Разработка газовых месторождений расстояние между скважинами

Глава XIV РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАССТОЯНИЕ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ

Предположим, что мы имеем месторождение, содержащее один газоносный пласт, занимающий площадь 100 км² и имеющий слабое падение. Предположим, что пласт более или менее однороден и имеет более или менее одинаковую проницаемость и приблизительно одинаковую мощность. Для равномерного покрытия такой газоносной площади при расстояниях между скважинами 1000 м по квадратной сетке потребуется 100 скважин, а если мы уменьшим расстояния вдвое, число скважин увеличится в 4 раза.

Число скважин обратно пропорционально квадрату расстояний. Это показывает, какое громадное практическое значение имеет расстояние между скважинами. Увеличивая расстояние в 2 раза, мы уменьшаем буровую программу в 4 раза. Уменьшатся не только капитальные затраты. Уменьшатся и эксплоатационные расходы, но не в такой степени. При больших расстояниях относительная длина газопроводов, водопроводов, кабелей, дорог и т. д., приходящаяся на скважину, будет больше, чем при малых, да и ходить по скважинам для их обслуживания придется дальше. Но все же уменьшение всех расходов при сильном сокращении числа скважин будет очень большое.

Даже малое увеличение расстояний будет .очень выгодно. На дебите отдельных скважин увеличение расстояний может отозваться только в благоприятную сторону. Если при малых расстояниях есть взаимное подсасывание, уменьшающее дебит отдельных скважин, то при достаточно больших расстояниях этого подсасывания почти не будет, и все скважины будут давать почти полный дебит. Что же касается суммарной добычи со всей площади, то результаты могут быть разные.

При слишком больших расстояниях часть газа в промежутках между скважинами может остаться недобытой, и суммарный дебит со всей площади при малых расстояниях может оказаться больше, чем при слишком больших расстояниях. Надо найти рациональное расстояние: не слишком малое и не слишком большое. Нужно добыть минимальным количеством скважин весь тот газ, который можно с выгодой добыть.

В истории газовой промышленности наблюдалось стремление ставить скважины на слишком малых расстояниях. С этого обычно начинали, и только практика показала, что на многих месторождениях то же количество газа можно было добыть меньшим количеством скважин. Применение слишком малых расстояний иногда объяснялось желанием иметь более короткие трубопроводы и дороги и более удобное обслуживание. Но это был самообман. В конце концов слишком малые расстояния обходились намного дороже.

Газовая промышленность США постепенно шла от малых расстояний к большим, и в 1941 г. пришла к расстояниям 1,6 км.

Подробного теоретического изучения вопроса о расстояниях между газовыми скважинами в США сделано не было.

В выборе расстояний руководствовались данными практики по разработке очень многих месторождений и в том числе почти совершенно истощенных. Практика была чрезвычайно разнообразна. Применялись и очень малые расстояния, и расстояния средних размеров* и очень большие расстояния. Число газовых месторождений в США* бывших в разработке, превысило 900, а число газовых скважин превзошло 100000.

Существуют формулы, в которых рациональное расстояние определяется в зависимости от ряда природных факторов и некоторых факторов, характеризующих скважины.

Например, есть формулы, определяющие расстояние в зависимости от следующих факторов:

1.    Проницаемость пласта.

2.    Мощность пласта.

3.    Индекс продуктивности.

4.    Диаметр скважины.

5.    Вязкость газа.

Главным из этих факторов является проницаемость пласта, на как раз эту-то величину мы в достаточной степени точно знать не можем. Проницаемость пласта есть величина чрезвычайно изменчивая. В одном и том же пласте она меняется очень сильно на малых расстояниях. Особенно изменчива проницаемость известняковых и доломитовых-пластов. Иногда на коротком протяжении она меняется в пределах от ничтожной величины до 3,5 дарси¹⁵². Мы не можем вывести более или менее точно даже среднюю проницаемость. Как бы много кернов мы ни взяли из пласта, нет уверенности, что полученный нами средний вывод из многочисленных определений проницаемости есть действительно средняя проницаемость данного пласта. Но взять керны из очень большого числа скважин, находящихся на малых расстояниях, мы не можем, так как вообще при разработке газовых месторождений применяются большие расстояния.

Мощность пласта есть также меняющаяся величина. Нужно очень большое число скважин и кернов, вынутых из скважин, чтобы определить среднюю мощность пласта. Индекс продуктивности, т. е. число м³ газа в сутки, приходящееся на 1 am понижения давления при добыче, даже для одной скважины не есть величина постоянная. Обычно_г но не всегда она понижается при понижении противодавления, т. е. на каждую следующую атмосферу понижения динамического давления скважина дает все меньше и меньше.

Даже диаметр скважины нет возможности точно знать, так как для указанной формулы требуется не диаметр последней колонны обсадных труб й не диаметр долота, которым пробурен пласт, а «эффективный диаметр скважины». Его точные размеры неизвестны. Может быть в пласте образовалась каверна или может быть фильтр против пласта с внешней стороны загроможден обломками породы. Торпедирование и обработка соляной кислотой сильно увеличивают эффективный диаметр, а насколько — неизвестно. Большинство газовых скважин в США торпедируются.

Вязкость газа имеет малое значение и ее можно не вводить в формулу .

Есть экономические формулы, в которых расстояние между скважинами определяется в зависимости от стоимости бурения скважины и цен на газ. Предполагается, что с увеличением числа скважин на площади увеличивается суммарная добыча, уменьшается суммарный дебит каждой отдельной скважины и возрастает себестоимость добытого газа. Но в этом увеличении числа скважин есть экономический предел, дальше которого итти не выгодно. Экономические формулы и определяют этот предел. Они сопровождаются кривыми и таблицами. Если мы на оси абсцисс нанесем деления для площади, приходящейся на скважину, а на оси ординат — отношение первоначальных запасов газа к суммарной добыче при том или ином расстоянии между скважинами, мы получим гиперболу. Таковы, например, формулы и кривые Фелпса¹⁵³. Мы и эти формулы рекомендовать не можем, так как они предполагают существование какого-то идеального пласта, имеющего полную однородность, одинаковую мощность, одинаковую проницаемость и т. д. Слишком упрощенно представляют эти формулы процессы, происходящие в пласте при различных расстояниях между скважинами. Доклад Фелпса возбудил на собрании «Американского института горных инженеров и металлургов» оживленную дискуссию. Многие авторитетные специалисты представили письменные возражения, но никто не дал других формул. Управляющий промыслами о-ва «Амерада» инж. Милликан заявил: «Вопрос о расстояниях между скважинами мы никогда не разрешим при помощи только математических формул». Директор о-ва Хэмбль инж. Дж. Сюман указал, что формулы Фелпса и работы Котнера и Герольда, на которых они основываются, приложимы только к месторождениям,которые никогда правильно не разрабатывались и в которых первоначальный правильный и выгодный режим эксплоатации был сразу сорван постановкой чрезмерного количества скважин и применением чрезмерного процента отбора¹⁵⁴.

В результатате о всех имеющихся в литературе формулах, определяющих рациональное расстояние между скважинами в зависимости от каких-либо факторов, природных или технических, мы можем сказать, что они лишь частично освещают вопрос и не имеют решающего значения.

ФАКТОРЫ, ОТ КОТОРЫХ ЗАВИСИТ УСТАНОВЛЕНИЕ РАЦИОНАЛЬНЫХ РАССТОЯНИЙ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ

Перечисление факторов

Сначала наметим факторы, от которых может зависеть рациональное расстояние между скважинами, и рассмотрим их, причем может оказаться, что некоторые факторы нужно исключить. На основании имеющегося материала и литературных данных мы можем пока условно наметить следующие факторы.

Факторы, от которых может зависеть рациональное расстояние между скважинами

1.    Проницаемость пласта

2.    Пористость пласта. Величина и форма пор. Величина и форма зерен пласта. Шероховатость стенок пор и каналов

3.    Присутствие, количество, мощность и характер трещиы

4.    Глубина залегания пласта

5.    Давление в пласте

6.    Температура пласта

7.    Удельный вес и вязкость газа

8.    Мощность пласта

9.    Структура месторождения. Наклон пласта. Присутствие пережимов пласта, сбросов и пр. Форма газоносной залежи

10.    Индекс продуктивности

11.    Режим месторождения

12.    Диаметр скважины

13.    Индекс качества путей газа к скважине

Проницаемость

Предположим, что пласт по всей площади имеет более или менее одинаковую проницаемость. Если проницаемость высокая, газ к скважине может итти с больших расстояний.

Чем выше проницаемость, тем больше могут быть расстояния между скважинами. Но должна ли между этими двумя веллчинами быть прямая пропорциональность, мы сказать не можем. Имеющиеся формулы принимают прямую пропорциональность. Но может быть фактически отношение этих двух величин должно быть более сложным.

Если часть газоносной площади имеет высокую проницаемость, а другая — невысокую, то на первой части расстояния между скважинами должны быть больше, чем на второй. Но так как проницаемость пласта на малых расстояниях неоднократно меняется в самой различной степени, вопрос о влиянии проницаемости на расстояния между скважинами сильно усложняется. Вычисление средней проницаемости не решает вопроса. Если вычислена средняя проницаемость из многих определений, давших самые разнообразные цифры, в числе которых есть и очень малые, такая средняя проницаемость не гарантирует, что к скважине пройдет то количество газа, которое соответствует этой средней проницаемости. Прохождение газа лимитирует именно минимальная проницаемость. Поэтому для расчетов и соображений нужно брать не среднюю, а минимальную фактическую проницаемость. Если пласт с одной стороны от скважины имеет полосу очень малой проницаемости, эта полоса не пустит к скважине много газа, как бы велика ни была проницаемость с обеих сторон от полосы.

В известняковых и доломитовых месторождениях, где газоносный горизонт лежит под несогласным залеганием слоев или под перерывом в отложении, определение проницаемости для решения вопроса о расстояниях межпу скважинами вообще ничего не даст. Пути для газа в таких горизонтах не заложены в каком-либо определенном пласте. Газоносный горизонт может переходить из одного пласта в другой, как это имеет место, например, в районе Монро. Он может горизонтально пересекать серию разнообразных, наклонно лежащих пластов. Такой газоносный горизонт, представляющий древнюю эрозионную поверхность, может содержать каналы, созданные циркуляцией и выщелачиванием древних грунтовых вод. Эти каналы могут на большие расстояния пропускать громадные количества газа. Определения проницаемости по кернам не уловят эти каналы.

Остаются только фактические наблюдения над дебитом скважин и их влиянием друг на друга.

Пористость

Чем больше пористость, тем больше могут быть расстояния между скважинами, если поры соединены друг с другом. Кроме того, имеет значение величина пор и величина отдельных зерен пласта. При одной и той же пористости крупнозернистый песок пропустит больше газа, чем мелкозернистый. Но все это отражено в проницаемости. Поэтому, если мы в число факторов ввели проницаемость, пористость можно не вводить. Имеет значение индекс шероховатости. Чем он больше, тем меньше должны быть расстояния между скважинами.

Трещины

Очень большое значение имеют трещины, но обычными определениями пористости и проницаемости они не учитываются. В некоторых районах операторы даже не подозревают, что в пласте есть трещины и главные количества газа при добыче идут по трещинам. Они думают, что газ идет только по порам.

В некоторых районах о значении трещин имеются правильные мнения. Так, например, в одном из отчетов треста Бугуруслангаз в 1942 г. было написано:

«Породы карбонатной и терригенной толщи, даже песчаники, имеют очень малую проницаемость, а именно от десятитысячных до сотых долей дарси. Если использовать даже максимальные значения газопроницаемости пород карбонатной толщи для подсчетов дебита газа, получаются цифры в сотни раз меньшие действительного дебита. Значит, основными путями для газа были не обычная пористость, а трещины и каверны».

К сожалению, отдельно роль трещин и отдельно роль каверн не выявлены.

Повидимому, и в Ельшано-Курдюмском месторождении трещины имеют большое значение.

Установлено важное значение трещин в месторождении Хьюготон и в целом ряде других месторождений США.

Несомненно, трещины в плотных газоносных девонских песчаниках в месторождении Седь-Иоль на Тимане служат важными путями, проводящими газ.

Несмотря на большое значение трещин, специалисты газового дела в СССР и в США не подвергли этот вопрос надлежащему изучению. В других отраслях горного дела, например в учении о рудных месторождениях, существует целая наука о трещинах. Детально разработана «трещинная тектоника». Имеются подробное учение о трещинах профессора Клоос и теория трещин американского геолога Бекера.

Предположим, что мы имеем обширное газовое месторождение, представляющее антиклиналь, возникшую орогенически, и газ залегает в палеозойском песчанике или известняке. Трудно предполагать, чтобы в таком месторождении не было трещин. Важно знать, в каком направлении идут главные трещины. Обычно в таких структурах бывают две системы трещин по расположению: продольные и поперечные. Продольные идут более или менее параллельно оси антиклинали, а поперечные ее пересекают под углами, близкими к прямому. Во многих структурах продольные преобладают над поперечными и представляют главные пути для газа. Если таково расположение трещин в предполагаемом месторождении, расстояния между скважинами в продольном направлении должны быть больше, чем в поперечном, и квадратная сетка превращается в прямоугольную.

Трещины могли бы явиться важным фактором в установлении расстояний между скважинами, но в газовом деле этот фактор не изучен.

Глубина, давление, температура, удельный вес и вязкость газа

Давление и температура большею частью увеличиваются с увеличением глубины. Давление обычно возрастает в размере около 1 am на каждые 10 м глубины, а температура в размере около 1° С на каждые 33 м глубины.

При большом давлении газ может итти к скважине с более далеких расстояний, чем при малом. Если бы добыча газа из месторождения все время происходила при большом давлении, мы могли бы ввести давление в формулы рациональных расстояний. При фильтрации газа в более или менее однородном песке или песчанике по закону Дарси, т. е. при ламинарном движении можно было расстояния между скважинами устанавливать прямо пропорционально давлению, а при турбулентном движении по трещинам с большим перепадом давления— пропорционально (Р_х²—Р₂²)^п> ^гД^{е п} обычно близок к 1. Газово-кон-денсатные месторождения так и разрабатываются. В них нагнетанием сухого газа при добыче конденсатного газа все время поддерживается большое давление, которое должно быть выше второй точки росы. На газово-конденсатных месторождениях обычно применяются большие расстояния между скважинами. Но по окончании добычи конденсатного газа нужно добыть сухой газ.

Эта добыча пойдет уже обычным порядком при понижении давления и окончится при ничтожном давлении. Преимущество большого давления исчезает, и оно перестает быть фактором в установлении расстояний. Так обстоит дело и в обычных газовых месторождениях, заканчиваемых разработкой при ничтожных давлениях, а иногда и при вакууме.

Существует мнение, что расстояния между скважинами нужно вычислять по среднему давлению за время эксплоатации. Мы с таким мнением не согласны. Правда, большая часть газа будет добыта при высоком и среднем давлениях. Но вопрос лимитируется именно малым давлением. Расстояния должны быть таковы, чтобы и при очень малом давлении в конце эксплоатации можно было добыть весь тот газ, который можно добыть с выгодой. В газово-конденсатных месторождениях этот момент наступит не скоро. Добыча сырого конденсатного газа рассчитывается на очень долгий срок. В крупном месторождении Кэти, в Тексасе, она рассчитана на 33 года. Через 30 лет, когда нужно будет начать добывать сухой газ, можно будет в серединах расстояний между скважинами пробурить дополнительные скважины. К тому времени бурение значительно усовершенствуется и, вероятно, будет стоить намного дешевле. Для обычных газовых месторождений расстояния между скважинами нужно рассчитывать таким образом, чтобы можно было с выгодой добыть весь возможный к извлечению газ и при очень малом давлении в пласте.

В результате мы приходим к заключению, что на обычных газовых месторождениях размер первоначального пластового давления не является фактором для установления расстояний между скважинами.

Глубина залегания газоносного пласта является фактором для установления расстояний не по причине связанного с нею давления, а по причине стоимости бурения. В Канзасе и северной Оклахоме есть много газовых месторождений, лежащих на очень малой глубине (от 150 до 400 м). До 1942 г. были приняты малые расстояния между скважинами. Очень многие скважины, включая оборудование для эксплоатации и присоединение к собирательной газопроводной сети, обходились только в 750 долл. При такой стоимости скважин можно было покрывать месторождение большим количеством скважин при малых расстояниях. В штатах Пенсильвания и Нью-Йорк при бурении на пласт Орискэни, лежащий во многих местах на глубине более 1400 м, бурение обходится дорого, и приходится экономить в числе скважин. Приняты большие расстояния между скважинами. Так же обстоит дело на некоторых глубоко залегающих месторождениях района Скалистых гор.

Когда бурящаяся скважина превысила глубину 300 м, стоимость дальнейшего бурения возрастает быстрее, чем глубина. Следующая таблица показывает стоимость бурения типичных скважин в Оклахоме,. Канзасе и Северном Тексасе (табл. 60).

Таблица 60

Стоимость бурения газовых скважин

Если мы на Декартовой сетке на оси абсцисс нанесем глубины^ а на оси ординат стоимости скважин, то линия стоимости скважины для разных глубин пойдет сначала от нуля направо и кверху с углом наклона 45°. После глубины 300 м она будет постепенно загибаться кверху. Ее угол наклона будет увеличиваться. При очень больших глубинах она очень круто пойдет кверху. Эту кривую и надо принимать во внимание при решении вопроса о расстояниях между скважинами.

Температура в рассматриваемом вопросе имеет значение в том отношении, что при изменении температуры изменяется вязкость газа. Но вязкость газа вообще весьма мала, и ее изменения при изменении температуры практического значения не имеют. При повышении температуры вязкость газа повышается. Метан имеет вязкость при 0° С

0,0102, а при 20° С 0,0108 сантипуаз. Температуру и вязкость мы не вводим в число факторов, влияющих на установление расстояния между скважинами. При движении газа в газопроводах Q обратно пропорционально корню квадратному из абсолютной температуры.

Удельный вес имеет значение. Тяжелый газ при всех остальных одинаковых условиях в меньших объёмных количествах пройдет по газопроводу или по капиллярной трубке, или по трещине, или по пористому пласту, чем легкий. Q обратно пропорционально У У. Но обычные чисто газовые месторождения содержат газ, мало отличающийся по удельному весу. В большинстве месторождений газ имеет уд. вес от 0,6 до 0,7. Корни квадратные из этих величин будут еще меньше отличаться друг от друга. Поэтому мы и удельный вес исключаем из числа факторов.

Мощность пласта

Чем больше мощность пласта, тем больше могут быть расстояния между скважинами. Это справедливо при условии, что пласт имеет более или менее одинаковую мощность и более или менее одинаковую проницаемость по всей мощности пласта. Таких идеальных условий в природе нет и вопрос о влиянии мощности на расстояния между скважинами сильно усложняется.

В общем можно сказать, что при тех условиях, которые выше изложены, расстояния между скважинами должны быть пропорциональны hⁿ, где h есть мощность пласта. Величину для степени п мы дать не можем. Она будет различной для разных месторождений и зависит от многих сложных обстоятельств.

Если известную в учении о подземной гидравлике формулу Дюпюи,, касающуюся несжимаемой жидкости, мы переделаем в формулу, относящуюся к сжимаемому газу, то в ней

In А прямо пропорционален Л,

где R — радиус района дренажа, т. е. половина расстояния между скважинами; г — радиус скважины (половина диаметра); h—мощность пласта.

Но и эта гидравлическая формула лишь частично и при том только схематически освещает вопрос. Она представляет вопрос в слишком упрощенном виде.

Чтобы обойти некоторые затруднения, было введено понятие «эффективная мощность». Это есть та часть мощности пласта, которая содержит газ, возможный к извлечению, и по которой может итти газ к скважине. Словом «эффективная мощность» есть та часть мощности пласта, которая имеет «эффективную пористость» и достаточную проницаемость и которая не изолирована непроницаемой породой от Путей, ведущих газ к скважине. А как определить эту «эффективную мощность»? Чтобы более или менее выяснить эту мощность, пришлось бы произвести очень большое колонковое бурение и взять из пласта сплошные керны от кровли до подошвы, покрыв площадь густой сетью таких колонковых скважин. В газовом деле вообще приняты большие расстояния между скважинами, и покрыть площадь густой сетью скважин немыслимо. В общем можно иметь керны из небольшого числа скважин, далеко отстоящих друг от друга. Получится совершенно недостаточное освещение вопроса. Материал будет иметь случайный характер. Определенная по этому материалу эффективная мощность не может быть введена, в формулы для вычисления рационального расстояния между скважинами.

Введено понятие «средняя мощность». По тем же причинам, которые выше указаны, невозможно выяснить истинную среднюю мощность. Но предположим, что случайно удалось узнать истинную среднюю мощность пласта. Она нам ничего не дает. Эта величина не может служить ни для каких вычислений по вопросу о расстояниях между скважинами. Если есть средняя мощность, значит пласт в некоторых местах имеет мощность выше средней, а в других ниже средней.

Вычисленная средняя мощность не гарантирует, что к скважине пройдет то количество газа, которое соответствует этой средней мощности. Прохождение газа лимитируется именно минимальной фактической мощностью. Но и по ней нельзя делать расчет. Если пласт с одной стороны от скважины имеет довольно широкую полосу малой мощности, эта полоса не пустит к скважине то количество газа, которое соответствует средней мощности. Полоса малой мощности пласта меняет скорость и понижает дебит. До некоторой степени полосу малой мощности, лежащую между двумя полосами большой мощности, можно сравнить с «газопроводной серией», т. е. с таким газопроводом, который состоит из нескольких участков, имеющих разный диаметр. Есть методы расчета таких серий. Но никто никогда не рассчитывал пропускную способность, или длину, или перепад давления серий по «среднему диаметру». Такого и понятия «средний диаметр» нет в газопроводном деле. Для расчета нужно знать отдельно длину и диаметр каждого участка. Ведь Q пропорционально О⁸/³. При расчете рациональных расстояний по пласту также понятие «средняя мощность пласта» нужно отбросить.

В одном районе, где было набурено слишком много скважин на очень малых расстояниях, операторы оправдывали это следующим образом: «Пласт — очень мощный и содержит много газа. Чтобы добыть это большое количество газа, нужно много скважин».

Таким образом в рассмотрение вопроса о расстояниях вторглось мнение, совершенно противоположное изложенному в начале этой главы. Возможны два противоречивых взгляда на роль мощности пласта:

1.    Увеличение мощности увеличивает расстояния между скважинами, так как по пласту большой мощности газ может притекать с более далеких расстояний.

2.    Увеличение мощности уменьшает расстояния, так как увеличивает запасы газа в районе каждой скважины и для добычи этих больших запасов с определенной площади нужно много скважин, т. е. расстояния между скважинами должны быть малые.

Первое мнение рассматривает пласт как путь газа к скважине.

Второе мнение рассматривает пласт как вместилище газа, подлежащего извлечению.

Справедливость первого мнения не подлежит сомнению.

Второе мнение мы считаем неправильным. Газовая скважина обычного диаметра с обычными насосными трубами может выдать на поверхность очень много газа. При большом дебите применяется процент отбора не выше 25%. Как бы велик ни был дебит, при надлежащем проценте отбора в определенный длительный срок газовая скважина с обычным оборудованием при большой мощности пласта возьмет с большой площади весь газ, возможный к извлечению, и по близости от нее нет надобности ставить другие скважины. Известны примеры очень большого дебита при трубах малого диаметра.

В большинстве месторождений газоносные пласты имеют небольшую мощность. Обычная мощность газового пласта — несколько метров. Цифры мощности от 10 до 20 ж встречаются реже, а свыше 20 ж — очень редко. Но есть немногочисленные примеры и большой мощности. В качестве примера укажем месторождение Верц в штате Уайоминг в районе Скалистых гор. Месторождение представляет удлиненный купол слоев меловой и юрской систем. Длина купола 6,4 км. Ширина 2,5 км. Месторождение содержит пять газоносных пластов. Все это — песчаники, залегающие среди сланцеватых глин. V пласт эксплоатировался только одной скважиной. Она была поставлена в центральной части свода купола, встретила кровлю V пласта на глубине 1250 ж, прошла по нему 122 ж и до подошвы не дошла. Она была испытана и вступила в эксплоатацию. Месторождение поднято выше уровня моря. Кровля V пласта в указанной скважине находится на 800 м выше уровня моря. Первоначальное давление в пласте было 107 ати. Скважина показала первоначальный дебит в открытом состоянии 1 618тыс. м³/сутки. Эксплоатировалась она с малым процентом отбора. За 2 года8 мес. из скважины было добыто 28млн. ж³ газа, и давление в пласте не понизилось. Месторождение не имеет гидравлического режима. Работами руководил опытный в газовом деле геолог А. Тиллотсон. Он решил, что эта скважина возьмет из V пласта весь газ, возможный к извлечению, и нет надобности бурить на V пласт другие скважины. Значение большой мощности пласта было учтено правильно.

Другой пример мощного газоносного горизонта представляет верхнедевонская толща темнобурой сланцеватой глины в восточной части штата Кентукки, состоящая из сухих тонколистоватых битуминозных глин. Эти глины содержат массу мелких извилистых трещин и промежутков между отдельными тонкими скорлуповатыми слоями. В сводах антиклиналей и куполов они богаты газом. Свыше 2000 скважин на весьма обширных площадях получали газ из этих глин. Некоторые скважины имели большой дебит. Средний дебит в открытом состоянии 14 160 ж³ на скважину в сутки. Мощность газоносных глин в некоторых местах доходит до 200 ж, и вся толща сразу подвергается торпедированию. Скважины весьма долговечны. Расстояния между скважинами разные. На некоторых промыслах были приняты малые расстояния, очевидно ввиду малой проницаемости глин.

Наклон пласта

Если пласт лежит наклонно, расстояние между скважинами по пласту будет больше, чем по горизонтальной поверхности. На фиг. 56 показан прямоугольный треугольник, в котором линия АБ есть расстояние между двумя скважинами по горизонтальной поверхности, АВ — расстояние по пласту и угол а есть угол падения пласта. Чем больше угол, тем больше разница между расстояниями. Если, например, мы решили ставить скважины на расстоянии 1000 ж по пласту, то на поверхности расстояние надо брать меньше, исходя из уравнения:

Крутые углы наклона газоносных пластов встречаются редко. В большинстве газовых месторождений падение газоносного пласта не превышает 25°. При малом наклоне пласта поправку на его угол падения можно не вводить.

Сбросы

Сбросы часто встречаются в газовых месторождениях. Сброс может разрезать месторождение на две части, не имеющие сообщения по пласту. При размещении скважин каждую такую часть нужно считать отдельным месторождением. Есть месторождения, рассеченные сбросами на отдельные блоки. Полная изоляция отдельных частей месторождения сбросами бывает далеко не всегда. Она наиболее осуществима в месторождениях, состоящих из мягких пород. Закрытые сбросы, не являющиеся трещинами, могут изолировать одну часть месторождения от другой. В месторождениях, состоящих из плотных пород, сам сброс иногда служит путем для газа и по нему газ может итти не только из опущенной части в поднятую, но и из одного пласта в другой. Такие случаи констатированы в Ухтинском районе, в Оклахоме и Арканзасе. Иногда такое питание одного пласта газом из другого пласта начинается лишь после того, как в первом пласте после длительной эксплоатации давление сильно понизилось.

Если газоносный пласт пересечен сбросом, необходимо выяснить,, нет ли все-таки сообщения между разделенными частями пласта. Выяснить это можно наблюдениями над скважинами, находящимися недалеко друг от друга, но на разных сторонах от сброса. Наблюдениями над дебитом и давлением с временными остановками то одной, то другой скважины можно выяснить, влияют ли эти скважины друг на друга. Если влияют, значит сброс не изолировал скважины поднятого крыла от скважин опущенного крыла.

Мы должны различать сбросы:

1)    изолирующие одну часть газоносной площади от другой;

2)    не изолирующие одну часть газоносной площади от другой и

3)    затрудняющие сообщения между двумя частями площади.

Сброс может иметь амплитуду опускания меньше мощности пласта _т

и в таком случае верхняя часть опущенного газоносного пласта прикасается к нижней части того же пласта, лежащего по другую сторону от сброса. Получилось затрудненное сообщение между этими частями»

Есть месторождения, в которых газ залегает только по одну сторону от сброса, и такой сброс является резкой границей газоносности.

Форма месторождения

Большинство известных газовых месторождений есть антиклинали или куполы. Из 1000 газовых месторождений США, СССР, Канады и Мексики более 80% — антиклинали и куполы. Если газоносная площадь имеет крупные размеры и учтен наклон пласта, в остальном форма месторождения для вопроса о расстояниях между скважинами большого значения не имеет.

Кроме антиклиналей и куполов, существуют такие формы месторождений:

1.    Моноклиналь,, в которой верхняя граница газоносности создана прекращением пористости пласта. Пример: месторождение Хьюготон, у которого в западной, поднятой части моноклинали поры пласта закупорены глиной и пр.

2.    Моноклиналь, в которой верхней границей газоносности служит сброс.

3.    Выклинивающийся верхний край наклонного пористого пласта. Примеры: месторождения Формост, Трентон и др.

4.    Моноклиналь под несогласным залеганием слоев.

5.    Сеть трещин в твердых породах, покрытая непроницаемыми мягкими породами.

6.    Песчаные линзы, песчаные бугры, рукавообразные залежи и шесчаные скопления самой разнообразной формы с извилистыми границами газоносной площади.

Скопления газа в темнобурых сланцеватых глинах обычно бывают приурочены к антиклиналям и куполам. В Канзасе и Оклахоме это —* слабо наклонная моноклиналь с волнистым залеганием слоев.

Месторождений, указанных в п. 6, много, но они имеют малые размеры. Песчаная линза Элк-Сити имела газоносную площадь только 486 га, и для нее достаточно было 5 скважин, но фактически было пробурено в 10 раз больше, так как тогда не было закона о расстояниях между скважинами. Газ был добыт за 5 лет и обошелся в 10 раз дороже, чем он мог бы обойтись при рациональных расстояниях.

Рукавообразная залежь есть канал в глине, заполненный песком и покрытый глиной. Впоследствии песок превратился в песчаник, и в нем скопился газ из глин. Отдельные залежи имеют длину от 1 до 26 км, ширину от 100 до 1700 м и мощность от 3 до 35 м. Даже для самой широкой залежи достаточно серии скважин, вытянутой в одну линию. При ширине 1700 м нельзя поставить скважины даже в два ряда. В узких залежах каждая скважина будет получать главную часть добычи с двух сторон, а не с четырех. Но желательно, чтобы скважины попали в так называемый «струйный песок», а не только в «покровный».

Есть газовые месторождения, состоящие из групп песчаных бугров, залегающих среди глин, причем подошва бугров такой группы лежит на одном стратиграфическом горизонте, а вершины бугров над этим горизонтом имеют самую разнообразную высоту. Нижними своими частями некоторые бугры сливаются друг с другом, а некоторые разобщены непроницаемой глиной. Там, где бугры сливаются нижними частями, эти перемычки состоят из глинистого песчаника, имеющего малую проницаемость, и скважины, попавшие в такие перемычки, дают малый дебит обычно непромышленного характера, но при эксло-атации некоторых бугров замечено, что при большом понижении давления в них начинает притекать сквозь перемычки газ из соседних бугров. Скважина, попавшая в наиболее мощную часть бугра, содержащую «струйный песок», дает очень большой дебит. Были скважины,

Фиг. 57. Месторождение Монгомери в штате Канзас.

Газоносная площадь заштрихована косыми линиями.

Извилистые линии — изогипсы подошвы глинистой толщи Чироки, в которой лежат эти 4 песчаные скопления. Цифры на извилистых линиях показывают, на сколько метров эта подошва лежит ниже уровня моря.

Масштаб: длина каждой стороны квадрата равна 1609 м.

показавшие первоначальный дебит в открытом состоянии свыше

2 400 тыс. м^г на скважину в сутки. Размеры бугров — самые разнообразные. Мы называем такие месторождения сокращенно «группы бугров». В Мичигане выяснена некоторая закономерность в расположении бугров и даны указания, помогающие находить бугры скважинами, но всё же процент скважин, не давших газа или давших малый дебит, значителен. При расположении эксплоатационных скважин на группе бугров применяются небольшие расстояния между скважинами, чтобы не пропустить какой-нибудь бугор. Эти расстояния должны быть меньше ширины бугра.

Так же малые расстояния применяются при расположении скважин около извилистых границ месторождений, имеющих самую неправильную форму. Примером такого месторождения может служить место-рождение Монгомери в восточном Канзасе, изображенное на фиг. 57. Оно состоит из четырех отдельных песчаных скоплений, газоносная площадь которых имеет самые причудливые очертания. Расстояния между скважинами — малые, местами даже только 322 м (пять скважин на милю длины). Было пробурено много скважин, не давших газа. Некоторые скважины показали первоначальный дебит в открытом состоянии свыше 1 млн. м³ на скважину в сутки. В сумме это месторождение дало много газа и в течение нескольких лет снабжало газом соседние города Канзаса.

В результате рассмотрения вопроса о форме месторождения мы приходим к заключению, что никаких общих положений о влиянии, формы месторождения на расстояния между скважинами дать нельзя. Вопрос надо решать индивидуально для каждого отдельного месторождения.

Индекс продуктивности

Забраковав обычный «индекс продуктивности», как понятие не-совершенное, мы будем здесь говорить о вводимом нами «индексе максимальной продуктивности». Табл. 45 показала, что у разных месторождений и у различных скважин индекс максимальной продуктивности вариирует в чрезвычайно широких пределах: от 50 до 223 700. Нет возможности привязать к этим цифрам каким-нибудь способом расстояния между скважинами. Введем ли мы какой-нибудь множитель или степень или логарифм и т. д., мы получим сильно отличающиеся, во многих случаях не приемлемые для практики цифры. Конечно, от индекса максимальной продуктивности зависят рациональные расстояния между скважинами, но облечь эту зависимость в какую-нибудь общую форму мы не можем. Мы можем только сказать, что на месторождениях, где скважины имеют высокий индекс максимальной продуктивности, расстояния между скважинами должны быть большие, и обратно. Надо поискать другой индекс.

Режим месторождений

Подавляющее большинство газовых скважин работает при газовом режиме, а не гидравлическом. Возьмем, например, Бугуруслан. Многие геологи говорят, что Бугурусланские месторождения имеют гидравлический режим. Однако, добыча газа из газовых скважин идет за счет расширения остающегося газа, и давление в пласте понижается.

Из многочисленных месторождений, о которых мы собрали сведения, имеется мало месторождений с ясно выраженным гидравлическим режимом. Для многих месторождений вопрос не выяснен. Может быть при эксплоатации уровень пластовой воды подымается, но это не выявлено и не учитывается, и скважины работают за счет газового режима. Для точного выявления движения фронта воды и замера его скорости нужно лишнее бурение, т. е. лишние расходы. Выгодно пойти на эти расходы, но это не делается.

О влиянии режима на расстояния между скважинами мы устанавливаем положение:

при гидравлическом режиме расстояния между скважинами должны быть меньше, чем при газовом.

Мы должны извлекать выгоду из подъёма пластовой воды. При гидравлическом режиме нужно ставить скважины на таком расстоянии от фронта воды, чтобы добыча газа шла за счет продвижения этого фронта, а не за счет расширения остающегося газа. Если скважина поставлена далеко от фронта воды, она будет работать за счет расширения газа, и давление в пласте вокруг нее будет падать. Работая только за счет продвижения фронта воды, мы будем сохранять в пласте первоначальное давление, что даст многочисленные выгоды.

Расстояния между скважинами, поставленными вдоль фронта воды, также не должны быть большие, чтобы вода двигалась более или .менее прямолинейным, а не зубчатым фронтом.

Вышеизложенное относится к тем месторождениям гидравлического режима, которые входят в группы 3,4 и 5 классификации, изложенной на стр. 217, а их — большинство. В месторождениях 2-й группы, в которых главный подъём воды идет вертикально и в которых забои скважин находятся на сравнительно небольшом расстоянии от уровня пластовой воды, расстояния между скважинами также не должны быть так велики, как при газовом режиме, чтобы уровень воды подымался более или менее равномерно, а не отдельными буграми. Процент отбора должен быть малый, чтобы не создавать конусов воды, но и сетка скважин должна быть не очень редкая, чтобы вместо конусов происходил более или менее одинаковый подъём воды под разрабатываемой газоносной площадью. Вода гораздо медленнее выравнивает давление, чем газ, и в сооответствии с этим медленно выравнивает свой уровень.

Диаметр скважины

Чем больше диаметр скважины, тем больше должны быть расстояния между скважинами.

Это положение относится к диаметру той части скважины, которая .находится в пласте. Лишь бы газ попал в скважину, а по скважине-то он пройдет. Диаметр скважины в пласте важен как площадь поступления газа из пласта в скважину. Прилегающая к скважине часть пласта представляет самое трудное место для прохода газа. Именно здесь сближаются, сталкиваются и мешают друг другу радиально сходящиеся струи газа. Именно здесь пиезометрическая воронка, создаваемая скважиной, имеет самый крутой наклон. Здесь даже при небольшом проценте отбора ламинарное течение переходит в турбулентное, сопровождающееся большими потерями давления на трение в узких извилистых каналах и на внутреннюю турбулентность. Где-то поблизости находится и переходная зона от ламинарного течения к турбулентному, особенно невыгодная для добычи. Скорость движения газа в пласте сильно возрастает с приближением к скважине не только потому, что через все это уменьшенное пространство должен .пройти добываемый газ,, но и потому, что с падением давления газ расширяется. Важно дать больше пространства для прохода газа в скважину. Этого можно достичь увеличением диаметра скважины в пласте.

Сам по себе диаметр скважины не имеет отношения к расстоянию между скважинами. Важен диаметр той части скважины, которая находится в пласте, а его-то мы и не знаем. Часть скважины, находящаяся в пласте, не есть правильный цилиндр. Она имеет неровную поверхность. Есть расширения, сужения, каверны, выдающиеся в бока, и т. д. Фактический диаметр скважины всегда больше ширины или диаметра долота, которым бурилась скважина, и этот диаметр зависит от крепости и устойчивости породы. В мягких глинах он больше, чем в песчаниках. Заполнение пространства, пробуренного в пласте, замеренным на поверхности количеством гравия может дать лишь приблизительное представление о размерах этого пространства и не даст сведений о форме этого пространства. В США для измерения фактического диаметра скважины до спуска обсадных труб иногда производится «калибровый кароттаж» при помощи прибора, называемого Caliper (калибр) и изготовляемого фирмой Халибэртон. Точные сведения о форме пробуренного пространства и им нельзя получить, но приблизительные сведения о диаметре пробуренного пространства на разных глубинах он дает. Он особенно полезен для выяснения размеров пробуренного пространства перед цементировкой скважины, чтобы вычислить количество требуемого цемента. Но когда пробурен тазовый пласт высокого давления, мы не можем требовать. спуска этого прибора. Иногда его можно спустить, а иногда нельзя. Если из скважины идет сильный газ, спускать калибр против этого тока газа очень трудно.

Хотя существуют формулы, связывающие диаметр скважины, расстояния между скважинами, дебит и т. д., воспользоваться этими формулами для определения зависимости рационального расстояния от диаметра скважины мы не можем. Остается лишь общее положение, юписанное в начале этой главы.

Индекс качества путей газа к скважине

Индекс С, взятый из уравнения Пирса и Раулинса, есть самый важный индекс, от которого зависят рациональные расстояния между скважинами. Он охватывает все нужные нам для решения этого вопроса элементы. Он связывает Q₀ и Р_3} и учитывает проницаемость, шероховатость стенЪк пор и каналов, мощность пласта, присутствие и влияние трещин и даже влияние диаметров пространства, пробуренного в пласте. Он учитывает все факторы, кроме режима месторождения. Но режим проявляется во времени, а все остальные факторы могут быть выяснены в начале эксплоатации, и индекс С устанавливается по начальному состоянию скважины.

Итак, в качестве критериума, от которого наиболее зависят рациональные расстояния между скважинами, мы берем

Так как эта величина характеризует площадь (площадь притека-ния газа к скважине), то Для подхода к вопросу о расстояниях надо взять у~с~.

Для большого количества месторождений среднего качества и среднего дебита и в том числе для очень крупных газоносных площадей в роде Хьюготона, Панхандля и пр. выяснилось на практике, что расстояние между скважинами в 1600 м является для них достаточно рациональным.

Мы составили список месторождений и скважин, для которых у нас имелись достаточные сведения, и вычислили для них С и j/cl Оказалось, что, если мы]/с~ умножим на 100, мы получим приемлемые расстояния для скважин. Правда, цифры получились чрезвычайно разнообразные. Но такова природа. Многие скважины дали ]/с~ хЮО значительно более 1600 м. Некоторые дали очень крупные цифры. Но это — единичные скважины, и не по ним надо вычислять расстояния между скважинами для целого района.

Выяснилось, например, что для Хьюготона рациональным расстоянием в среднем является цифра около 3 км, а для Панхандля даже более высокая цифра. Но такие расстояния неудобны в практическом отношении. Для Монро, где расстояния в среднем 911 м и есть подсасывание, получилось рациональное расстояние разное для разных частей этого сложного района. Для площадей с очень плохими путями газа и малым дебитом получилось расстояние только 330 м. Для площадей с очень хорошими путями — 1600 м и для площадей среднего качества—1050 м.

Для месторождений центрального Тексаса, Арканзаса, Оклахомы, Канзаса, Уайоминга, Нью-Мексико и Канады получились приемлемые расстояния, которые нужно считать рациональными»

МЕТОД ПОДХОДА К ВЭПРОСУ О РАССТОЯНИЯХ МЕЖДУ СКВАЖИНАМИ

Нужно умножить у~с на 150. Если получится расстояние не больше 1600 м, его можно принять как основу для ориентировочного решения вопроса. Если расстояние получится более 1600 м, все таки надо принять 1600 м.

Если месторождение имеет гидравлический (водонапорный) режим и расстояние между скважинами по указанному расчету получится более 1000 м, нужно принять 1000 м.

Изложенный метод — это лишь первая попытка подойти практически к вопросу о расстояниях. Сведения, имевшиеся у нас о месторождениях и скважинах, были недостаточно точны и недостаточно полны. Нужны более подробные и более точные сведения по более значительному количеству месторождений. Например, С в Панхандле выше, чем в Хьюготоне не потому, что газ идет с более далеких расстояний, а потому, что в Панхандле под такой же зоной, как и в Хью-готоне, есть еще дополнительная зона: аркозовый песок и выветрелый гранит, связанные с верхней зоной общим давлением — таким же_? как в Хьюготоне. Поэтому увеличивать расстояния для Панхандля в сравнении с Хьюготоном не следует.

Иаилучший путь для решения вопроса о рациональных расстояниях есть наблюдения «ад взаимодействием скважин.

Для этих наблюдений нужен заранее составленный метод, а он составляется для каждого отдельного месторождения.

Скважины, находящиеся на разных расстояниях друг от друга, нужно периодически поочереди останавливать и смотреть, не увеличились ли дебит или давление в соседних скважинах. При вступлении новой скважины в эксплоатацию или при возобновлении эксплоатации после временного бездействия нужно проследить, как это отразилось на соседних скважинах, через какой период времени, в каком направлении и пр. Эти наблюдения могут дать ценный материал для решения вопроса о расстояниях.

Есть исключительные скважины, показавшие очень большую величину С. Для них были бы рациональны очень большие расстояния от других скважин. Скважина на площади Поттер в Панхандле дала 420 млн. м³, и давление в ней понизилось только на 2,46 am. Ясно, что газ идет с очень больших расстояний. Поблизости от таких высокодебитных скважин не следует ставить другие скважины. Такая скважина сама возьмет газ с большой площади. Она имеет очень хорошие пути для газа. На практике часто делают наоборот. Ставят около высокодебитной скважины новые скважины, думая, что она нашла очень богатое место, которое надо максимально использовать. Это ~ неправильная практика. Ослаблять такую выгодную скважину другими скважинами не следует. Отсюда вытекает, что как-будт© в более бедных местах надо прзшенять более густую сетку скважин. Вот этот-то вопрос и возбуждает разноречия, и их надо разрешить.

Существуют два мнения. Они столкнулись в Бугуруслане. Речь шла о размещении скважин на нефтеносной площади. Бригада Московского нефтяного института держалась одного мнения, а геологическое бюро треста Бугурусланнефть— другого. Первая предлагала более значительные расстояния, чем вторая. А. П. Крылов ¹⁵⁵ в своей статье по этому поводу пишет:

«Представленный бригадой проект встретил в геологическом бюрэ возражения:

1. Вследствие неравномерности литологического состава пород при разреженной сетке имеется опасность пропуска более проницаемых, продуктивных участков».

Мы думаем, что в этом геологическое бюро право. Так и поступают

б США, где стараются не пропустить богатые места, могущие находиться между^ малодебитными скважинами.

Далее написано:

«Геологическое бюро считает, что, поскольку проницаемость на восточной Калиновке ниже, чем на западной, на восточной Калиновке сетка скважин должна быть более уплотненной.

Это резко противоречит основным принципам разработки. Это положение геологического бюро базируется на том, что в менее проницаемых породах взаимовлияние скважин сказывается меньше, а потому скважины можно располагать ближе друг к другу. Таким образом, основным принципом при подходе к определению расстояния между скважинами является одинаковость влияния скважин друг на друга совершенно без учета абсолютных величин добычи, т. е. тогб, что является основной целью промышленности. В результате получаются нелепости».

Мы считаем, что в этом вопросе мнение геологического бюро правильно. На малопроницаемых участках расстояния между скважинами должны быть меньше, чем на высокопроницаемых. Это — общепринятый принцип и в США, где он оправдал себя практически.

Дальше в цитированной статье написано:

«Работа по проектированию размещения скважин в Бугуруслане на основе законов подземной гидродинамики показала, что теория достаточно развилась, чтобы ставить весьма важные и большие практические задачи».

Мы думаем, что вопрос о рациональных расстояниях между скважинами подземная гидродинамика не разрешила.

Большой материал и большой практический опыт дают газовые промыслы Восточной Канады, расположенные к северу от оз. Ири и недалеко от оз. Онтарио. Здесь добыча газа насчитывает более 50 лет своего существования. Имеется несколько тысяч скважин. Площадь газоносности превышает 2600 км². Дебиты небольшие. Скважины стоят дешево. Газоносные пласты — по преимуществу мало пористые известняки и доломиты силурийского возраста. Есть и плотные песчаники. На основании результатов многолетнего опыта были приняты расстояния между скважинами, описанные в обстоятельной статье геолога Харкнесс: ¹⁵⁶

«Там, где пласт Клинтон тянется непрерывно и имеет более или менее однообразную пористость, установлены расстояния между скважинами в 610 м. Выяснился, например, такой факт: одна скважина за 15 лет эксплоатации понизила давление в точке, находящейся от нее на расстоянии 1097 м с 43,6 до 34,45 ати. Где пласт Клинтон имеет хорошую пористость и мало меняющуюся мощность, влияние скважин прэстирается даже до 1 609 м. Но есть площади, где этот пласт и другие пласты имеют малую пористость и меняющуюся мощность. Для них приняты расстояния между скважинами в 305 м. Пласты Гримсби и Хвирлпуль имеют малую пористость и не однообразную литологию. Для них приняты расстояния в 305 м, и это оказалось хорошей практикой. На промыслах, где разрабатывается пласт Гвельф, было установлено расстояние в 610 м, но затем оказалось, что в промежутках между скважинами остается газ, и теперь в центре каждого квадрата, по углам которого стоят скважины, бурят пятую скважину. Эта практика также оправдала себя. Такая система называется «файв спотс» (пять пятен, или попросту говоря, «пятерка»).

Такие же расстояния для месторождений штата Онтарио мы получили и по нашему методу.

Система «пятой скважины в центре существующего квадрата» представляет удобства, когда принятые расстояния оказались недостаточными. Ее может быть иногда придется применять и в СССР. Она не требует большого количества дополнительных скважин. Можно ставить такие дополнительные скважины и не в каждом квадрате, а лишь там, где есть основание думать, что пропущено более богатое место, или там, где при плохих путях для газа не весь газ будет взят имеющимися скважинами. Таким образом в Канаде так и вышло: чем хуже пути газа к скважинам, тем гуще сетка скважин, а что касается «выгод промышленности», то газовые скважины стоят дешево и окупаются малой добычей. Главная задача: получить газ, который очень нужен, и если для этого требуются лишние скважины, за этим дело не станет. Но недопустимо ставить лишние скважины там, где то же количество газа можно добыть меньшим количеством скважин. Каждая лишняя скважина должна дать прибавку к суммарной добыче.

В статье геолога Слиппера в той же книге «Geology of Natural Gas», стр. 36, сказано: «Чрезвычайная мелкозернистость песчаника месторождения Медсин-хат в Западной Канаде потребовала малых расстояний между скважинами».

В большинстве случаев в США шли от малых расстояний к большим, Газовые месторождения Восточной Канады находятся на южном склоне Канадского кристаллического щита. Газоносные доломиты, известняки и песчаники в Восточной Канаде более уплотнены и мета-морфизованы, чем породы большинства месторождений США. Для большей части месторождений США рациональными являются большие расстояния между скважинами. Опытный геолог газовых месторождений Тиллотсон на стр. 322 той же книги говорит, что B_t штате Уайоминг при добыче газа из песчаников меловой и юрской систем «одна скважина, поставленная в высшей точке купола, доожет дренировать весь купол».

Специалисты газово-конденсатных месторождений Хэнтингтон и Шмидт ¹⁵⁷ говорят:

«Одна эксплоатационная скважина при одной нагнетательной в течение достаточно продолжительного времени может дренировать на газово-конденсатном месторождении площадь в несколько кв. миль (1 кв. миля = 2,59 км²), т. е. взять с этой площади почти весь запас сырого газа с заменсш сырого газа сухим. Но в таком случае процент отбора будет очень малый и добыча растянется на очень продолжительный срок. Чтобы иметь значительную добычу за очень короткий срок, допустимо ставить по одной эксплоатационной скважине на каждые

0,5 кв. мили (1,295 км²)».

В конце 1941 г. федеральное правительство США издало закон, устанавливающий" при квадратной сетке минимальные расстояния мех:ду нефтяными скважинами в 402,35 м и между газовыми скважинами 1 609,35 м. Допускаются исключения, рассматриваемые в индивидуальном порядке.

Эти исключения как раз и касаются пластов малой проницаемости, а также месторождений с неравномерным распределением газа, где при больших расстояниях между скважинами можно пропустить богатое место. К исключениям относятся также месторождения типа «групп песчаных бугров», песчаные скопления, с извилистыми границами, крутопадающие пласты и месторождения,, разбитые сбросами на отдельные блоки.

Решение Главгазтоппрома установить расстояния между скважинами для Ельшанско-Курдюмского месторождения в ?500 м мы находим правильным, но для той пачки Верейского горизонта, которая имеет малую проницаемость и Q₀ около 10 тыс. м³/сутки, можно было бы дать и меньшее расстояние.

СЕТКА РАСПОЛОЖЕНИЯ СКВАЖИН

Существуют только три геометрические сетки,, по которым можно покрыть поверхность однородно. Это —квадраты, равносторонние треугольники и шестиугольники. Никакими другими симметричными фигурами покрыть площадь полностью нельзя. Равносторонние треугольники и шестиугольники равноценны, так как смежная группа из шести треугольников образует шестиугольник. Поэтому основными сетками мы будем считать только квадратную и треугольную. Некоторые называют еще ромбическую сетку. Выделять ее нет оснований, так как каждый ромб состоит из двух треугольников.

Технические или геологические преимущества треугольной сетки или отсутствуют или весьма незначительны в сравнении с ее экономическими недостатками. Прямоугольные границы участков считаются благоприятными. Можно считать, что и квадратная сетка для расположения скважин также благоприятна.

В США, в Канаде и пр. принята квадратная сетка расположения скважин. В СССР для нефтяных скважин преимущественно приме-няют треугольную сетку.

При одном и том же расстоянии между скважинами на какой-нибудь большой площади по треугольной сетке можно разместить на 15,47% больше скважин, чем по квадратной. Но это не значит, что при треугольной сетке будет добыто на 15,47% больше газа, чем по квадратной. Если пласт более или менее однороден и имеет хорошую проницаемость, будет добыто приблизительно одинаковое количество газа. Но так как каждая лишняя скважина сопровождается некоторыми потерями газа, то при треугольной сетке будет добыто меньше. Газоносный пласт вообще не однороден и имеет сильно меняющуюся проницаемость. При этих условиях нельзя сказать, сколько будет добыто по той или иной сетке. Добыча будет зависеть от того, куда попадет каждая отдельная скважина, какие пути будет иметь газ к каждой отдельной скважине и т. д.

Если залегание газа в пласте не гнездовое и по всей газоносной площади имеется хотя бы малейшая, доступная для газа проницаемость, которая по величине может меняться в разных местах, никакого природного «района дренажа» для какой-либо скважины в газовом пласте нет. Могут лишь создаваться искусственные районы дренажа, ограничиваемые окружающими скважинами. Поэтому треугольная сетка не имеет никаких геологических преимуществ перед квадратной сеткой. Искусственные районы дренажа могут создаваться при какой угодно сетке. При треугольной сетке каждая скважина окружена

шестью скважинами, находящимися от нее на равных расстояниях. Но в промежутках между ними несколько дальше стоят также на равных расстояниях от центральной скважины еще 6 скважин и т. д. в том же порядке.

При квадратной сетке каждая скважина окружена четырьмя скважинами, находящимися от нее на равных расстояниях; но в промежутках между ними несколько дальше стоят также на равных расстояниях от центральной скважины еще четыре скважины, и т. д. в том же порядке.

Условно предположим, что каждая скважина имеет одинаковый район дренажа формы круга и что эти круги только прикасаются, но-не перекрывают друг друга. Для двух сеток мы получим картину, показанную на фиг. 58.

Фиг. 58.

Четырехугольный промежуток в квадратной сетке, не затронутый дренажем, больше, чем треугольный промежуток между районами дренажа треугольной сетки, если расстояния между скважинами обеих сеток одинаковы. Если потребуется применить систему «Five spots» («пятерка»), о которой написано в предыдущей главе, то при треугольной сетке это применение невыгодно. Пришлось бы ставить слишком много скважин, и каждая скважина получила бы слишком малый промежуток. При квадратной сетке «система пятой скважины» во многих случаях применяется.

Если скважины поставлены слишком близко одна от другой и условные районы дренажа частично перекрывают друг друга, есть мерка для этого перекрывания. Она называется «процентом пересечения» и показана на фиг. 59.

Первый и второй круги имеют 50% пересечения. Первый и третий— 0% пересечения.

Для многих месторождений более правильно было бы изображать предполагаемые условные районы дренажа не в виде кругов, а в виде эллипсов, вытянутых гк> простиранию слоев, так как в таких месторождениях пласт более однороден и имеет менее меняющуюся и притом более значительную проницаемость по простиранию слоев, чем вкрест простирания. Это касается, главным образом, песков и песчаников и объясняется условиями седиментации и явлениями, происходящими при орогенических процессах, создающих складку, купол или моноклиналь. В месторождениях III категории бывает и наоборот. Грунтовые воды, создавшие эрозионные каналы, часто текли по наклонному пласту в сторону его падения.

Применение понятия «район дренажа газовой скважины» приносит мало пользы и часто искажает действительность. Можно обходиться и без него.

«Граница газоносности» есть важное понятие. Ее следует знать или по крайней мере иметь о ней приблизительное представление.. Иногда для этого понятия применяют название «контур газоносности»-

Границей газоносности могут быть:

1)    фронт пластовой воды;

2)    сброс;

3)    выклинивание пласта;

4)    прекращение пористости и пр.

Фиг. 59. Процент пересечения.

Первый и второй круги имеют 50% пересечений; первый и третий 0% пересечения — они только соприкасаются.

Иногда граница газоносности имеет резко выраженный характер, а иногда расплывчатый.

Для поверхностного оборудования промыслов, для проектирования и    прокладки газопроводов,    водопроводов, электропроводов,    канав,,

телефонных линий и дорог    квадратная сетка удобнее    треугольной,

ОЧЕРЕДНОСТЬ ПОКРЫТИЯ ГАЗОНОСНСЙ ПЛОЩАДИ СКВАЖИНАМИ

Система однократного сплошного покрытия

Есть такие системы покрытия газоносной площади скважинами:

1.    Система однократного    сплошного покрытия.

2.    Система постепенного    покрывания.

А. Сгущающаяся.

Б. Ползущая.

Наиболее выгодна первая система. Покрывая сразу всё месторождение скважинами, установленными на рациональных расстояниях друг от друга, мы пользуемся для всех скважин всеми благами первоначального большого давления. Скважины имеют одинаковое или почти одинаковое давление. Во всех скважинах установлены одинаковое противодавление на пласт и одинаковый процент отбора, с применением одинаковых чок-ниппелей или орифайсов. Давление в пласте понижается медленно, равномерно и с одинаковым темпом. Последовательно и одинаково для всех скважин производится переход на

более широкие чок-ниппели. Осуществляется рациональное планирование понижения давления во всем пласте и планирование дебита^ Скважины, начав с максимального давления, максимально используют энергию месторождения. Добыча идет с наименьшей тратой энергии. Газу не приходится притекать с очень больших расстояний и тратить на это излишний перепад давления. Каждый кусок пласта имеет по соседству действующие скважины. Если месторождение разбуривается по частям и в какой-нибудь год покрыта скважинами лишь часть газоносной площади, в скважины этой части идет газ не только из нее, но и из других частей месторождения, не покрытых скважинами, и иногда он идет с очень больших расстояний, тратя на это давление, которое будет нужно для будущих скважин на отдаленных площадях.

Система одновременного сплошного покрытия выгодна в области заготовки и траты материалов. Заготовляются в массовом масштабе однотипные стандартные взаимнозаменяемые предметы оборудования.. Скважины имеют одинаковую конструкцию.

Во всех скважинах для закрытия воды установлен один и тот же горизонт. Вода по пласту не может итти из одной скважины в другую.

Эта система пригодна для месторождений газового режима. Для месторождений гидравлического режима мы ее не рекомендуем. Для них нужна ползущая система: от фронта воды вверх по восстанию пласта.

Систему одновременного или однократного сплошного разбури-вания можно применять к месторождениям малых и средних размеров. Для месторождения, имеющего очень большую газоносную площадь, эту систему применить трудно, а иногда и невозможно. Уж очень много буровых станков потребуется для одновременного покрытия скважинами весьма крупной газоносной площади. Возьмем для примера месторождение Хьюготон, имеющее газоносную площадь более 10 тыс. км² и покрытое пока очень малым числом скважин. Расстояния между скважинами установлены 1609 м. Если все это месторождение покрыть скважинами, потребуется около 4000 скважин. Один буровой станок за год может дать 20 скважин. Следовательно, потребуется 200 станков. При среднем начальном дебите открытой скважины в 500 тыс. м^г/сутки и при 10% отбора суммарная добыча будет 200 млн. м³ в сутки, тогда как вся добыча газа в США составляет немного менее 300 млн. м*/сутки. Разместить сразу лишние 200 млн. м³ невозможно. Потребовалось бы проложить 30 новых длинных магистральных газопроводов. Такое количество стали в США в один год получить невозможно. Ясно, что к Хьюготону систему однократного сплошного покрытия применить нельзя.

Но такие гиганты, как Хьюготон,—явление исключительное- Подавляющее большинство газовых месторождений имеют небольшие размеры. Для очень многих достаточно нескольких скважин, чтобы покрыть всю газоносную площадь. К большинству месторождений система однократного сплошного покрытия применима. Эта система очень выгодна и удобна в отношении сбора газа по промыслу. Обслуживающая все скважины собирательная газопроводная сеть имеет одно давление. Не потребуется несколько сетей разных давлений,.

которые могут потребоваться, если на промысле есть скважины нескольких возрастов, т. е. нескольких разных давлений. Старые скважины имеют малое давление, а новые — большое, и если собирательная сеть одна, то по ней из скважины высокого давления газ пойдет в скважины малого давления.

Конечно, производя по указанной системе однократное сплошное разбурирование, нужно заготовить и собирательную сеть, и магистральный газопровод для вывода газа в пункты потребления. Могут быть возражения, что такой газопровод, рассчитанный на первый год работы, в дальнейшем будет иметь снижающееся количество газа для перекачки и не окупится, так как новых скважин уже не будет. Это — не существенное возражение. Рациональным планированием по указанной системе можно в течение продолжительного времени иметь с разбуренного в один год месторождения одинаковую добычу. Нужно лишь начинать с малого процента отбора и, меняя чок-ниппели, ежегодно понемногу увеличивать процент отбора. Во всяком случае на 10 лет хватит одинаковой и притом значительной добычи, а для амортизации и выгодной работы газопровода срок в 10 лет — вполне достаточен. Фактически этот срок будет более длинный.

Системы постепенного покрывания

Сгущающаяся система на первый взгляд кажется рациональнее ползущей. Действительно, в смысле равномерного снижения давления в пласте она стоит выше ползущей. Но много ли в газовом деле можно применить {(степеней уплотнения»?

В нефтяном деле, где расстояния между скважинами во много раз меньше, чем в газовом, можно применить много степеней уплотнения. В газовом деле до очень малых расстояний мы итти не можем, а начинать с очень больших расстояний неудобно в промысловом отношении.

Предположим, что рациональное расстояние для данного месторождения есть 1500 м. Мы можем начать с сетки, имеющей расстояния

3 км. Эго будет первая степень уплотнения. Затем, поставив скважины в серединах расстояний между скважинами первой степени, мы получим вторую степень уплотнения, имеющую расстояния между скважинами в 1500 м. Итого только две степени уплотнения.

На месторождениях с малопористыми и плохопроницаемыми пластами можно иметь третью степень уплотнения с расстояниями в 750 м. В исключительных случаях на месторождениях типа Уэлленд, Канада можно доходить до четвертой степени с расстояниями в 375 м. Но все это — редкие случаи, и на большинстве месторождений возможны лишь две степени уплотнения. Поэтому сгущающаяся система может иметь ограниченное применение.

В нефтяном деле допускается иногда уплотнение неравномерное. Например, на участке в 10 га ставится 1 скважина. Это есть первая степень уплотнения. Поставив вторую скважину, имеют вторую степень уплотнения и т. д. Когда на участке поставлено 10 скважин, это будет десятая степень уплотнения. Но при таком размещении получаются на участке в том или ином году разные расстояния между скважинами. Не соблюден принцип равномерного размещения скважин. Лишь на 10-й год промысел приходит к одинаковым расстояниям, если был составлен план с конечным размещением скважин на одинаковых расстояниях. На газовых промыслах принцип равномерного размещения должен быть соблюден, так как от этого зависит равномерное снижение давления в пласте. В каждый данный год все скважины должны находиться на одинаковых расстояниях. Поэтому при уплотнении приходится ставить новые скважины в серединах расстояний между существующими скважинами.

При сгущающейся системе на газовом месторождении число пробуриваемых скважин в каждом году в 4 раза превосходит число скважин, пробуренных в предыдущем году. Размер бурения каждый год увеличивается в 4 раза. Это тоже представляет некоторые неудобства.

Скважины разных степеней уплотнения будут иметь разный возраст, т. е. разное давление. Может потребоваться для каждой степени отдельная газособирательная сеть или же для сбора газа из скважин разного давления в одну сеть придется применять особые меры, связанные с большими затруднениями.

Для месторождений гидравлического режима сгущающуюся систему применять не следует.

К месторождениям, имеющим газоносную площадь малых размеров, сгущающаяся система не применима.

Ползущая система на месторождениях газового режима. Если нет возможности сразу покрыть всю газоносную площадь скважинами, покрывают только часть площади, и в следующие годы бурят новые скважины, постепенно передвигаясь по газоносной площади. Промысел растет. Для ежегодного бурения промысел имеет определенное количество буровых станков. При небольшой глубине залегания пласта нет надобности иметь много станков.

Противодавление на пласт, процент отбора, номер чок-ниппеля. суммарная годовая добыча, темп снижения давления в пласте, размеры ежегодного бурения и сбыт газа увязываются в едином плане.

В каждый данный год скважинами занята только какая-нибудь определенная часть газоносной площади. В скважины газ идет не только с этой части, но и с соседних частей, и это представляет некоторое неудэбство. Когда в следующем году вступает в эксплоатацию соседняя часть, ее скважины уже не показывают того первоначального давления, которое было на ранее занятой площади, и имеют первоначальный дебит в открытом состоянии несколько меньше дебита скважин ранее занятой площади. Это ярко выразилось, например, в Хьюготоне.

Скважины разных возрастов неудобны также при сборе газа из скважин в общую собирательную сеть. Но здесь этот вопрос разрешается проще, чем при сгущающейся системе, так как можно на старой площади иметь сеть малого давления, а на новой—сеть более высокого давления, тогда как при сгущающейся системе, если иметь две сети, то одна вклинивается в другую.

Нужно различать два порядка покрывания:

1)    наращивание и

2)    перескакивание.

При наращивании новые скважины ставятся на рациональных расстояниях от старых скважин. При перескакивании в каком-нибудь году бурят новые скважины не рядом со старыми, а где-нибудь в другой части газоносной площади, создавая там как бы отдельный новый промысел.

Наращивание удобнее, выгоднее и рациональнее перескакивания. Но иногда перескакивание вызывается особыми обстоятельствами, например, по сбыту газа, или же геологическими причинами.

Ползущая сист е.м а при гидравлическом режиме. Поставленные по этой системе скважины образуют не сетку, а линию. Если месторождение представляет собой антиклиналь или удлиненный купол, линия эксплоатационных скважин опоясывает структуру и имеет вид эллипса. Если месторождение—моноклиналь, эксплоатационная линия имеет вид более или менее прямой линии. В том и другом случае она располагается по какой-либо определенной изогипсе пласта (по пластовой горизонтали), более высокой, чем изогипса, на которой находится в данный момент фронт пластовой воды. Первоначальное расстояние линии эксплоатационных скважин от фронта воды должно быть таково, чтобы подымающаяся вода могла выдавливать газ в эксплоатационные скважины и чтобы можно было, не снижая давления в пласте, добывать газ только за счет продвижения воды. Таково же должно быть и расстояние между скважинами по эксплоатационной линии. Но нет возражения и против некоторого уменьшения его, а именно против принятия такого расположения: расстояния между скважинами по эксплоатационной линии — меньше первоначального расстояния этой линии от фронта воды. Оно может быть даже вдвое меньше. Первоначальное расстояние линии эксплоатационных скважин от фронта воды увязывается и со скоростью продвижения фронта воды. Чем меньше скорость, тем меньше расстояние. Оно Должно превосходить годовую скорость не более, чем в 20 раз. Этим определяется 20-летняя продолжительность жизни скважины.

Есть надежда, что затапливающая пласт вода выгонит и адсорбированный газ.

Когда вода захватила эксплоатационные скважины, эксплоатация переходит на более высокую изогипсу в заранее пробуренные скважины. Перерыва в эксплоатации не должно быть. Поэтому, когда в эксплоатационных скважинах первой линии появилась вода, уменьшающая дебит газа, уже следует начинать добывать газ из скважин второй линии.

Если давление в пласте очень большое, вода, захватив эксплоааа-ционные скважины, начнет из них выливаться на поверхность, это переливание или фонтанирование воды следует остановить, так как оно будет ослаблять давление в пласте и скорость продвижения воды по пласту. Нужно эти переливающие скважины ликвидировать, затрамбовав их очень крепко и надежно, так чтобы вода не могла входить и в верхние пористые пласты.

Если переливания нет и давление в пласте не очень большое, а с ко-рость продвижения воды по пласту малая, скважины, захваченные водой, следует превратить в нагнетательные и накачивать через них в пласт воду с поверхности. Вода должна быть чистая и не должна создавать закупоривание пор пласта. Этим нагнетанием воды можно сильно повысить скорость продвижения воды по пласту и дебит газа эксплоатационных скважин.

Для выяснения скорости продвижения воды и для наблюдений над давлением между фронтом воды и линией эксплоатационных скважин бурятся контрольные скважины.

Фронт воды и добыча газа постепенно приближаются к высшей точке структуры, где газоносный пласт лежит гипсометрически наиболее высоко. Если при этом давление в пласте понижается и скорость движения воды уменьшается, нужно усилить нагнетание воды в пласт в последней линии эксплоатационных скважин, захваченных водой.

Когда вода захватит всю газоносную площадь, казалось бы можно считать, что весь газ добыт. Фактически это не так. Еще много газа осталось в растворенном состоянии в воде, и вода может даже представлять раствор, пересыщенный газом. Весь растворенный газ желательно добыть. Для этого в высшей части структуры нужно оставить одну или несколько скважин. Если это—купол, оставляется одна скважина. Если — антиклиналь, то несколько — по линии наивысшего поднятия газоносного пласта. Из этих скважин будет понемногу выходить газ, как показал опыт последней скважины на затопленном месторождении Элк-Сити. Нагнетание воды в пласт нужно прекратить и принять меры к понижению давления в пласте. В оставленные скважины нужно спустить насосы и производить откачку воды. Часть пласта в высшей точке структуры будет осушена. В ней начнет образовываться газовая шапка, из которой и можно будет добывать газ. Откачиваемая вода должна пропускаться через трапы, в которых надо держать вакуум путем отсасывания газа из верхней части трапа компрессором. Можно добавить подогрев воды в трапе. При этих условиях газ из воды будет извлечен.

Полезно произвести торпедирование для сильного сотрясения воды.

Этот конец выработки месторождения по гидравлическому режиму наступит не скоро. К тому времени природный газ как идеальное топливо и ценное сырье для многих производств завоюет высокое место в народном хозяйстве и будет иметь соответственно высокую цену, так что извлечение газа из воды представит выгоды.

Система нагнетания воды в пласт приложима и к месторождениям газового режима. Добывать газ из месторождений гидравлического режима по изложенной системе значительно выгоднее, чем из месторождений газового режима по обычной системе; количество извлеченного газа (отдача пласта) больше и время выработки меньше. Но в каждом месторождении газового режима мы можем искусственно создать гидравлический режим путем нагнетания воды в пласт.

В. П. Савченко в своем докладе ¹⁵⁸ говорит:

«Примером гидравлического режима разработки газовой залежи является режим разработки газового месторождения «Дагестанские Огни». Газ здесь залегал в трещиноватых хадумских мергелях и в таких же фораминиферовых мергелях и известняках. Газовая залежь подстилалась мощной подошвенной водой, залегающей в тех же мергелях и известняках и в трещиноватых, местами кавернозных меловых известняках, идущих на глубину несколько сот метров. Скважины, вскрывавшие эту воду, давали дебит в Дагогнях до 5—7 тыс. т воды в сутки, а в соседнем районе (Берекей) до 20—40 тыс. т воды в сутки. Благодаря наличию такой мощной подошвенной воды давление в газовой залежи Дагогни в процессе ее разработки снижалось всего на 3—4 am против начального, которое достигало 32—33 am)).

По сведениям, которые мы получили от инж. Главгазтоппрома Л. А. Зиновьевой, газоносный хадумский горизонт в Дагогнях имеет мощность 15 м и состоит из битуминозных мергелей с прослойками некарбонатных глин и рыхлых серо-бурых песчаников. Первоначальное давление было от 35 до 40 ати. Оно подверглось значительному понижению. Скв. № 17, вступившая в эксплоатацию 28 октября

1940    г., показала давление в закрытом состоянии 26 ати у устья. Скв. № 20, вступившая в эксплоатацию 16 октября 1940 г. — 12 ати. Скв. № 24—24 ати. Скв. № 25, вступившая в эксплоатацию 6 декабря

1941    г. — 19 ати. Скв. №34—21 ати и скв. № 11-бис—13 ати. Вместе с тем все эти скважины дали малый дебит. За время разработки место* рождения Дагогни дебит понизился сильнее, чем пластовое давление.

Причинами такой траты давления были не только подземная утечка газа и нерациональная разработка, но и нерасчетливая трата подземных запасов воды, подстилающей газовую залежь. Скважины в районах Дагогни и Берекей, вошедшие в эту воду и давшие сильное переливание воды, так и были оставлены с этим переливанием. Они выпустили из указанного подземного резервуара, являющегося общим для Дагогней и Берекея, громадные количества воды и этим ослабили давление в резервуаре.

При разработке газового месторождения по гидравлическому ре» жиму изучению и охране подлежит не только газовое месторождение, но и месторождение воды, дающей напор газу. Изучение водяного месторождения производится по методам гидрогеологии и инженерной геологии. Для каждого газового месторождения гидравлического режима должен быть установлен «округ охраны месторождения воды», дающей напор газу. Для практики установления таких округов охраны полезно ознакомиться с деломустановления округов охраны источников целебных минеральных вод. На Кавказе это дело было хорошо поставлено. Внутри таких округов охраны запрещалось бурение скважин в те пласты или водоносные зоны, которые содержат охраняемую воду.

За весьма малыми исключениями все воды, дающие напор газовым залежам гидравлического режима, есть воды минерализованные. Вода под Дагогнями и Берекеем имеет высокую температуру и весьма сильно минерализована. Уже это одно показывает, что, хотя запасы этой воды были велики, они все же были ограничены.

Такую же охрану вод надо установить и для нефтяных месторождений гидравлического режима.

В США рациональная система разработки газовых месторождений гидравлического режима и на практике, и в литературе отсутствует.

По существу есть только две системы добычи газа:

1)    пневматическая и

2)    гидравлическая.

В первой системе силой, двигающей газ к скважинам, является давление и расширение газа, во второй — давление воды. Газ — эластичен, а вода практически не эластична. До сих пор фактически преобладала первая система. По ней газ добывался из месторождений газового режима и во многих случаях даже из месторождений гидравлического режима. Вторая система рациональнее и выгоднее. По ней можно добывать газ из всяких месторождений.

РАСПОЛОЖЕНИЕ СКВАЖИН НА СТРУКТУРЕ

Предположим, что мы имеем антиклинальную складку или купол,, и поперечный разрез этой структуры изображен на фиг. 60. Рассмотрим, два варианта расположения скважин на этой структуре. Скв. № 1 находится в высшей точке структуры и встретила газоносный пласт на глубине 1000 м. Скв. № 2 расположена на крыле, и газоносный

Сид. (V/    Ск&    $?    Поверхность    земли

пласт в ней ветретился на глубине 2000 м. Предположим, что в этой местности каждые 10 м глубины прибавляют давление на 1 am. В скв. № 2 на глубине 2000 м давление будет 200 ата. Отсюда не следует, что в скв. № 1 оно будет 100 ата. Нет, давление будет намного выше. Оно будет равно 200 ата минус вес столба сжатого газа высотой 1000 м. Следовательно, оно будет немногим меньше 200 ата. Пористый газоносный пласт передает давление из нижних сфер в более высокие. В этом и заключается главная причина ненормально высоких давлений, встреченных во многих газовых скважинах.

Например, в месторождении Ронок в южной Луизиане давление в газоносном пласте на глубине 2667 м оказалось не 266,7 ата, а

293,5 ата, т. е. на 26,8 am выше нормального. Очевидно, в эту точку передалось по пласту давление из более глубоких частей месторождения,

Выгоднее пробурить скв. № 1, чем скв. № 2. Во-первых, она обойдется более, чем вдвое, дешевле и потребует намного меньше времени для бурения, а это очень важно в начале разработки месторождения, когда затраты еще не начали окупаться и когда вследствие большой нужды в газе для окружающего района, еще не снабженного газом, требуется как можно скорее дать газ этому району.

Во-вторых, эксплоатация скв. № 1 будет выгоднее эксплоатации скв. № 2. Амортизация капитальных затрат меньше. Нужны более короткие колонны насосных и сифонных труб. Легче борьба с водой, если таковая будет появляться в скважине и т. д. В скв. № 1 мы пользуемся большим давлением на малой глубине, а соответственно давлению будет и дебит.

В-третьих, газ более охотно пойдет от скв. № 2 к скв. № 1; чем обратно. Углеводородный газ всегда стремится итти кверху. Потому-то газ и скопился в сводах антиклиналей и куполов, что стремился итти кверху. Потому-то он и дает выходы газа на поверхности земли. В недрах его может удержать, да и то не сполна, лишь непроницаемая порода. Газа не бывает в нижних частях синклиналей.

На крыльях складки или купола находится тот газ, который при данном давлении не смог найти себе места в сводах этих структур, уже занятых прежде пришедшим газом.

Метан есть самый легкий газ земной коры. Водорода в ней нет, а гелий имеется в очень малых количествах и обычно примешивается к метану. Так как, кроме метана, в земной коре есть и другие газы, происходит смешение газов вследствие диффузии. Но на глубинах под большим давлением в пористой среде при повышенной температуре, увеличивающей вязкость газов, и при малых скоростях движения диффузия идет медленно и не сполна. Газ в высших точках структур более богат метаном и менее богат тяжелыми газами, чем на более значительных глубинах. Азота больше в верхних частях, а углекислоты и тяжелых углеводородов — в нижних. Это можно установить только очень тщательными химическими анализами. Для большинства месторождений такие анализы не сделаны. Но, например, в районе Монро выяснилось, что в одном и том же пласте состав газа не одинаков по всему пласту. В юго-восточной части, где газоносная зона лежит глубже, газ содержит 0,0803 л бензина, а в остальной части —

0,03345 л бензина в 1 м^г. Содержание бензина указывает на содержание тяжелых углеводородов.

Эксплоатацию при газовом режиме надо ставить так, чтобы она соответствовала естественному стремлению газа итти вверх. Если мы добываем газ из скв. № 1 и этим снижаем давление в верхней части структуры, в нее пойдет с крыльев газ по тем путям, которые были проложены газом, ранее собиравшимся в своде. По этим путям веками шел газ. Мы используем природные пути, существование и качество которых доказано скоплением газа в своде. Мы используем движение в том же направлении, в котором газ шел раньше, а не в обратном.

В скв. № 2 над пластом лежит толща пород в 2 км мощности, а в скв. № 1 — только в 1 км. Двухкилометровая толща своим весом будет выжимать газ по пласту к скв. № 1. Потому-то Тиллотсон (цитирован выше) и говорит, что «одна скважина, поставленная на с воде (именно на своде, а не на крыле) купола, может дренировать весь купол».

Если месторождение представляет моноклиналь или наклонную линзу, все изложенные положения применимы и к ним. В каждом газовом месторождении есть наиболее поднятое место. С него при газовом режиме и нужно начинать эксплоатацию.

Если крылья купола или антиклинали не широки, достаточно одной скважины в центре свода купола или нескольких скважин по линии перегиба газоносного пласта в своде антиклинали. Но надо найти это наиболее поднятое место. Нам нужно наиболее поднятое место пласта, а не поверхностных слоев. Обычно ось антиклинали на глубине отодвигается под более пологое крыло. Но бывает и наоборот.

При большой ширине крыльев складки или купола или при большой ширине газоносной моноклинали требуется несколько последовательных рядов скважин. Ряды вытянуты по простиранию слоев. Каждый ряд стоит на одной изогипсе пласта.

Если мы хотим разработать обширное месторождение, имеющее газовый реЖим, и не вводим искусственно гидравлического режима, в расстановке скважин нужно итти обратно тому, как было выше показано для гидравлического режима. Нужно итти от наиболее поднятого места структуры по падению пласта к нижней окраине газоносной площади, переходя на все более и более низкие изогипсы пласта. Но в обеих системах, и гидравлической и пневматической, газ при эксплоатации одинаково должен итти вверх по восстании* пласта.

СИСТЕМЫ ПОСЛЕДОВАТЕЛЬНОЙ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ

Изложение систем

Мы рассмотрели расположение скважин по газоносной площади. Теперь рассмотрим выработку месторождения в вертикальном направлении. В этом отношении можно наметить следующие системы.

I.    Система одновременной выработки всех пластов

II.    Системы последовательной выработки

1)    Система «сверху вниз», начиная с самого верхнего пласта и кончая самым нижним

2)    Система «снизу вверх»

3)    Выборочная система

Во многих месторождениях газоносным пластом является только один пласт или одна газоносная зона. Но есть много месторождений, содержащих два или несколько отдельных газоносных пластов или зон. Разработка многопластовых месторождений — дело сложное и ответственное. Для такой разработки нужен основательно продуманный план. Главным вопросом является вопрос о давлениях. Если месторождение имеет два или несколько пластов и во всех пластах давление одинаковое и состав газа одинаковый, вопрос разрешается просто. Но если давление одинаковое, а состав газа разный, вопрос несколько осложняется. Особенно сложен он в отношении многопластовых месторождений, имеющих разное давление в пласт'ах. В скважине неправильной конструкции газ из пласта высокого давления может пойти в пласт низкого давления, и мы будем заниматься пере-пусканием газа из одного пласта в другой. Во многих случаях это недопустимо.

Если в многопластовом месторождении в разных пластах имеется газ разного состава, то и при одинаковом давлении иногда приходится каждый отдельный газ добывать, транспортировать, хранить и применять отдельно. Есть месторождения, в которых газ одного пласта содержит сероводород, а газ другого пласта сероводорода не содержит. Недопустимо сероводородный газ перепускать в пласт с чистым газом. Добывать, транспортировать и хранить чистый газ следует отдельно от сероводородного. Газ, содержащий сероводород, тотчас по его выходе из скважин нужно направить на сероочистку.

Есть месторождения, где газ одного пласта не содержит бензина или содержит бензин в таких ничтожных количествах, что нет расчета извлекать бензин, а газ другого пласта содержит бензин; этот газ следует добывать отдельно и направлять на газо-бензиновый завод.

В некоторых месторождениях разные пласты содержат газ, сильно отличающийся по калорийности и т. д.

Для многих многопластовых месторождений требуются изоляция отдельных пластов и отдельные пути для газа разных пластов по скважине или же отдельные скважины на каждый пласт,

В многопластовом месторождении обычно в каждом следующем* т. е. нижележащем пласте, давление выше, чем в предыдущем. Но бывает и иначе.

К числу исключений относится месторождение Верц, в котором первоначальные давления были:

Система одновременной выработки всех пластов

Система одновременной выработки всех пластов тем труднее осуществима, чем больше пластов содержит месторождение. Для нее особенно важно:

1)    при бурении на нижние пласты обезопасить проходимые пласты от порчи, обводнения, утечки газа и пр.;

2)    дать рациональную конструкцию скважинам.

Возможны два варианта одновременной эксплоатации нескольких пластов:

1.    На каждый пласт отдельные скважины и каждая скважина экс-плоатирует только один пласт.

2.    Скважина может брать газ одновременно из двух или трех пластов, но пласты должны быть изолированы друг от друга, и газ каждого пласта имеет в скважине отдельный путь. Изоляцию пластов можно осуществлять пакерами или цементом. Такие скважины называются двухпластовыми и трехпластовыми.

Четырехпластовых пока в практике не было. В трехпластовых скважинах возможна, например, такая конструкция.

Газ из нижнего пласта идет внутри насосных труб диаметра 2", из среднего пласта в кольцевом пространстве между насосными трубами 2" и 4" и из верхнего пласта в кольцевом пространстве между насосными трубами 4" и обсадными трубами 6".

Применяются и другие комбинации диаметров, как например: сифонные трубы Г', насосные трубы 2,5" и обсадные трубы 5" или 4,5".

На устье скважины устанавливается сложная елка с шестью отводами, из которых три запасные. Дальше газ трех пластов идет по отдельным газопроводам разного давления.

Мнения специалистов в США о трехпластовых скважинах разные. Некоторые специалисты находят эти скважины выгодными и рациональными. Другие с этим несогласны и предпочитают трехпластовым скважинами отдельные скважины на каждый пласт. Некоторое распространение двухпластовые скважины получили на газово-конденсатных месторождениях южной Луизианы и в юго-западном Тексасе. Их много на крупном месторождении Вилль-Плетт, где положили много труда на введение трехпластовых скважин и от них отказались, оставив лишь двухпластовые. В литературе США есть описания, в которых охарактеризованы многочисленные затруднения, возникающие при эксплоатации трехпластовых скважин. Газово-конденсатные пласты лежат на большой глубине. Доведенные до них скважины обходятся очень дорого. Поэтому понятно стремление добиться, чтобы такая скважина моглаэксплоатировать одновременно несколько пластов, и не бурить лишние скважины. Газовые месторождения в сравнении с газово-конденсатными лежат на малой глубине, и скважины стоят во много раз дешевле. Такие скважины можно бурить отдельно на каждый пласт или на два пласта. В США многопластовые газовые месторождения многочисленны. Но по отношению к общему числу скважин на них процент двухпластовых скважин очень малый, а трехпластовых — ничтожный.

Из трехпластовых скважин трудно удалять скапливающуюся воду. В кольцевые пространства нельзя спустить сифонные трубы, да и последняя колонна насосных обычно имеет слишком малый диаметр. Иногда над пакерами скапливаются грязь, соль или песок. Приходится чистить скважины. Иногда приходится вынимать насосные трубы и пакеры. Во время ремонта или чистки трехпластовой скважины по ней возникает сообщение между пластами, и газ из пластов высокого давления идет в пласты меньшего давления. Есть мнение, что такое перепускание газа особенного вреда не представляет. Защитники этого мнения говорят, что во многих местах США истощенные газовые месторождения служат для хранения избытков газа, добываемого летом на других месторождениях. Летом в истощенный пласт компрессорами нагнетается газ, а зимой его обратно добывают в тех же количествах.

Действительно, такое хранение газа в истощенных газовых и даже нефтяных пластах в США широко практикуется, и истощенные пласты прекрасно служат в качестве громадных подземных газгольдеров. Обычно весь накачанный в истощенный газовый пласт газ в тех же количествах, при тех же изменениях давления можно получить обратно, а газ, накачанный в истощенный нефтяной пласт, иногда получается обратно с некоторой прибавкой. Но дело в том, что при этом нагнетании никогда не превышают первоначального давления в пласте и даже не доводят до него.

Предположим, что в каком-нибудь месторождении первоначальное давление в пласте было 50 ата. При эксплоатации оно понизилось, например, до 3 ата. Пользуясь этим месторождением для хранения газа, обычно нагнетают в него газ с давлением в несколько атмосфер, редко доводят до 20 ата и очень редко до 30 ата, так как во-первых, нагнетание под большим давлением дорого стоит: требуются трехступенчатые компрессоры. Во-вторых, обычно большое давление и не требуется; для тех количеств газа, которые нужно поместить на хранение, хватает вместимости пласта и при малых давлениях. В-третьих, не желают рисковать, делая необычные эксперименты над пластом.

Предположим, однако, что в такой пласт, имевший первоначальное давление 50 ата, мы накачали газ под давлением 70 ата. Мы не знаем, что произойдет. Может просто порваться непроницаемая оболочка пласта: весь газ уйдет по трещинам в вышележащие пористые пласты и где-нибудь прорвется на поверхность там, где эти пласты подходят близко к поверхности. Аналогичный случай прорыва газа был в 1 км от скв. № 277 на Журавлевско-Степановской площади Бугу-Руслана. Может быть первоначальное давление и было то, при котором газ держался в пласте, а все, что накапливалось сверх этого давления, уходило. Каждый сосуд, рассчитанный на большое внутреннее давление, имеет предохранительный клапан, автоматически открывающийся, когда давление доходит до предела. Может быть некоторые газовые пласты имели и имеют такие предохранительные клапаны в виде открывающихся и закрывающихся трещин в породе над пластом.

Они открываются, когда давление превысит первоначальное, и закрываются когда оно упадет.

Первоначальное давление в газовом месторождении сложилось геологически и соответствует сложному комплексу физических, химических и геологических явлений и сил. Неизвестно, что произойдет, если мы накачаем в пласт газ намного выше первоначального давления. Может быть газ не просто сожмется в том же объёме по закону Бойля с обычным отклонением, а найдет себе новый объём, откуда мы его не получим. Он может уйти на адсорбцию в мелких порах соседних пород. Он может раствориться в воде или других жидкостях. Он может уйти на образование пленки сгущенного газа вокруг зерен пород, вновь занятых этим газом, и т. д.

Вообще различные месторождения при нагнетании в них газа для хранения ведут себя по-разному. Некоторые, как например, обширные месторождения в Кентукки, ведут себя по закону Бойля с обычным отклонением и на каждую атмосферу повышения давления принимают в себя одинаковое количество газа и столько же отдают его обратно при понижении давления на каждую атмосферу. Словом, месторождение ведет себя по формуле P=kY, где Y — накаченный или взятый обратно объём. Очевидно, здесь есть «постоянство объёма резервуара».

Месторождение Дзоар в штате Нью-Йорк ведет себя по уравнению P=kY~Y> Увеличили давление вдвое, а газа поместилось в 4 раза больше и т. д. Очевидно, здесь нет постоянства объёма резервуара. При повышении давления газ находит новый объём.

Месторождения в штате Арканзас ведут себя еще иначе и.также не имеют постоянства объёма резервуара.

В результате вышеизложенного мы устанавливаем принцип:

Если при одновременной разрабдтке в одной скважине нескольких пластов происходит временное перепускание газа из пласта высокого давления в истощенный пласт, имеющий меньшее давление, против такого перепускания нет возражений при следующих трех условиях:

1.    Давление в том пласте, в который перепускается газ, не следует доводить до первоначального давления этого пласта, т. е. до того давления, которое этот пласт имел в самом начале его разработки.

2.    Перепускание возможно только в определенные, хорошо известные пласты, предназначенные для эксплоатации в недалеком будущем.

3.    Не должно быть перепускания газа в пласты, малоизвестные и считающиеся непромышленными. Между промышленными пластами или выше их могут быть, например, прослойки песчаника в глинах. Они могут поглотить много газа.

Первое из этих условий весьма трудно выполнимо. Чтобы его выполнить и проследить за его выполнением, надо замерять давление в том пласте, куда перепускается газ. А как замерять это давление? Если перепускание идет по-за трубам, мы это давление узнать не можем. Если пропускание идет по открытому забою или внутри труб, имеющих отверстия против пласта, в который пропускается газ, мы можем определить лишь давление внутри скважины, а в пласте оно может быть иным.

Нельзя ли давление вычислить теоретически?

Назовем пласт, откуда идет газ, нижним, а пласт, в который он идет, верхним, потому что в большинстве случаев так и бывает.

Если нам точно известны вместимость нижнего пласта, которую назовем вместимость верхнего пласта, которую назовем v₂; давление в нижнем пласте до начала перепускания, назовем это давление P_L; и давление в верхнем пласте до начала перепускания, назовем это давление Р₂, то по окончании перепускания оба пласта и скважина составят один общий резервуар, в котором установится новое давление. Назовем его Р_ср. Оно будет:

р V\P\ -\-и₂Ръ ^ИсР- _0l+v₉    •

Здесь все три давления выражены в ата, а объёмы в м³. Не учтено отклонение от закона Бойля, которое для нижнего пласта будет значительно выше, чем для верхнего. Если учесть отклонение, то Р_ср будет несколько выше, чем по указанной формуле.

Не учтено влияние изменения температуры. Войдя в верхний, более холодный пласт, газ уменьшится в объёме. Но и от закона Гей-Люссака есть отклонение. Все это можно было бы подсчитать, но нам неизвестна вместимость пластов.

Система последовательной выработки пластов, начиная с верхнего

Последовательная выработка пластов, начиная с самого верхнего и кончая самым нижним, есть наиболее простая, легкая, удобная, надежная и безопасная для месторождения.Мы считаем ее рациональной системой разработки месторождений.

Разработка начинается с самых дешевых скважин, имеющих малую глубину. Эта дешевизна начала эксплоатации имеет большое значение для предприятия, когда капитальные затраты на разведку и прочее еще не начали окупаться. Вторая выгода — быстрота выдачи газа на потребление и получение за него денег. Эта быстрота достигается малой глубиной первых скважин и большой скоростью их пробури-вания. На нижние пласты бурение требует гораздо больше времени. Важно скорее дать газ окрестному району, который еще не имел газа и ждет его. Потом, когда предприятие окрепнет и первая нужда в газе будет удовлетворена, можно бурить и глубокие дорогие скважины на нижние пласты.

Когда в данное время разрабатывается только один пласт, а не несколько пластов самой различной глубины залегания, все скважины имеют, приблизительно одинаковый тип. Для них в массовом масштабе заготовляется однотипное стандартное взаимозаменяемое оборудование. Достигается простота в работе. Избегаются ошибки, связанные с бурением самых разнокалиберных скважин на разные пласты, еще недостаточно изученные. При эксплоатации одного пласта все скважины имеют приблизительно одинаковое давление и одинаковое оборудование. Газ идет в одну собирательную сеть, тогда как при одновременной эксплоатации, и верхних, и нижних пластов пришлось бы иметь две или несколько газосборных сетей разного давления. При разработке одного пласта можно правильно покрывать его газоносную площадь скважинами по той или иной системе. При одновременной разработке нескольких пластов может оказаться, что один пласт надо покрывать по одной системе, а другие пласты по другой. Например, есть месторождения, где верхние пласты имеют газовый режим, а нижние — гидравлический, и фронты воды в них не находятся один под другим. Получается очень сложное покрывание скважинами газоносных площадей разных пластов, причем легко впасть в ошибку.

Итак, по излагаемой системе начинать надо с I пласта. Но это не значит, что в каждом году можно эксплоатировать только один какой-нибудь пласт. Если нужна добыча больше той, которую может давать I пласт, одновременно эксплоатируются два пласта: I и II. Если и этой добычи не хватает, добавляется эксплоатация III пласта и т. д. Важен лишь порядок, так что возражений против этой системы, заключающихся в том, что, проводя эту систему, мы лишаемся добычи какого-нибудь богатого нижнего пласта, не должно быть. По этой системе добывается именно столько, сколько нужно. Если нужно, можно пустить в эксплоатацию все пласты и это совместимо с указанной системой. С ней несовместимы пропуск пластов и преждевременное залезание вглубь с оставлением без эксплоатации каких-нибудь верхних или промежуточных пластов. С ней несовместимо бурение на нижние пласты раньше, чем на верхние. Можно начинать бурение на II пласт только после того, как покрыта скважинами вся газоносная площадь I пласта. Можно начинать бурение на III пласт только после того, как покрыты скважинами газоносные площади I и II пласта, и так далее.

Так как эксплоатация каждого отдельного пласта — очень длительное Дело, бурение на 11 пласт идет по окончании бурения на I пласт, но во время эксплоатации I пласта и так далее. Постепенно наращиваются категории скважин. Каждый пласт может потребовать отдельную категорию скважин по конструкции, оборудованию, проценту отбора, размеру противодавления и пр. Но пласты, мало отличающиеся друг от друга, могут объединяться и в общие категории. Многопластовое месторождение надо рассматривать как серию отдельных месторождений, наложенных друг на друга. При бурении и при эксплоатации пласты должны быть изолированы друг от друга. Перепускание газа из одного пласта в другой.с излагаемой системой несовместимо.

Вопрос об углублении скважин при излагаемой системе для большинства месторождений на ближайшее время не имеет большого значения. При длительной эксплоатации каждого пласта углубление скважин, закончивших эксплоатацию на каком-нибудь пласте, на следующий пласт может потребоваться не скоро. Однако есть быстро истощающиеся пласты. В штатах Огайо, Пенсильвания и Нью-Йорк есть месторождения, в которых некоторые пласты даже при рациональном начальном проценте отбора быстро снижают дебит и давление, и скважины на них уже через 1,5 или 2 года переходят на экспло-атацию без чок-ниппеля, давая очень малый дебит. Такие скважины приходится углублять, если есть пласты, лежащие ниже.

Скважинам, проектируемым на быстро истощающийся пласт, нужно давать конструкцию, предусматривающую возможность углубления.

Система «снизу вверх»

Система «снизу вверх» взята в СССР из нефтяного дела. В США этой системы, именно, как «системы» нет, и никто ее в виде системы не предлагал. Есть лишь отдельные редкие случаи бурения на нижние богатые пласты с пропуском верхних.

В нефтяном деле развитие систем разработки месторождений имело свою историю. Первая система была построена нами¹⁵⁹. В общем эта система аналогична вышеописанной системе последовательной выработки пластов, начиная с верхнего, но предусматривает и систему расположения скважин по структуре. Ее отличие от описанных систем разработки газовых месторождений обусловлено различием характера газовых и нефтяных месторождений и глубоким различием в физических свойствах газа и нефти. Немалое значение в построении систем имело и различие в длительности жизни газовой и нефтяной скважины. Жизнь нефтяной скважины вследствие высокой вязкости нефти (в 200 раз больше вязкости газа) в среднем намного короче жизни газовой скважины.

В 1925 г. на «Съезде по разработке недр» в г. Москве были доложены сгущающаяся система горного инж. И. Н. Смирнова и ползущая система геолога М. В. Абрамовича. В США долго не было никаких систем. В 1930 г. в «Petroleum Development» была напечатана система инж. Корбетта, но не нашла практического применения.

В 1930 г. в г. Баку была введена и широко рекламировалась система «снизу — вверх». Теперь некоторые специалисты предлагают принять ее и для разработки газовых месторождений. Сущность этой системы, как указано в книге И. М. Муравьева и Ф. А. Требина заключается в следующем:

«На основании данных предварительной разведки продуктивной толщи месторождения отбирается пачка возможных эксплоатационных объектов, подлежащих разработке. Самый нижний из этих горизонтов, получающий название базисного, разбуривается в первую очередь, причем вначале на него бурится ряд «стволовых» скважин по редкой сетке, назначение которых — детальная разведка базисного горизонта в отношении его строения, насыщенности, тектонических нарушений и пр. и освещение при проходке, при помощи карот-тажа, всех вышезалегающих и пропускаемых пока эксплоатационных объектов.

По окончании разбуривания базисного горизонта разбуриваются вышезалегающие горизонты в последовательном порядке снизу вверх

(фиг. 61). Один-два менее мощных и насыщенных горизонта из пачки оставляются в качестве возвратных горизонтов для возврата на них путем сверления дыр с ликвидацией прежних забоев неудачных или истощившихся скважин с основных горизонтов».

Эту систему мы не считаем рациональной.

Неясно, какой горизонт должен быть признан «базисным». Что это — самый богатый или самый нижний?

В Баку это совпало, так как в то время, когда вводилась система «снизу—вверх», самый нижний горизонт считался самым богатым. Но могут быть районы, где самый богатый пласт находится в середине или вверху.

Системе «снизу вверх» приписывалось универсальное значение.

Фиг. 61. Схема разработки месторождения по системе «снизу — вверх». Очереди скважин показа-ны в порядке убывания толщины линий.

Разработка месторождений по системе «снизу вверх» отличается излишней сложностью, невыгодна и сопряжена с большими опасностями порчи месторождения. Разработка начинается с бурения на самый нижний пласт, т. е. с наиболее долговременного бурения самых глубоких и дорогих скважин. В сравнении с бурением на верхние пласты начало реализации продукции сильно оттягивается. В то время как бурение глубоких скважин еще не освоено и имеется мало знаний о месторождении, сразу бурятся самые глубокие скважины. Такое бурение даст большой процент неудачных скважин. При системе «сверху вниз» освоение глубокого бурения идет постепенно, начиная с малых глубин.

При бурении на самый нижний пласт с пропуском всех верхних и промежуточных пластов очень важное значение имеет предохранение всех проходимых пластов от обводнения верхними и промежуточными водами, от порчи пластов глинистым раствором и от выпуска из них газа. Все это трудно выполнимо, требует больших знаний и дорого стоит.

Проходимые пласты должны тщательно изучаться. По определен-ной методике должны отбираться керны и производиться замеры. Должна определяться их продуктивность, чтобы иметь все нужные сведения для возврата в будущем на эти пласты.

При разработке снизу вверх очень важным является вопрос о выборе горизонтов для закрытия воды, о способах этого закрытия и о его испытании.

В связи с этим мы не рекомендуем эту систему для газовых месторождений.

Не сплошное проведение системы «снизу вверх», а бурение некоторых отдельных скважин на какой-либо богатый газом нижний пласт мы считаем возможным идо окончания бурения на верхние пласты. Но при этом должны быть соблюдены следующие условия;

1.    Все вышележащие газоносные пласты должны быть выявлены и изучены.

2.    Все вышележащие газоносные пласты должны быть предохранены:

а)    от порчи их глинистым раствором,

б)    от обводнения верхними и промежуточными водами,

в)    от выпуска из них газа и

г)    от перепускания в них газа высокого давления из нижнего пласта.

3.    При эксплоатации нижнего пласта вышележащие газоносные пласты должны быть изолированы. Выполнить все это не легко.

Возникает вопрос о «консервации пласта». Пласт должен быть законсервирован в первоначальном природном виде, чтобы можно было потом к нему вернуться и установить рациональную эксплоата-цию. Этот вопрос о консервации пластов, вскрытых бурением, должен быть изучен. На первый взгляд представляется, что надежная и полная консервация пробуренного пласта есть дело трудное, рискованное и малоизвестное.

В литературе США нет изложения какой-либо системы разработки газовых месторождений. Мы рассмотрели все многопластовые месторождения США и Канады. Везде работа идет так: сначала покрывают скважинами I пласт, потом II и т. д., последовательно, идя вглубь. Но эксплоатация производится одновременно. Когда есть скважины на всех пластах, все пласты эксплоатируются одновременно. На каждый пласт бурятся отдельные скважины. Если некоторые пласты имеют одинаковое давление, они эксплоатируются совместно одними и теми же скважинами. Это есть описанная нами выше «система последовательной выработки пластов сверху вниз», которую мы и рекомендуем.

Выборочная система

Эту систему мы излагаем только потому, что может быть кто-нибудь будет ее предлагать. Мы ее не рекомендуем, и нам неизвестны месторождения, где бы она применялась.

Сущность этой системы состоит в следующем.

Выбирается наиболее богатый пласт и с него начинается эксплоатация. Затем переходят к наиболее богатому из остальных пластов и так далее. Наиболее бедный пласт вводится в эксплоатацию последним.

В горном деле есть термин «хищническая разработка». В досоветское время местами она широко применялась при разработке месторождений руд и золота. Хищническая разработка заключается в том, что из месторождения выбираются определенные наиболее богатые целики, а остальное или временно оставляется без выработки или совсем бросается, заваливается отвалами, заливается водой и т. д. Впоследствии многие такие места вторично вырабатывались, а многие погибли.

Выборочную систему разработки газовых месторождений мы можем приравнять к описанной «хищнической разработке».

Конечно, если выполнить три условия, изложенные в конце предыдущей главы, мы и выборочную систему считаем возможной. Но выполнить их при этой системе особенно трудно.

Содержание воды в природном газе влияние температуры и давления  »

Библиотека »