штат Арканзас, США. Ме сторождение Альма 16 Арканзасская долина. США. Месторож- дение Киблер. Гидравлический режим 40 скважин 17 Арканзасская долина. США. Месторож дение Вильяме. 40 скважин. Газовый ре жим Средняя глу Арканзасская долина. США. Месторож бина 541 м дение Лавака. Удлиненный купол. Газо носная площадь 890 га. 20 скважин 19 Арканзасская долина. США. Месторож дение Массард-Прэри. 50 скважин 20 Арканзасская долина. США. Месторож дение Мэксфилд. 14 скважин 21 Средняя глу Геосинклиналь между поднятиями Озарк, Уачита и Арбукль. Штат Оклахома. США. бина 400 м Месторождение Пото. 34 скважины Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение рожд ени и я3 Индекс cu'g 5S" • я еа Название Мощность макси ад || «3 а:

ни Я о Номер &а мальной о или v-*-* СО г.. t я С с пласта продук или номер газоносного ю О й * 3 rr-»

iBOHt тивности О Ио * вм категория той пласта д*Н Ос S Us 9*н « -* скважины ^^ *^ CG ^ ш состоит из песчаника Пласт Лейк 6 №1 226 536 97,43 2 Пласт „Мзрбль- От 3 до 45 2 283 170 № Фоллс" ' № 2 71 160 94 Песчаник* № 3 383 979 84 4 Пористость № 4 509 706 102,1 5 1 0 - 1 3 % Пласт № 1 1 223 464 55,38 „Марбль-Фоллс" Пласт „Мак-Клес- №1 383 979 100,7 3 / ^ 1П о — iu ' ски" №2 264 962 111,46 Пласт „Экрман" №3 339 804 91,37 3 Пласт „Хиттсон" 7 7 860 837 № Пласт „Атока" 40 Скв. макс. 1 189 314 29, дебита Песчаник 9 Скв. средн. 500 С00 29,6 17 дебита Пласт „Верхьий 5 5 15, Скв. максим. 85 00Э Атока" дебита Пласт „Нижний 11 То же 567 000 18,3 Атока" Пласт „Верхний Скв. средн. 300 Атока" лебита Пласт „Нижний 11 То же 680000 19 35 Атока" Пласт „Нижний От 12 до 24 Скв. макс. 425 003 Атока" дебита Скв. мин. 42 000 20 дебита Скв. средн. 99 110 20 4 дебита Пласт „Верхний 7 7 То же 115 000 15, Атока" Пласт „Нижний 10 18,6 8 150 Атока" Пласт „Верхний 6 9 Скв. макс. 22, 142 Атока" дебита Пласт Хартшорн, 8 46 То же 25, 227 лежащий выше пласта Атока. По- Скв. мин. 7.000 25,7 ристость 15% дебита Скв. средн. ПЗСОО 25,7 4 дебита 186 Раздел II. Добыча газа Кате г о рия место Геологический Глубина зале Название месторождения.

гания подошвы возраст газо (Я О, пласта в данной о Его географическое положение носного пласта скважине в о с I. Г а з о в ы й пласт Та же геосинклиналь. Штат Оклахома. Средний карбон 22 США. Месторождение Кзрни. Антикли наль. Площадь 1821 га. Более 20 сква- жин 23 Восточная часть штата Канзас к западу То же От 400 до от поднятия Озарк. США. Месторожде Ярус Чироки ниеЭлк-Сити. Песчаная линза. Подошва — известняк нижнего карбона, на эрозион ной поверхности. 53 скважины. Режим гидравлический Восточный Канзас. США. Месторождение Средний карбон Средняя глу : Монгомери. Песчаное скопление непра- бина скважин вильной формы в сланцеватых глинах, 396 м много скважин Восточный Канзас. США. Месторождение Средняя глу То же 2Ъ Пайква. Двухэтажная песчаная линза в бина скважин сланцеватых глинах. Газоносная площадь 300 м 356 га Восточный Канзас. США. Месторождение Скважины глу 2Q Лонгтон. Антиклиналь. Много скважин биной от 457 до 518 м Западный Канзас. США. Месторождение Кембрий. Ба- Скважины глу Отис. Пласт песчаника на южном скло- зальный песча- биной от не подземного гранитного хребта, пере- ник кембрия на до 1080 м ходящий на вершине хребта в кварцит. граните 59 скважин. Газоносная площадь 6 070 га.

Воды нет. Режим газовый Западный Канзас. США. Месторождение Кембрий 1089 м Вайсон, аналогичное месторождению Отис Западный Канзас. США Месторождение Средний кар- Средняя глу Льюис. 5 скважин бон. Низы яру- бина 1386 м са Чироки 30 Штат Мичиган. США. Геосинклинальный Нижний кар- Средняя глу бон.

бассейн* Месторождение Остин. Группа бина скважин Ярус Мичигаиг 422 м песчаных бугров нижнего карбона о О о о 2СЛ я со Я 4 3 CD Со Q н Я CD " r t ' * •* :тос аст Я CD днего я2 о Зч 5 со рус Чироки рус Чироки н ь я СО CD Xя О" н чэ о ее О A "Ё н О so 2 н я о»

ган.

пес к ^я РЯ Ч » " X я я я Я го Со CD ~ tsog -i РЧ а» СО со из я 3 * Н X а HU к я о Я Я • да О *z -j я g2 CD О О О О Г.

СЯ О Q О О И н О н н н я I Л н н to н ел со о Сл Со Оз За § За Оз Я За За За о О О О ел О О Я ю ю о СО со о о о В ел to Со CD О О О О ?о О О О П ^ Р Ч О Р Ч ^ О Ж РЧ )а Я Я ] РЧ^даЗаЯЗа^^аЯЗаооЗарЧЗаЯ ш 3= За со За К )я П За со.* да я " я» ' CD• «* C.D * C D.. „,.

roCD" СХ»' CDW CDWfD* CD • е-* ox' ox o x 0 o x * ox a XnO OaX '* ox СР ГО f t ) CD * «-* ОХ _ v' Ox Ox 0x* OX O OX w с.-»* Ох CD o я° 2 х 2: «о* О 5-8 Н C -S S D Я2;

Я2Ятэ^ Я2К-оЯ Я 5 Р° _ И Co за Со Я Со РЧ г я о о Я F я ^о и.Я ? о Я о Я Й о g to to Первоначальный де- и СЛ 00 со 4^ tO to и- со и- СО Gi О о О -4 ОЗ & 1— tO ю бит сполна открытой о 5 о _• 1— о 4^ —4 4^ О ОО 00 to coco со со — 4^ CO о о -а о to — — о о скважины, м^}сутки, to о О 4^ СЛ СЛ — Сл о О 4^ о о о to со о О О СЛ О СЛ -а о— о О •—• о о о о О) о 00 j\ О со О COO СО ГО О Первоначальное да вление в сполна за крытой скважине, на со со to со со coco со о со со 00 00 4^- СО — о о •— СЛ to о о 00 ~- о м - СО о дне против середины to СЛ "to 4^ СЛ пласта, в атп, Р н яя со 00 to со о to сп да о Со я го со — оо со сл оо со X О* РЧ о о to ••• "* 00 Оз со о а и- о о *" CD Я СО СО СП о со оо о to со tO и- о я О РЧ о о о —со -а о н п Я« оо 00 Я 188 Раздел II. Добыча газа Кате г о р ия место Геологический Глубина за Название месторождения гания подог возраст газо a* пласта в дан о с Его географическое положение о носного пласта скважин с 1. Г а з о н о с н ы й пласт Верхние 4 пла Район Скалистых гор. США. Штат Уай- та относятся к оминг. Месторождение Верц. Брахианти верхнему отде клиналь. 5 пластов песчаника. Газонос- 1 лу меловой си ная площадь всех пластов находится вы стемы, 5-й плас ше уровня моря 1 1. к юрской си стеме Штат Уайоминг. США. Месторождение В рхний отдел 1 Билли-Крик. Антиклиналь Газоносная пло- меловой систе- мы щадь 26 км*. 7 скважин Штат Уайоминг. США. Месторождение То же Мехони. Брахиантиклиналь. Газоносная Юрская систе ма площадь 640 га. Два пласта;

песчаники.

17 скважин, из них 5 на I пласте Штат Уайоминг. США. Месторождение Верхний отдел 800 м Вест-Фе.ррис. Брахиантиклиналь. Газонос- меловой систе мы ная площадь 992 га. Два пласта: песчани Юрская систе ка. На I пласте 4 скв., на I I — ма Штат Уайоминг. США. Месторождение Верхней отдел Миддль-Феррис. Брахиантиклиналь. Га- меловой систе мы зоносная площадь 304 га. Два пласта пе Юрская систе счаника. По 2 скважины на каждом пла ма сте Средний отдел 36 Штат Альберта. Канада. Моноклиналь к меловой систе востоку от геосинклинали Скалистых гор.

мы Месторождение Викинг. Газоносная пло Нижний отдел щадь 57 км2;

два пласта песчаника.

меловой систе 17 скв. на 1 пласте и 5 скв. на II пласте мы Штат Альберта. Канада. Моноклиналь к Нижняя часть юго-востоку от геосинклинали. Месторож- верхнего отде ла меловой си дение Брукс. 5 скважин стемы Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение рождени И Индекс я 4) fri S5 п Я макси аГ Мощность СП п го Я а»

о- ^ Название Номер я ЯЧ мальнои Я 0) вонач аль о б g или пласта или ч той сква продук со.

го ПрОТ!

СПОЛР ста, в ажинь м категория •с тивности номер газоносного вм Я О скважииы CQ го " Н О н •d (1) пласта 1) а ч а. Я с С р состоит из песчаника 3 I пласт: Верхний Скв. средн. 180 000 Дакота. дебита II пласт: Средний 9—15 216 000 125, То же Дакота.

7 670 000 94, IV пласт: Нижний Дакота 15.1618 №1 V пласт: Сандэнс (1416 000 87, № Пласт „Фронтьер". 10-30 16 87, 11926 № Песчаник 22 850 000 14 Пласт „Дакота" №1 6- Скв. среди 1 275 Пласт „Сандэнс". 33,5 82, дебита на II пласте 1 029 Пласт „Средний №1 22 45, 7,6- Дакота" 283 Пласт „Сандэнс" 3 38—46 Скв. средн. 79, дебита на II пласте Пласт „Средний 13,8 Скв. № 1 на 283 170 56,2 5 Дакота" 1 пласте Пласт „Сандэнс" 26 Скв. № 1 на 100000 74, П пласте |Скв. № 2 на 16 500 I II пласте Пласт „Викинг". Скв. макс, б 5 311487 54, дебита на I пласте Скв. мин. де- бита на I пла- 56 634 сте Пласт„Пис-Ривер" Скв. средн. де- 2 141585 бита на I пла сте II пласт дат малую добычу Скв. средн.

Сланцеватая гли- 30 5 663 на с прослойками дебита песчаника „Милк ривер" 190 Раздел II. Добыча газа Геологический Глубина зале Название месторождения.

гания подошвы Ь в* возраст газо К а, пласта в данной О Его географическое положение с скважине носного пласта о с Штат Альберта. Канада. Северный конец Нижняя часть Средняя глуби геоантиклинала Свит-Грасс-Арч. Место- верхнего отдела на скважин на рождение „Медсин-Хат". Газоносная пло- меловой систе- II пласте 335 м щадь 116 км2. Верхний конец песчаной мы. Нижняя часть среднего линзы. 50 скважин отдела меловой системы Итого 38 типичных песчаниковых месторождений II. Г а з о н о с н ы й пласт Месторождение Шонгар. Бакинский район. Третичная си- стема СССР Месторождение Ричленд. Штат Луизиана. Нижний отдел Средняя глу США. Купол. Газоносная площадь 200 км2. меловой систе- бина 801) м Более 200 скважин мы Месторождение Оклахома-Сити. США. Га- Нижний силур зоносный пласт в своде антиклинали Месторождение Формост. Штат Альбер- Верхняя часть Средняя глу та. Канада. Северный конец геоантикли- среднего отде- бина 680 м нала Свит-Грасс-Арч. Газоносная площадь ла меловой си 15,5 км2. 6 скважин стемы Месторождение Боу-^йленд. Штат Альбер- Верхняя чаоь Средняя глу та. Канада. Северная часть геоантикли- среднего отде- бина 700 м ла меловой си нала Свит-Грасс-Арч. 21 скважина стемы Итого 5 месторождений Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение Первоначальное давле скважине, на дне про тив середины пласта.

ние в сполна закрытой сполна открытой сква Первоначальный дебит Индекс Qol Название макси Мощность Номер мальной жины, м3/сутки или или продук пласта номер газоносного категория в атц, Ро тивности^ вм скважины пласта « Пласт „Милк-ри- 28 3 б Скв. средн. 84 вер". Пласт „Мед- дебита на Сйн-Хат". Песча- пласте. На ники I пласте до быча малая Среднее.. 1 0 состоит из песка № 11 40 6 000 000 Пласт „ т окайо" 21 Скв. средн. 23 83, 2000 Туфовый песок дебита 37 Песок. Пласт № 20 6 994 300 „Второй Виль кокс" Пласт „Бляклиф". 48,1 10 Скв. макс, От 3 до 18 м 481 Крупнозернистый дебита песок 48,1 1 Скв. мин. 84 дебита Пласт „Бляклиф." 52,45 15 821 От 5 до 20 м Скв. макс, Рыхлый крупно- дебита 52,45 зернистый песок Скв. мин. дебита Скв средн. 52,45 4 245 дебита Среднее..16 192 Раздел II. Добыча газа Геэлогнческий Глубина зале Название месторождения гания подошвы =(. возраст газо х пласта в данной а ЕГО географическое положение о с скважине носного пласта о вм е III. Газоносный горизонт в известняках и доломитах создан выще Месторождение Ельшано-Курдюмское, Намюр. Серпу- около Саратова в СССР. Купол ховская сви та. Турнейский ярус карбона Месторождение Хьюготон. Штаты Канзас, От 750 до Оклахома и Тексас. США. Моноклиналь Свиты ЧЭЗ и около геосинклинали Анадарко. 2 Газонос- Самнер перм ная площадь более 10000 км. Более ской системы 500 скважин Свиты ЧЭЗ и Месторождение Панхандль. Сев.-зап. Тек Самнер перм сас. США. Антиклиналь над погребенным ской системы и гранитным хребтом, к юго-западу от гео аркозовый пес синклинали Анадарко. Площадь газонос чаник над гра ности более 4000 кмй. Более 900 скважин литкым хреб том Месторождение Сайр Западная Оклахома. Свиты ЧЭЗ и От 800 до 855 м США. Купол над гранитной возвышен- Самнер перм ностью, между Панхандлем и геосинкли- ской системы налью Анадарко. Газоносная площадь 1538 га. 29 скважин рига Наварро От 630 до 720 л* Месторождение Монро, Луизиана. США.

Купол. Газоносная площадь 1 113,5 км*. верхнего отде 1400 скважин. Первоначальные запасы ла меловой си стемы газа 240 млрд. мъ Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение кры ТОЙ та Индекс о та га макси Название « Мощность Номер «*^ зоу мальной 1ЛЬН или или та пласта продук Я№ t=;

номер газоносного категория та о не, тивности а та О ^ К скважины вм о ™^ a О пласта м та QO | п, S ю Р О) С о древнему эрозионному рельефу приурочен к и лачиванием Кавернозные и кар- Мощность кар № 15 (Намюр) 000 000 18 55, стовые известняки стовых горизон N2 8 (Намюр) 43 000 и доломиты в верх- тов от 5 до № 19 (Серпу- 42 000 59,7 ховская св.) 15 м них частях свит № 12 (Турней) 000000 12 82, № 24 (Турней) 500000 85, 2924Q Скв. макс. 1 117 Суммарная Газоносная зона, 33 дебита состоящая из ше- мощность ше Скв. мин. 26 сти пористых пла- сти пластов дебита стов известняка и 13 м. Вниходи Скв. средн. 495 640 доломита наковое давле 1502Э " дебита ние Скв. А на пло- 650 Тот же горизонт, 62,5 щади Карсон что и в Хьюгото Скв. В на пло- 1 500 не и, кроме того, 62 щади Карсон аркозовый песок Скв. Д на пло- на граните 7 44 щади Шамрок Скв. макс, де- 3 000 65 96 бита для всего Панхандля Скв. мин. де- 57 15 бита 758 Скв. средн.

20 24 дебита Скв. средн. 12, Тот же горизонт, 16 дебита что и в Хьюготоне Западная часть Газоносная пори- От 3 до района.

стая зона в извест 75,3 9 Скв. макс. 708 няках и в меле.

дебита Называется „Газо 75,3 Скв. мин. носный пласт Мон дебита ро" 75,3 Скс$. средн. дебита 194 Раздел П. Добыча газа Глубина зале Геологический Название месторождения гания подошвы •=( возраст газо К пласта в данной О, О Его географическое положение носного пласта скважине о вм 1 006 м Нижний отдел Месторождение „Ист-Ли-Каунти-Хай".

пермской си Штат Нью-Мексико. США. Пермский стемы бассейн. Антиклиналь То же Месторождение Мальджамар, штат Нью Мексико. США, Пермский бассейн. Ан тиклиналь Миссисипский Средняя глу Месторождение Медсин-Лодж. Западный бина 1 известняк ниж Канзас. 35 скважин. США него отдела карбона Средняя глу Тот же гори Месторождение Джонсон. Западный Кан бина зонт зас. 7 скважин. США Средняя глу Тот же гори Месторождение Барртонг. США. Канзас.

бина зонт Купол. 24 скважины Средняя глу Тот же гори 11 Месторождение Хаури. США. Канзас, зонт бина 4 скважины Средняя глу Тот же гори 12 Месторождение Пропп. США. Канзас.

бина зонт 3 скважины Средняя глу Тот же гори 13 Месторождение Вошелл. США. Канзас.

бина зонт 10 скважин Средняя глу Тот же гори 14 Месторождение Ритц. США. Канзас.

бина зонт 8 скважин Средняя глу Тот же гори* 15 Месторождение Кантон. США. Канзас.

бина зонт 16 скважин Средняя глу Тот же гори 16 Месторождение Гальва. США. Канзас.

бина Купол. Площадь газоносности 32,2 км2, зонт 48 скважин Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение н • $ле ста, той ро Индекс *^ f^ т^ * д с го Название макси Мощность Номер «т * я мальной з2§ § ^ или или. Q -_ TJJ м пласта продук номер газоносного категория S о SJ г о ? тивности яо Иц си _, я о.

вм скважины пласта р u ^ га i DQ *™* ьы и У к •1/ »^ ^J l_ Сяонм Со^ Газоносная пори- Дентр., восточ От 6 до стая зона в изв.- ная, южная и стняках и в меле северная части.

Называется „Газо- Скв. макс. 1400 000 75,3 18 носный плас1 дебита Монро" Скв. мин. 57 000 75,3 дебита Скв.средн. де- 285 000 75,3 3 бита Скв. средн. де- 250 000 3 75, бита для всего района Кавернозный доло- Скв. № 45 3 114870 112,5 27 мит под несоглас ным залеганием Скв. № 1 339 804 4 То же Эродированная по- От 3 до 10 Скв. макс. 1415 850 верхность извест- дебита няка Скв. мин. 28 317 121 дебита Скв.средн. 325 646 125 2 дебита Тот же горизонт Скв. средн.

От 10 до 20 679 608 9 д бита Тот же горизонт От 17 до 21 Скв. № 1 324 828 Скв. макс. 2 515966 27 дебита Тот же горизонт От 10 до 15 Скв. средн. 4 417 393 91J дебита Тот же горизонт От 3 до 10 То же 56 634 58,5 Тот же горизонт От 5 до 15 152 300 68, Тот же горизонт 195 300 2 От 5 до 18 »

Тот же горизонт От 15 до 22 813 800 10 74, Тот же горизонт Средняя мощ- 1 444 167 18 Скв. № 1 ность 23 Скв. № 2 1557 431 78 Скв. макс. 1614 069 78 20 дебита Скв. мин. 28 317 78 дебита 196 Раздел II. Добыча газа Геологический Глубина зале^ Название месторождения.

гания подошвы ы возраст газо • Си пласта в данной О Его географическое положение С носного пласта скважине О вм 17 Месторождение Макферсон. Канзас. Ку- Миссисипский Средняя глу | пол. США. Газоносная площадь 13 км2. известняк ниж- бина 18 скважин него отдела кар i бона Итого 17 месторождений IV. Газоносный горизонт в известняках и Спириферовый Подошва газо Бугурусланское месторождение. СССР.

ка- носного пласта, поцъярус Серия куполов на Болыне-Кинельской занского яруса т. е. уровень антиклинали. На южном крыле некоторых пермской си- пластовой воды куполов есть нефть. В сводах куполов стемы и уфим- на глубине газ лежит на пластовой воде 254.5 м в скв.

ский ярус № 42.

В скв. № — 258 м.

В скв. № — 245 м В скв. № — 236,5 м В ск^. № — 281 м В скв. — 251,5 м В скв. № - 291 м Месторождение Каннкнгхам в штаге Кан- Верхний силур Глубины от 1170 до 1230 м зас. США. 23 скважины Месторождение Ляйонс в штате Канзас. Нижний силур Средняя глу бина 1000 м США. Раздельная эксплоатация двух пластов Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение [ТОЙ Н ' о ста, Индекс •ЧГ* ГО Си PQ л макси ГО erf О *^у о Мощность Номер Название С Си я ГО »-г О * о с* мальной Xт Л или или i-Q ^ ^ е;

X К X пласта продук X of ТО ** — ^ ^ ГО номер газоносного категория оГ сг О тивности го о "s Си с го эз — К оки пласта вм скважины •ч о 2 „~ О Q со К Б СО Пер ЖИН спол Пер] сква з ние тив я Тот же горизонт. Мощность эро- Скв. макс. 7 566 Сильно разъеден- дированной га- дебита ная поверхность зоносной зоны Скв. мин. 56 634 74 миссисипского из- от 10 до 25 дебита вестняка Скв. средн. 222 700 74 3 дебита Среднее.. 14 не эро приурочен к ному i) е л ь е ф у ИОН Скв. № 42 на 60D 000 23 26, Калиновском куполе.

Скв. № 390 на 300 000 24,5 12 Калиновском 17 куполе.

art о Скв. №29 7 26, 200 g О« U Яше;

Скв №31 К ож с °о 5 25, 130 Г^ f« У Скв. №38 8 210 8-10 Q Скв № 456 ч 4 110 Скв. №46 12 26, 320 Скв. №47 220 Скв. № 54, 13 26, 348 Калиновка Скв. № 129, 8 700 25,5 Бугуруслан Скв. № 18, 580 000 25,5 22 Бугуруслан Пласт Вайола. 36 Скв. макс.

6 3 539625 Пористый извест- дебита няк. Пористость Скв. мин. 28 317 96 15% дебита Скв. средн. 1 155 334 96 12 дебита Пласт Симпсон и 5 54 То же 4 247 600 пласт Арбукль. Пористые извест няки 198 Раздел II. Добыча газа Геологический Глубина зале Название месторождения гания подошвы возраст газо О?

пор пласта в данной Его географическое положение носного пласта скважине С вм •%.

4 Месторождение Парке в сев.-центр. час- Свита Бенд ти Тексаса. США. Геологическая про- нижней части винция Бенд-Арч. Купол среднего кар- бона Месторождение Эдди в штате Нью-Мек- Нижний отдел О сико. США. Небольшой купол с плоским пермской си- сводом. Газоносная площадь 162 га. 4 стемы скважины. Расстояние между скважина- ми 637 м 6 Месторождение Тилбери в штате Онта- Верхняя часть Средняя глу рио в Канаде. Антиклиналь с двумя ку- срелнего силу- бина полами. Газоносная площадь 56,7 км. ра 430 скважин 7 Месторождение Маскигон в штате Ми- Пористые из- От 485 до чиган. США. Брахиантиклиналь. Газонос- вестняки дево ная площадь 1133 га. Амплитуда подъе- на, лежащие ма 22 м. Падение слоев крыльев от 40 среди темнобу минут до 1°. 4 газоносных пласта. рых сланцева- От 555 л о 70 скважин. Первоначальные запасы газа тых глин более 600 млн. м*. Расстояния между скважинами 402 м. Раздельная эксплоа тация нластов От 599 до От 660 до Средняя глу Силур Месторождение Уэлленд в штате Онтарио я о в Канаде. Газоносная площадь 5 180 км? бина 3 900 скважин. В эксплоатации 43 года Итого 8 месторождений Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение %о S Индекс К \О ^ с_ п О) макси Название Мощность Номер cu fS яз мальной или или л се 2 продук пласта (=5 ВЗ М та ЬЙ -^* номер газоносного категория С Ни Г тивности то о ^ вм пласта скважины 5з v ш ЮS и «о.

и 2к ^Г « S ^ 5 С и и ь ffl Пласт Каддо. 481 389 № 94, Пористый извест- 764 №2 няк 7 28, Пласт Бигляйм. 212 8 № 3 89Э 113 268 28, Пористый извест- № 2 68 103 22, няк № 123 519 21, № 155 744 43, Пористый доло- Скв. средн.

От 0,5 до мит. дебита Свита Гвельф 240 695 I пласт Верхний Скв. макс.

2,5 Траверс дебита 11327 Скв. мин.

дебита 53 5 II пласт Нижний Скв. макс.

Траверс дебита 53 48f 25 Скв. мин.

дебита 736 242 Скв, макс.

III пласт Данди 3, дебита 69 226 Скв. мин.

дебита 69 424 Скв. средн.

дебита 70, 12 Скв. макс.

IV пласт Монро 1, дебита 2 832 70, Скв. мин.

дебита 5663 70, Скв. средн.

дебита Скв. средн. 170 Пласты Клинтон и 3— дебита Медина. Пори стый доломит Среднее..8 200 Раздел II. Добыча газа Геологический Глубина зале Название месторождения, гания подошвы возраст газо О, пласта в данной!

о Его географическое положение j носного пласта скважине о с с вм V. Газоносные слан Темнобурая газоносная сланцеватая гли- Средний кар- От 122 до на в северо-восточной части Оклахомы и бон юго-восточной части Канзаса в США.

Газоносная площадь 2 400 км2. Более скважин Темнобурая сланцеватая газоносная гли- Верхний девон От 40 до на в штатах Кентукки, Огайо. Западная Вирджиния. Пенсильвания и Нью-Йорк в США. Площадь Флойд более 1 000 сква жин. Площадь Мартин—231 скважина и пр.

Много обширных площадей VI. Месторождения газа в вулканических породах, трещинах И: В Месторождение Рэттлснэк в штате Ва- Нижний мио- От 213 до шингтон, США. В пузыристой застыв- цен. При экс шей базальтовой лаве. Антиклиналь дли- плоатации де ной 97 км и шириной 12 км. Газоносная бит и давление площадь громадна. Очень большая по- не понижаются ристость. 16 скважин Итого 1 громадная площадь VI1, Т р е щ и н н ы е месторождения. Газ в сети тре Протерозой Ухтинское месторождение газа и радие вой воды в кварцитово-слюдистых слан цах. СССР. Площадь громадна Всего 7 категорий. Ёюлее 70 месторождений в К О со я я с 4=^ о Г Я СО ч ЕЯ CD НОСНОИ !,ва гла!

Мощно О СНЫХ а аждого о о О глине.

СО а баз СО я ??

я CD о CD CD Со яс Л ч со со тз ч сг Со ч X 1— ист со СТЯ ЛЬТ со Я Со ч "-) СО Е о СГ СО со о о О а -1 со оо —i СО W CD о о гх о а Е ч ЛИН Е О CD ори о х н О к Я ч Я S с со о гп X В оЕ а (Г X ОЯ О Я я Я тдел i вер X о О Со со Е ^o я со но Со CD Я я со о о Со со со ч 2 СО о а О Ян я со о о Я = Я осо Я о а О очч • Е О X СГ Е Я S • Е х 0" X сО о о О Ja и л чио со ч CD СО Со Я ъо tr CD со со о в Яс СГ Я я *4^ CX D Оя СО CD О О\ о я Я X, X оо Х я= о X О а сг )э • • — ч с ть О5 сг зоны СГ я ОЛ Ч Е В ч»

О "О х tr ч го из CD X 1 со ta О\ о CD а О О Г) •с ?"° Я ооw яК а Я со П со О О rt w Ох с ^я § к п п СО ч о о CD я я о о со а Я ч а:

аз о *^Э СГ я - Р со чп сис о о ев пло;

атиру рэ со н Я но жен о ft:

деб ита 1= о деб ита я оф g се о 1—' СО Ч CD 2 я со CD • ИЛ S оо тэ и. "О о CD о :6ИТ В CD бит бит о Ь со -i CD CD О я •о я со iвлени кины.дебит я лет бе тз О макс.

редн. i О Я ЖО п, СО о: Яс и CD о О) СО { а Со а я ft:

я п CD ас Ра • о Е »

Яс я Я я я я* ч У* X Е ft: CD CD СО CD о Со CD СО X и О Первоначальный дебит to *-* О СО а СО 4s» to 4* Сл 1— сполна открытой сква о о Е о to о to |_» ! О ' -»

о жины, мг[сутки, CD О Оо сл о Ф) о о о 2 •о О о О о оо о о а Первоначальное давле ч о п о со ние в сполна закрытой со „о о о * СЛ СО X ч скважине, на дне про CD Ь\ Со "to о я а СЛ о тив средины пласта, to г X О) в ати, Р., CD о CD со 3 я to to СЛ to to О to со о to Оо со 8 -о О I—Д СЛ оЙ о о •-4 1С) сп со С о о о с о Сл о о 202 Раздел II. Добыча газа Таблица Индекс максимальной продуктивности скважин семи категорий месторождений Индекс макси Число место Краткая характеристика категорий Кате- мальной про рождении или дуктивности месторождений гория площадей скважин Газоносный пласт состоит из песча I ника..... 38 10 II Газоносный пласт состоит из песка. 5 16 III Газоносный горизонт приурочен к древнему эрозионному рельефу и создан выщелачиванием извест няков и доломитов 17 14 Газоносный горизонт в пористых.IV известняках или доломитах не приурочен к древнему эрозион ному рельефу...... 8 8 V Газоносные сланцеватые глины.. Много обширных 4 площадей VI Газоносный горизонт в верхних пу зырчатых частях застывших лаво вых потоков вулканических пород Одна громадная 56 площадь VII Газ в сети трещин плотных, не по ристых метаморфических сланцев Одно очень об- 14 ширное место рождение Средний взве Более 70 место Итого 7 категорий.

шенный 11 рождений ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИН МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕМИ КАТЕГОРИЙ Таблица 45 содержит краткую характеристику многочисленных скважин очень многих месторождений семи категорий. Для её состав ления мы старались подобрать такие месторождения, которые явля лись наиболее типичными для данной категории, и такие скважины, для которых имелись наиболее полные и наиболее достоверные све дения. В характеристику вошли лишь 10 свойств. Остальные свойства, по мере возможности, для наиболее типичных месторождений и сква жин будут сообщены ниже.

х В таблицу вошли более 70 месторождений и в том числе очень обширные газоносные площади, которые трудно приравнять к отдель ным 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 зна чение.

Конечно, этот подбор месторождений может оказаться имеющим случай ный характер. Всего на земном шаре известно от 1000 до 1200 газовых месторождений.

Глава VIII. Индексы газовой скважины 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 мъ\сутки на 1 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 проти водавления 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 lyiarge»).

Повидимому, более вероятно второе объяснение, но для высокого индекса оно не достаточно. Мы думаем, что есть ещё одна причинаf 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 кате горий. Порода, заключающая газ в описываемом месторождении, €сть 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 ттузырей и каналов в нём имеет чрезвычайно гладкие стенки, как у стекла. Эта сеть каналов и пузырей возникла при остывании расплав ленного базальта. Кроме того, базальт рассечен трещинами отдель ности, также имеющими гладкие стенки. И всё это покрыто миоцено вой пластичной глиной континентального пресноводного образова ния. В газе преобладают метан и этан, но есть и азот и немного угле кислоты. 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 боль ших расстояний. Газоносные пути не содержат такого громадного количества «местных сопротивлений», как поры и каналы всех осталь ных газовых месторождений. Стенки пор и канапов у всех остальных месторождений имеют чрезвычайно неправильные и извилистые очер тания.

Все стенки — шероховатые. Каналы изгибаются во всех на правлениях и имеют массу пережимов. В месторождении VI катего рии прямолинейные трещины отдельности расположились, главным 204 Раздел II. Добыча газа образом, по двум направлениям и взаимно пересекаются. Они обра зуют газоносную сеть, питаемую газом из миллионного количества пу зырей и пузырьков. И всё это имеет гладкие стенки, как у стекла. Пу ти газа к скважинам прямолинейные, а не извилистые, и такой прямо линейный путь от какого-нибудь отдалённого места в несколько раз короче, чем извилистый путь газа в каком-нибудь обычном место рождении. Если в обычном месторождении газ идёт к скважине напри мер с расстояния 1,5 км, то в месторождении VI категории он при том же давлении пойдёт с расстояний в 6 или \0кми даст более высо кий дебит на 1 am перепада давления. Для промышленного дебита сква жин VI категории достаточен самый ничтожный перепад давления.

Выдающийся пример месторождений VI категории заставляет нас ввести ещё одно свойство месторождений, а именно «качество сте нок 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. Ий курадзе, произведёнными в начале 30-х годов в гидравлической лабо ратории 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 шерохо ватости особенно проявляется в трубах малых диаметров, так что учитывать шероховатость без учёта диаметра нельзя. Поэтому Ни курадзе ввёл величину «относительной шероховатости» в = —, где е— абсолютная шероховатость, г — радиус трубы. У новых сталь ных газопроводов s =0,002.

Исследования Никурадзе изменили прежние представления о те чении жидкости и газа в трубах. Обычная гидравлическая диаграмма, у которой на оси абсцисс нанесён параметр Рейнольдса, а на оси орди нат коэфициент трения, разбилась на серию кривых, имеющих раз ный 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 совпа дают с кривыми Блазиуса и течение переходит из ламинарного в тур булентное 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 =0,007, коэ фициент 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. Б. А. Бахметьев 3 говорит: «Рассеяние энергии внутри потока Результат этих исследований напечатан в изданиях Герм. общ. инж. V. D. L Forschungsheft, 3561, 1932.

А. Ф. и В. А. П р и т у л а, Трансп. неф., неф. прод. и газа. Ч. 1, 1938, стр. 129.

Б. А. Б а х м е т ь е в. О неравномерности движения жидкости. 1928.

Глава VIII. Индексы газовой скважины обусловливается степенью беспорядочности движения, которая в свою очередь определяется шероховатостью стенок». Завихрение жидкости или газа при этом достигает максимума, и удельное значение сопро тивлений от завихрения будет больше сопротивлений другого порядка.

В порах и каналах газового пласта обычных газовых месторожде ний вследствие очень большой шероховатости и чрезвычайной изви листости движение газа имеет беспорядочный и неравномерный харак тер, переход из ламинарного течения в турбулентное наступает зна чительно раньше, т. е. применьшей величине параметра Рейнольдса, и трата давления на определённое количество дебита значительно выше, чем в месторождениях VI категории. Добывать газ при лами нарном течении выгоднее, чем при турбулентном, а у месторождений VI категории даже большой дебит получается при ламинарном тече нии. При ламинарном движении дебит, согласно формуле Блазиуса, пропорционален перепаду давления, а при турбулентном — он про порционален корню степени 1,75 из перепада давления \ у 1 ) 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 разъе дены и сцементированы и есть отложения на стенках пор и каналов.

В соответствии с этим индекс максимальной продуктивности газо носного песка выше, чем у песчаника. Пористый известняк и доломит месторождений 1^ 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 стенка ми. 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 сква жинами, 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 индика торных кривых частично объясняется различием шероховатости и диаметра путей газа к скважинам разных типов. У некоторых сква жин при большой величине е переход из ламинарного течения в тур булентное 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 инди каторной кривой пологий наклон обозначает ламинарное движение, а крутой—турбулентное. При ламинарном движении увеличение дебита требует малого увеличения перепада давления, и кривая более 206 Раздел II. Добыча газа идёт вправо (дебит), чем вниз (давление). При турбулентном — наобо рот. Там, где кривая из пологого наклона переходит в крутое, лами нарное течение переходит в турбулентное.

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

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 ска зать, «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 турбулент ным течением, которое вызвано большим перепадом давления.

Другой причиной турбулентного течения газового потока является шероховатость стенок пор и каналов, их малые диаметры и изви листость 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 полу чается 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 турбу лентное. 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 Л. 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 пони жении 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 Глава VIII. Индексы газовой скважины перепаду давления и малой величине е 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 выте кание газа из газгольдера постоянного объёма и меняющегося давле ния. Скважина получает кривую, похожую на кривую вытекания газа из такого газгольдера. Кривая больше идёт вправо, мало пере двигаясь 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 I on \ I I.-I \ 1 / )0 20 30 40 50 SO 70 ВО 90 Дебит 0 У* от дебита скВашины.

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 инди каторной кривой А. Она падает круче, чем последняя часть кривой Б, так как взять дополнительный газ уже неоткуда, а скважина типа В ещё может получать некоторые небольшие дополнительные коли чества 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 лёг кости вытекания газа.

Кривая Б характеризует месторождения промежуточного харак тера между А и В. Есть всевозможные вариации месторождений.

Есть месторождения промежуточные между Aw Б ж промежуточные 208 Раздел II. Добыча газа между Б я В, F.cTb и такие, которые не походят ни на А, ни на Б} ни на Б, и к чи^лу их относятся месторождения VI категории. Р1о 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 пере пад 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 максималь ный перепад давления и даёт всё, что может дать при том качестве путей газа к скважине, какие он имеет. Скважина работает напря жённо. Течение газа — сильно турбулентное. Скорость газа очень большая. Пласт быстро истощается. Истощение идёт быстрее у сква жин типа А, 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 гать большой величины. Нормально это есть дробь, намного меньше • единицы. Но если диаметр пор и каналов, например, в среднем около Ю,5 мм, и на стенках пор и каналов сидят бугорки и неровности, воз вышающиеся на 0,25 мм над средней поверхностью стенок, то _ 0, Вели 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, лами нарное 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, нужне эксплоатировать газовые скважины при малом перепаде давле ния, т. е. при малом проценте отбора, причём для скважин типа Л нужно более значительное противодавление на пласт, чем для сква жины В. В последних частично роль противодавлений играют силь ная шероховатость стенок пор и каналов, малый их диаметр, боль шая ИЗВИЛИСТОСТЬ длинных путей и малая мощность пласта.

Итак, в число индексов газовых скважин мы вводим «индекс шеро ховатости 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 воз можны. Во всяком случае желательно если не количественное, то хотя бы качественное приблизительное определение этого индекса.

Индекс s, главным образом, влияет на форму индикаторной кри вой. На дебит он влияет так: чем больше индекс при всех осталь ных одинаковых условиях, тем меньше дебит. Но связь этих двух Глава VIII. Индексы газовой скважины величин очень сложная, и ее нельзя приравнять к обратной пропор циональности.

На темп понижения дебита и давления при эксплоатации индекс s влияет так: при всех остальных одинаковых условиях, чем больше г, тем медленнее понижаются при эксплоатации дебит и давление. Стало быть, если сравнивать два пласта, отличающиеся только индексом г, то пласт, у которого е имеет большую величину, будет иметь началь ный дебит открытой скважины меньше, но зтот дебит при эксплоата ции будет понижаться медленнее, чем у скважины на пласте, име ющем е малой величины. При одинаковых процентах отбора сква жины 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 сталь ных 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 прямо лине иные, а не извилистые. Газонос ный 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 состоя ниях скважин. Индикаторная кривая совершенно не походит на кри вые Л, Б и Б. 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 со ответствующих главах.

ИНДЕКС КАЧЕСТВА ПУТЕЙ ГАЗА К СКВАЖИНЕ Индекс е есть лишь частичная характеристика пласта. Индекс максимальной продуктивности годится для первоначальных практи ческих 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 отноше нии недостаточно обоснован. Нужна более полная характеристика скважины и пласта.

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

К месторождениям III категории, имеющим самое главное про мышленное 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 кате горий. Эти категории мы можем назвать «пластовыми месторожде ниями». Остальные три категории нельзя назвать пластовыми место рождениями. Нужен индекс, охватывающий все категории. В качестве 210 Раздел II. Добыча газа такого индекса мы предлагаем термин «качество путей движения газа.

к скважинам». Индекс F 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 горизонт лежит почти горизонтально или слабонаклонно и поверхность земли есть равнина, давление в газо носном 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 ка честве «путей газа». В сравнении с предполагаемым теоретически влия ние 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 бояьшинстве 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 дебит1.

Конечно, в большинстве случаев увеличение мощности увеличи вает дебит, но полной пропорциональности нет. Рассмотрим пример.

В месторождении Еерц IV пласт имеет мощность 21 ми 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 глу бине 1 250 м. Давление в закрытой скважине 106,9 emu* 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 дляэксплоа тации 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 говоря щее, что дебит прямо пропорционален Р с 2 —- Р \Л мь1 заключаем,, что, если при Р с =94,2 ати скважина в открытом состоянии дает 670 000 м3/сутки, то при Рс=106,9 ати и прочих одинаковых усло виях скважина должна дать 862,836 м /сутки. Но так как на V пласте глубина скважины немного больше, это немного уменьшит вычислен ный дебит. Скважина на V пласте дала вдвое больше. Итак, увели чение 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 Об этом говорится, например, в книге «Petroleum Production» by W.F.Cloud, 1937, стр. 39, Глава VIII. Индексы газовой скважины 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 проницае мости вывести не удалось. Пришлось не дебит привязывать к прони цаемости, а проницаемость к дебиту. По выявлении влияния давле ния на дебит оставшаяся разница в дебитах объясняется частично мощностью, но, главным образом, качеством путей газа. В это ка чество путей проницаемость может входить лишь как часть. Включе нием проницаемости в качество путей мы избавляемся от сложных, трудных и совершенно ненадёжных измерений проницаемости, име ющих всегда случайный характер.


Так как для влияния мощности на дебит мы не можем дать ника кой 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:

Для упрощения вычислений Грэди и Виттер предложили Рс и Ру, выражать в ати у устья скважины. Если скважина сполна от крыта, Р^ близко к нулю, и дебит сполна открытой скважины (42) Qo=CPl Но С как раз и есть тот показатель «качества путей газа к скважи не», который мы ищем. Он равен с Заменим Рс русским обозначением Р 3.

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

Индекс максимальной продуктивности, о котором мы говорили Q Q выше, равен —, а показатель путей газа к скважине С=— 2 • *з "з Этот показатель теоретически более обоснован.

Для скважин месторождения Верц на IV пласте _ 670 000 _ г L 942* - — ~ 212 Раздел II. Добыча газа и на V пласте 1618 106.92 ^»и.

Показатель С не охватывает всю гамму дебитов, при разных проти водавлениях. 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, отли чающиеся только глубиной и имеющие одинаковое давление в пласте.

Если бы мы, как предлагают Пирс и Pay лине, для С взяли Р3 в сипа на дне скважины против пласта, мы получили бы для обеих скважин одинаковый дебит, и это было бы неверно. Дебит будет разный. У глу бокой скважины он будет немного меньше, так как в ней пласту при ходится подымать над собой более высокий столб газа и на это тратить часть давления.

Мы могли бы С определить и для дебитов при разных противодавле ниях. Для этого надо утилизировать индикаторную кривую, или кри вую Пирса и Раулинса, или, наконец, сетку Грэди и Виттера. Q для разных противодавлений нужно делить не на Р с 2, а на Р с 2 — P w 2.

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 неко торое 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 давлениям 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 Qo, P3 и С. Нас интересует вопрос, сколько скважина будет давать через год при давлении на 10% меньше начального. Зная С и будущее Р3у мы находим будущее Qo и в соот Глава VIII. Индексы газовой скважины 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 сниже нии пластового давления они и не изменятся.

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

показывающую индекс С.

Оказалось, что месторождения II категории не так сильно превос ходят I категорию, как это показывал индекс максимальной продук тивности. Индекс С дал более правильную картину. В табл. 45 влия ние давления на индекс не было достаточно устранено, а во II кате горию попали большей частью месторождения с очень высоким плас товым давлением, благодаря которому и дебит был очень большой.

В табл. 46 влияние давления на индекс сполна устранено. Пять место рождений, вошедших во II категорию, может быть недостаточно харак теризуют её. Этот подбор имеет случайный характер. Другие катего рии представлены полнее.

У газоносных сланцеватых глин индекс С оказался не очень малый.

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

Это — правильно. Трещины в большинстве случаев есть пре красный путь для газа, а дебит у скважины VII категории «был не велик 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 предупрежде нием лицам, производящим лабораторные опыты над прохождением газа в стеклянных трубках, наполненных песком, 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 по ристый 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 пластосб разные резервуары крупного прямоугольного сечения, имеющего большую ширину.

Итак, главный недостаток индекса максимальней продуктивности, принятого нами, и индекса продуктивности, принимаемого нефтяни ками, заключается в тем, 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. Ко нечно, 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 продуктив ности, но теоретически более правилен индекс С. Он хорош именно 214 Раздел II. Добыча газа Таблица Индекс качества путей газа к скважине Категория Номер v Скважина место- по Название месторождения f* рождений табл. 45 Рз Садь-Йоль I 1 №1 Площадь Чибью, Ух- № 2 тинское месторожде ние №ю Ельшанское Дагогни № 24 Генри №1 №2 ! 9 № Минерол-Уэлс №2 №3 Ист-Ленд 10.№1 11 Икс-Рей №1 №2 N° 3 №4 12 Эбрнэти №1 13 Мингас №1 №2 №3 14 Хиттсон №1 Альма 15 №1 Лавака 16 Скв. среднего дебита 31 Верц №1 Скв. средн. дебита на IV пласте 32 №1 вилли-Крик 33 Мэхони №1 34 Вест-Феприс №I 35 Миддль-Феррис Скзажина на I пласте. » »»*•«• и 36 Викинг Скв. среднего дебига II 1 Шонгар №И 2 Ричленд Скв. среднего дебита Оклахома-Сити-Пласт Скв. № 1 П-Вилькокс Формост 4 Скв. макс, дебита „ мин. „ III 1 Ельшанско- № 15 № Курдюмское № 24 2 Скв. макс, дебита Хьюготон „ средн. „ миним. „ „ макс. 2 „ миним. „ средн. 3 Паихандль Скв. А на площади Кар- сон Скв. В на пющади Кар- сон Скв. Д на площади Шамрок Здесь Р 3 в ати у устья.

Глава VIII. Индексы газовой скважины Продолжение Категория Номер Название место- по Скважина г—_ месторождения рождений табл. 55 Pi 4 Сайр Скв. среднего дебита 5 Монро. Западная часть. „ макс. „ Месторождения цен- „ миним. „ тральная, восточная,,, среднего „ южная и северная часть „ макс. „ района „ миним „ Весь район „ среднего Скв. среднего дебита для всего месторождения 8 Медсин-лодж Скв. № 1 1 Бугуруслан Скв. № 42 на Калинов IV ском куполе Скв. № 390 Скв. № 29 на Ново- Степановском куполе Скв. № 31 там же « 38 „ Скв № 456 на куполе Аманак Скв. № 46 там же м 47 Скв. № 18 на куполе Бугуруслан Каннингхам 2 Скв. макс, дебита „ миним. „ „ средн. 3 Лайонс »» »

» » Скв. № 4 Парке. №2 Скв. средн. дебита Тилбери 6 7 Уэлленд То же 10!

I пласт Скв. макс, дебита Маскигон „ миним. „ „ макс. „ П пласт „ миним. „ „ макс.

III пласт и „ миним. „ средн. „ MtKC. „ IV пласт „ миним. „ 0, и « сред.


„ макс, „ Газоносная глина в VV Оклахоме и Канзасе миним. „ и „ сред. 2 Газоноснаяглина в Кен- »

1) П тукки. Месторожде ние Флойд Газоносная глина, То же штат Огайо 44 Скв. макс, дебита Рэттлснэ с. Месторож I VI дение в вулканиче- „ миним. ж ских породах „ средн. „ Скв. № Ухта. Трещиноватые VII сланцы 216 Раздел II. Добыча газа 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 ъ индекс имеют скважины, у которых Qo, выраженное в м \суткп^ равно квадрату числа атмосфер Р3- В табл. 47 только одна скважкна оказалась имеющей индекс С меньше 1. Но и её можно эксплсатиро вать.

Могут быть скважины одинакового индекса С, но дающие разный дебит. В таких случаях дебит зависит только от давления. И обратноt 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 уложи лось в маленькую табл. 48.

В большинстве газовых скважин пластовое давление невелико В общем газовые пласты лежат на меньшей глубине, нежели нефтя ные, и многие газовые месторождения подняты выше уровня моря.

Наиболее значительные давления констатированы в Южном Тек сасе, южной Луизиане и Калифорнии, где мощность мягких третич ных слоев 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 пористсму пласту. Поэтому нижний правый угол табл~ 48 не заполнен.

Главные показатели газо р о ата С= С = 0,5 С- С= 1 1 0,5 1 2 4 2 4 8 5 25 12,5 25 10 100 50 200 25 (^25 312,5 3 625 2 50 1250 2 500 5 000 12 75 5 625 2 812,5 5 625 11 250 100 10 000 5 000 10 000 20 000 • 150 22 500 11250 45 22 500 112 200 40 000 20 000 80 40 000 200 300 90 000 45 000 90 000 450 Глава VIII. Индексы газовой скважины КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Месторождениям семи категорий желательно дать краткие назва ния. Характеристику отдельных категорий, данную в классифика ции (стр. 164), желательно заменить условно какими-нибудь крат кими терминами. Такую замену мы и даём в табл. 49.

Пришлось добавить VIII категорию. Она у нас входила в I кате горию. Но так Как теперь мы I категорию назвали «пластовыми место рождениями», 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 геоло гический 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 существеннее промышлен ное значение. В каждом из следующих штатов есть десятки таких месторождений: Канзас, Оклахома, Тексас, Индиана, Иллинойс,, Кентукки, Западная Вирджиния, Огайо и Пенсильвания. Недавно Таблица вых скважин Q, Р и С сутки 10 000 С = 40 С = 10 С= 100 С = 1 000 С = 2 000 С= 10 100 1000 10 2 40 400 4000 40 000 8 250 2 500 250 000 1 000 25 000 50 1000 10 000 100 000 1 000 000 4 000 6 250 62 500 625 000 1 250 000 6 250 25 000 250 000 2 500 000 5 000 56250 562 500 5 625 100 000 1 000 000 10 000 225 000 2 250 400 000 4 000 900 000 9 000 218 Раздел II. Добыча газа Таблица Промышленная классификация газовых месторождений Класс Категория Название.

Пластовые месторождения Газовый пласт состоит из песчаника II Газовый пласт состоит из песка Газовый пласт состоит из пористого известняка IV или доломита и приурочен к древнему эрозионному рельефу Эрозионные месторождения Б Ш Сеть газоносных пор, каверн и каналов, создан ных выщелачиванием поверхностными и грун товыми водами, когда эта местность была су шей и подвергалась эрозии. Месторождения приурочены к древнему рельефу. Газоносными породами являются главным образом извест няки и доломиты, но есть такие месторождения также в гранитах и других породах, могущих частично растворяться в поверхностных водах Газоносные сланцеватые глины В Темнобурые и темносерые сланцеватые глины Месторождения в вулканических породах Верхняя пузыристая часть застывшего лавового VI потока Трещинные месторождения Д VII Сеть трещин в плотных не пористых метамор фических сланцах и других твердых породах Песчаные линзы и рукавообразные залежи VIII Разнообразные скопления песчаника в темнобу рых и темносерых сланцеватых глинах Глава VIII. Индексы газовой скважины 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 очер тания. 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 отно сятся 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 вознкюи в море, недалеко от берега, преимущественно в полосе приливов и отливов и представляют прибрежные песчаные бары. Сторона песчаного бара, обращенная к лагуне, имеет другой характер песка и даёт другой дебит, чем сторона, обращенная 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 покры вающий более или менее равномерно обширные площади. Он по крывает 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 глав ные пути газа к скважине. По керну, вынутому из скважины, иногда можно сказать, в какой песок она попала — в струйный или покров ный, 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 неко торым понижением пластового давления. Если за истекший период эксплоатации выяснилось, что на каждую атмосферу снижения давле ния добывалось одинаковое количество газа, т. е. если к данной сква жине применим «закон равной добычи на атмосферу падения», то 220 Раздел II. Добыча газа индекс запасов получает простой вид. Он определяется следующей формулой:

О суммарное за истекший период эксплоатации Инд. зап. —-— 5 р здесь Р31 —давление в пласте в начале указанного периода экспло атации;

Р32 — давление в пласте в конце указанного периода экспло атации.

Эти два давления более правильно было бы выражать в атпа на дне скважины против середины пласта. Но для упрощения вполне до пустимо выражать их в ати у устья.

Помножив полученный индекс на число атмосфер Р3ту мы полу чим суммарный первоначальный запас газа, возможный к извлече нию через данную скважину за всю её жизнь, а помножив получен ный индекс на Р 3 2, мы получим остающийся запас газа.

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

Индекс запасов мсжно прилагать не только к скважинам, но и к ме сторождениям, 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 /АПЧ Инд. зап. —— ^ ^—^ (48) * 31 ' 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 дебит скважины сполна открытой, хотя фактически из этого дебита берётся лишь какой-то процент. Qo 7 или «добыча первого дня» есть важная характеристика скважины. Уже по ней в первый же день эксплоата ции можно приблизительно сообразить, сколько скважина даст за всю свею жизнь. Из истории эксплоатации газовых скважин мы выве ли, что большинство газовых скважин при правильной 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 местореж Глава VIII. Индексы газовой скважины 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 сква жина 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 по нижением пластового давления, т. е. после того, как установлен индекс запасов и хотя бы ориентировочно выяснились запасы как первона чальные, так и остающиеся. Условный индекс долговечности даёт лишь сравнительную или относительную характеристику долговеч ности. Определить фактическую долговечность трудно. Нужно учесть влияние двух вышеуказанных факторов. Влияние процента устанав ливается легко. Нужно просто помножить полученный индекс долго вечности на 100 и разделить на процент отбора. При меняющемся проценте отбора нужно взять средний взвешенный по добыче. В общем фактическая долговечность обратно пропорциональна проценту от бора. Влияние понижения давления и дебита установить трудно.

Нужно знать фэрмулу, определяющую связь между темпом пониже ния дебита и темпом понижения давления, но такие формулы у раз ных месторождений различны, и некоторые месторождения не укла дываются ни в какие формулы.

Долговечность скважины зависит, главным образом, от следу ющих трёх природных факторов:

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

Р31 — 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:

P3f • V или Рн • V. 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.

222 Раздел II. Добыча газа 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 месторожде ние Бэзетт в центральном Тексасе., Скважина № 1 из газоносного песчаника Вудбайн, имеющего мощность 25 ми первоначальное давле ние 67,5 ата, дала первоначальный дебит в открытом состоянии, 141 585 м3/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 долго вечности служит п-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 одно временно. Для этого нужны лишь три величины: QcyMM за всю жизнь скважины, Qoi и Р31. Для получения индекса долговечности нужно разделить на Q01, а для получения индекса запасов нужна у разделить на Рзакр i, 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 не обычайно большую добычу. Начальное давление в ней было 30,232 ати у устья закрытой скважины. Начальный дебит сполна открытой сква жины Змлн м3/сутки. Процент отбора — не выше 25%, а большею частью значительно меньше. За несколько лет эксплоатации эта сква жина дала 420 224 280 ж3, и давление понизилось только на 2,46 am.

У устья закрытой скважины оно было 27,771 ати. На каждую атмосфе ру снижения пластового давления эта скважина давала 170822880 м.

Если и на остальные 27,771 am будет добываться столько же, сум марная добыча этой скважины будет 5 162 755 440 м3. Её индекс за пасов вдвое больше, чем сумма индексов запаса всех остальных скважин табл. 50. Ясно, что её нужно было исключить. Вместе с тем, эта скважина дала очень большой индекс долговечности. Такой-ха рактер скважины объясняется следующими обстоятельствами.

Вокруг скважины на большие расстояния не было других сква жин, 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 включшги в табл. 50 месторождения V и VI категорий, по тому 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 пониже ние давления имеется, оба индекса получаются очень большие, Осо Глава VIII. Индексы газовой скважины бенно громадные индексы получились бы у скважин месторождений VI категории.

Кроме V и VI категорий есть некоторые скважины в месторожде ниях других категорий, также дающие газ без понижения или почти без понижения давления. К числу их относится, например, скважина на V пласте месторождения Верц. На V пласте эксплоатировалась только одна эта скважина и брала газ со всего купола. За 2 года 8 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 восста навливает давление. Это делают другие силы, кроме давления и расши рения газа. Действуют силы расширительно-грузового режима.

VII категория не вошла в табл. 50 за неимением достаточных све дений.

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 сква жину 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, прихо дящейся на скважину. Размер добычи на 1 am падения давления в Хью готоне более чем в 3 раза превышает этот размер в Сайре. Он прибли зительно пропорционален не площади, а расстояниям между сква жинами. В Хьюготоне установленное законом расстояние было 1609 му но фактически большая часть скважин находится на более значитель ных 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 месторож дения Верц и Викинг. Месторождение Верц эксплоатируется ма лым 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 долго вечности лишь 16 и 24. Но линзы, имеющие в среднем большую мощ ность, могут короткое время давать большой дебит. Так, скважина, попавшая в середину линзы Элк-Сити, дала дебит в открытом со стоянии 2 463 579 м /сутки, но через 5 лет в ней добыча кончи лась.



Pages:     | 1 |   ...   | 4 | 5 || 7 | 8 |   ...   | 11 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.