Индексы газовой скважины. индекс продуктивности

Глава VIII ИНДЕКСЫ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ИНДЕКС продуктивности

Понятие «индекс продуктивности» мы берём из нефтяного дела.

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

«индекс продуктивности» = ®м*1сутки--

“стат. ^динам

Здесь Q—добыча, выраженная в м³/сутки;

Рстат — давление в скважине, сполна закрытой;

Роинам—давление при эксплоатации.

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

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

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

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

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

Таблица 35

Индекс продуктивности

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

Режим газовый

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

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

2-я строчка:

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

Q=c    97,5.

Последняя строчка

Q = С (50² — О²) = С -2500.

1 am перепада давления

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

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

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

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

Против этого вывода возникает очень простое возражение.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Кальцит и доломит имеют эластичность несколько выше эластичности кварца.

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

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

Таблица 36

Эластичность песчаных пластов

При больших давлениях сжимаемость пласта на 1 am уменьшается

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ТЕМП ПОНИЖЕНИЯ ИНДЕКСА ПРОДУКТИВНОСТИ

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

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

Таблица 37

Индекс продуктивности скважины после понижения давления в пласте на 50%

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

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

1)    давление в закрытой скважине,

2)    дебит открытой скважины и

3)    дебит при том или ином противодавлении,

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

О РАЗМЕРНОСТИ ИНДЕКСА ПРОДУКТИВНОСТИ

Индекс продуктивности, введённый нефтяниками, имеет размерность: м^ъ на 1 am разности двух давлений.

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

Таблица 38

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

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

Таблица 39

Правильный индекс продуктивности

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

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

Если применяется прежняя размерность индекса продуктивности (м³/сутки на 1 am разности двух давлений), то каждое испытание скважины через некоторые промежутки эксплоатации даёт всё новые и новые индексы продуктивности, и нет возможности сделать практические выводы. Если же применять предложенную нами размерность то, производя периодически испытания скважины, мы, при правильной эксплоатации, всегда получаем одинаковые индексы продуктивности. Если же какое-нибудь испытание дало иные индексы, значит что-то неладно. Или процент отбора был слишком велик, и газ нанес в поры пласта около скважины сухую пыль, или в пласте вокруг скважины осели кристаллы соли; или возникла подземная утечка газа; или на дне скважины начал образовываться обвал, постепенно закрывающий пласт; или возникло частичное раскрытие верхней' воды и т. д. Нужно исследовать скважину и принять соответствующие меры.

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

УДЕЛЬНЫЙ ИНДЕКС продуктивности

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

,    индексу    продуктивности    ,_л„,

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

^ ^{м    у}    число    метров    мощности    nriacraxD^{4    J}

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

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

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

ИНДЕКС МАКСИМАЛЬНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ

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

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

Qo

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

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

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

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

Таблица 40

Индекс максимальной продуктивности в районе Монро

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

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

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

СЕМЬ КАТЕГОРИЙ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

По характеру пласта мы делим газовые месторождения на семь категорий:

I.    Месторождения, в которых газоносный пласт состоит из песчаника

II.    Месторождения, в которых газоносный пласт состоит из песка

III.    Месторождения в известняках и доломитах, в которых газоносный горизонт приурочен к древнему эрозионному рельефу

IV.    Месторождения в пористых известняках и доломитах, не приуроченные к древнему эрозионному рельефу

V.    Газоносные темнобурые сланцеватые глины

VI.    Месторождения в вулканических породах. Бывшая пузыристая л аба

VII.    Трещинные месторождения. Газ залегает в сети перекрещивающихся трещин в твердых породах, почти не имеющих пористости (например в метаморфических сланцах)

Главное значение имеют первые пять. Промышленное значение остальных двух невелико. К VI категории относятся месторождения газа в застывшей пузыристой лаве в штатах Вашингтон и Орегон. Отдельные скважины давали до 86 ООО ж³ газа в сутки. Средний дебит — 15 000 ж³ на скважину в сутки. Средний состав газа: метана 81%, азота 10%, этана 8% и углекислоты 1%. Скважины очень долговечны, и некоторые из них без понижения давления дают газ в течение 18 лет. Но давление в газоносных зонах, число скважин и суммарная добыча газа в сравнении с обычными газовыми месторождениями невелики.

Газ в метаморфических сланцах найден в Калифорнии. Были скважины с большим дебитом. В СССР есть углеводородный газ в системе трещин в протерозойских кварцитово-слюдистыхсланцах в Ухтинском районе. Большая часть этого газа под давлением растворена в солёной воде, но в верхних частях трещин под девоном есть газ и в газообразном состоянии. Некоторые скважины давали небольшие газовые фонтаны. Этот газ добывается.

В месторождениях I и II категорий пористость, главным образом, первичная. В месторождениях III категории пористость, главным образом, вторичная. В месторождениях IV категории бывает и первичная и вторичная пористость, причём в некоторых местах преобладает первичная, а в других вторичная пористость.

Пористость и проницаемость месторождений II категории в общем выше, чем у I категории. Месторождения I категории мы можем рассматривать, как месторождения с «уменьшенной первичной пористостью», так как песчаники произошли из песков и представляют слежавшиеся или уплотнённые или сцементированные пески. Это уплотнение и сцементирование зёрен сопровождалось уменьшением пористости и проницаемости.

С практической точки зрения, кроме пористости и проницаемости, а следовательно и дебита, имеет большое значение разница крепости пласта I и II категории. Месторождениям II категории мы не можем назначать столь высокий процент отбора, как месторождениям I категории.

Число газовых месторождений I категории во много раз превышает число месторождений II категории. Чисто газовые (не нефтяные)месторождения в песках сравнительно редки. Причина: для образования чисто газового местооождения требуется очень длительное геологическое время, и за это время песок успеет слежаться и превратиться в песчаник.

В месторождениях I и II категории газ обычно не содержит сероводорода. Многие известняковые и доломитовые месторождения содержат газ с большой примесью сероводорода, но не все.

Почему же многие известняковые и доломитовые месторождения содержат газ без сероводорода?

Вот тут и выступает коренное различие III и IV категории.

В месторождения эрозионного рельефа газ пришёл издалека. Он собирался с обширных площадей и шёл с больших расстояний. Это—его вторичное местопребывание. Раньше в этих месторождениях газа не было, так как породы, содержащие в месторождениях

III категории газ в настоящее время, раньше лежали под поверхностью суши и местами обнажались. В порах циркулировали воздух и вода. Только когда этот эрозионный ре :ьефбыл покрыт последующими отложениями, под ним стал собираться газ. Он шёл преимущественно из соседних областей опускания, из геосинклинальных бассейнов и т. п., где он мог образоваться не в известняках, а в глинах и поэтому не иметь сероводорода. Газ эрозионных месторождений Монро, Хью-готон, Сайр и др. залегает в известняках и доломитах, но не содержит сероводородаВ месторождения Хюготон и Сайр он пришёл из геосинклинали Анадарко, а в геосинклиналях главную массу пород составляют глины и пески.

Известняки и доломиты намюрских, серпуховских и турнейских отложений в Ельшанском месторождении имеют карстовые образования и относятся к III категории. В них газ почти не содержит сероводорода. Повидимому, он пришёл с юго-востока, из Нижне-волжской геосинклинали. Карбонатная свита Бугуруслана не имеет признаков эрозионного рельефа. В ней газ образовался в известняках и доломитах и содержит много сероводорода.

Во многих месторождениях I и II категорий пласты песка или песчаника имеют более или менее однородное строение, более или менее одинаковую пористость и не очень сильно меняющуюся проницаемость. Их мощность мало меняется, и во многих месторождениях эти более или менее однородные пласты распространяются на обширные площади. Для таких месторождений многочисленными замерами можно выводить более или менее вероятные средние значения пористости и проницаемости или устанавливать эти значения для отдельных площадей и для отдельных прослойков пласта. Словом, мы имеем здесь «пласт», и можем применять к нему «законы фильтрации газа в пористой среде».

В месторождениях III категории газ двигается в порах, кавернах и каналах самой разнообразной формы. Есть мелкие поры и крупные каверны. Есть широкие каналы, которые раньше, когда этот горизонт лежал на суше, были каналами, по которым циркулировали грунтовые воды. Эти каверны, поры и каналы созданы путём выщелачивав ния углекислого кальция поверхностными водами. Движение газа в таких каналах нельзя назвать фильтрацией газа в пористом пласте. Да и пласта-то нет, а есть лишь газоносный горизонт, состоящий из сети таких путей. Этот горизонт раньше был древней эрозионной поверхностью. Он приурочен не к определённому пласту, а к древнему рельефу. Он может в горизонтальной или наклонной или волнистой площади пересекать серию ра личных пластов, а именно их головы, выходившие на древнюю поверхность суши, и включать в себя последовательно эти головы. Проницаемость и пористость в месторождениях III категории меняются весьма сильно на коротком протяжении. Достоверные средние величины проницаемости и пористости для этих месторождений мы получить не можем. Крупные каналы обычными стандартными замерами не улавливаются. Ко многим месторождениям, ив том числе очень крупным, мы понятие «проницаемость» прилагать не можем, а следовательно, не можем прилагать и те формулы подземной гидравлики, в которые входит проницаемость.

К числу месторождений IV категории относятся оолитовые известняки и оолитовые доломиты, содержащие газ. В них пористость первичная. Есть известняки и доломиты, содержащие пористость в промежутках между раковинами, в пустотах внутри раковин и т. п. Это также первичная пористость. Некоторые месторождения этой категории содержат вторичные доломиты, происшедшие из известняков. Как известно, при превращении известняка в доломит сокращается объём минерала или породы и могут возникнуть поры. Это — вторичная пористость. К числу таких месторождений относятся многие месторождения газа в пласте Трентон в штатах Индиана и Огайо на западном и северо-западном склоне свода Цинциннати. Пласт Трентон относится к нижнему силуру и состоит из доломитов, известняков и доломитизированных известняков. Его мощность — от 150 до 170 ж, но скопления газа встречаются лишь в верхних 15 ж. Пови-димому, первоначально он отложился как известняк, но впоследствии известняк местами превратился в доломит, местами — в частично доломитизированный известняк и местами остался известняком. Как известно, чистый доломит содержит 54,35% углекислого кальция и 45,65% углекислого магния. Пористость пласта Трентон была изучена известным специалистом этого дела А. Ф. Мельчером. Выяснилось, что при возрастании в пласте содержания углекислого магния возрастают его пористость и дебит. Чистые известняки в этом пласте показали пористость не выше 5% и не дали газа в промышленных количествах. Там, где пласт содержит менее 15% углекислого магния, скважины дали малый дебит и показали давление ниже нормального. Кроме Мельчера, пласт Трентон изучался геологом Э. Ортоном ^х. Ортон полагает, что промышленный дебит из пласта Трентон получается только там, где этот пласт содержит не менее 30% углекислого магния.

К месторождениям IV категории можно применять понятия пористость и проницаемость, но с более значительными затруднениями, чем к месторождениям I и II категории.

ТЕРМИНЫ «ПЛАСТ» И «ГОРИЗОНТ»

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

Г азоносные горизонты

1.    Горизонты древнего рельефа (древняя эрозионная поверхность)

2.    Горизонты, приуроченные к несогласному залеганию слоев

3.    Горизонты₅ приуроченные к перерыву в отложении слоев

4.    Горизонты выклинивания пористых слоев

5.    Горизонты, приуроченные к зонам закупорки пористых пластов

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

7.    Отдельные пористые горизонты в дласте

8.    Системы орогенических трещин в плотных породах

9.    Сети трещин отдельности

10.    Горизонты верхних пузыристых частей застывшей лавы

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1)    орогенические (тектонические),

2)    стратиграфические,

3)    седиментационные,

4)    фациальные,

5)    диагенетические,

6)    вулканические и др.

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

2.    Газоносная толща.

3.    Газоносная порода.

4. Газоносная формация.

5.    Газоносная система

6.    Газоносная среда.

7. Газоносный резервуар.

8.    Газоносная зона.

9.    Газоносная сеть.

10.    Газоносная залежь.

11.    Скопление газа.

12.    Газовый коллектор.

В США терминология —такая:

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

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

Геологи, описывающие газовые месторождения, применяют следующие термины:

.1. Gas rock — газоносная порода

2.    Gas    rock reservoir    |

3.    Gas    reservoir    I    сносный    резервуар

4.    Gas    horizon    \    „

5.    Gas    bearing horizon    f    газоносный    горизонт

6 Gas sand — газоносный пласт.

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

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

породы,

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

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

МЕСТОРОЖДЕНИЯ Ш КАТЕГОРИИ

Месторождения I и II категории общеизвестны. Это — пластовые месторождения. До сих пор они и служили главным объектом применения формул подземной гидравлики. Месторождения III категории нельзя назвать пластовыми, хотя газ и содержится в пластах. Они должны составить особый отдел в подземной гидравлике. Для них нужны иные формулы.

Месторождения III категории в мировой добыче газа занимают крупное место. Типичными примерами этих месторождений являются три самых крупных месторождения газа в США: Хьюготон, Панхандль и Монро.

Месторождение Хьюготон

В месторождении Хьюготон газ залегает в порах, кавернах, каналах и трещинах в известняках и доломитах. Первоначальную пористость имеет тонкий пласт оолитового известняка, залегающий спорадически. Он найдён далеко не во всех скважинах. Его промышленное значение невелико. Главное значение имеет вторичная пористость. Месторождение содержит шесть газоносных горизонтов. Их суммарная мощность, включая разделяющие их глины и непористые известняки, составляет 76 м. Суммарная мощность шести горизонтов, исключая непористые слои, около 13 м. Газ в газоносных горизонтах распределён не одинаково и неравномерно. Нет ни одной скважины, которая дала бы газ из всех шести горизонтов. Большею частью скважина даёт газ из двух или трёх горизонтов. Некоторые, очень редкие, —только из одного. Некоторые — из четырёх. Комбинации горизонтов, давших газ в той или иной скважине,—самые разнообразные. Но нет ни одной скважины, которая внутри общей границы газоносной площади совсем не дала газа.

Пустых мест внутри площади нет. Но дебит скважин — самый разнообразный.

Керны, вынутые из скважин, показали, что газоносный известняк и доломит имеют разъеденный вид. Они содержат поры, каверны и каналы самой разнообразной формы и разной величины. На стенках многих каверн сидят кристаллы кальцита. Эти известняки и доломиты отложились в мелком море, но во время их отложения происходила борьба суши с морем. Местность то делалась сушей, то снова покрывалась морем. Когда район превращался в сушу, в слоях известняка и доломита циркулировала дождевая вода, растворявшая и уносившая углекислый кальций. Верхний горизонт разъеден особенно сильно. Очевидно, когда местность была сушей, он представлял водоносный горизонт, по которому циркулировали грунтовые воды. Но такие каналы циркуляции подземных вод имеются и в нижних газоносных горизонтах. Некоторые слои известняка почти нацело были растворены и оставили после себя мучнистую красную кремнисто-известко-вистую глину и соответствующие прежнему объёму пустоты. Никакой постоянной или средней пористости или проницаемости вывести нельзя, хотя некоторые исследователи оценивают объём пор, каверн и каналов по отношению к объёму породы в среднем в 20%. Кроме пор, каверн и каналов есть также трещины.

Все шесть газоносных горизонтов трещинами и каналами соединены между собой и представляют один общий газовый резервуар. Его можно назвать газоносной зоной. Во всех горизонтах — одинаковое давление. Первоначальное давление было 33,84 ата. За 12 лет эксплоатации оно понизилось только на 10% и при том только на участках, занятых скважинами с долговременной эксплоатацией. Каждая скважина очень мало снижает давление в пласте, но это малое понижение давления распространяется на большое расстояние, иногда свыше 4 км, причём понижение давления распространяется в разные стороны неравномерно. Никаких определённых направлений распространения понижения и никакой закономерности в этом понижении вывести не удалось.

Кровля газоносной зоны залегает на глубине от 720 до 807 м, она наклонена на восток в размере 4 м на 1 км. Но и равнинная поверхность земли наклонена на восток в размере 2,45 м на 1 км, так что у восточной границы газоносной площади кровля зоны лежит лишь на 87 м глубже, чем у западной. Глубины скважин мало отличаются друг от друга.

Имеются сведения о дебите всех отдельных скважин как в открытом состоянии, так и при эксплоатации. Минимальный первоначальный дебит в открытом состоянии (у одной скважины) был 26 788 м³/сутки. Максимальный, также у одной скважины,— 1 117 44Ъм^ъ/сутки^ Дебит остальных скважин заключается между этими цифрами и весьма разнообразен. Давление в пласте почти одинаковое. Зона общая для всех скважин. Диаметры, глубины и конструкция скважин — почти одинаковые, а дебит — разный, и при том различающийся весьма сильно. Дебит одной скважины может в 40 раз превосходить дебит соседней скважины. Ясно, что здесь Q_0y будучи частично результатом пластового давления, есть главным образом результат «качества путей газа». Мощность мы включаем в качество путей, но она имеет малое значение. Главное—на какие каналы и трещины попала скважина.

Мелодебитная скважина, вероятно, не попала на главные каналы_у а попала на мелкие каналы, представляющие затруднённый путь для газа из главных каналов в скважину. Но иногда торпедированием или обработкой НС1 удавалось проложить хорошие пути от скважины до какого-нибудь главного газоносного канала,находящегося по соседству, и после этой обработки скважина сильно увеличивала Q₀.

Так как пластовое давление в месторождении Хьюготон за время эксплоатации понизилось очень мало, дебит скважин в открытом состоянии понизился также мало. На 1 января 1943 г. после 15 лет эксплоатации 354 скважины в той части района Хьюготон, которая расположена в штате Канзас, имели суммарный дебит в открытом состоянии 130 559 465 м³1сутки. Если мы эту цифру разделим на число скважин, то получим средний арифметический дебит 368 812 м^г на скважину в сутки. Но это не есть первоначальный дебит, а для получения показателя путей газа, т. е. максимальной пропускной способности газоносной зоны, в которую попала скважина, 0₀ надо брать по первоначальному дебиту.

В месторождении Хьюготон индекс максимальной продуктивно

ности -I- оказался равным:

у самой малодебитной скважины 812,

у скважины максимального дебита 33 862 и

у скважины среднего дебита 15 020.

В 1939 г. вступило в эксплоатацию 11 скважин. Их средний первоначальный дебит в открытом состоянии был 495 640 м³ на скважину

в сутки, и было равно 16 521.

Известняковые и доломитовые месторождения III категории имеют более высокие индексы максимальной продуктивности, чем песчаниковые.

Месторождение Панхандль

Газоносная площадь Хьюготон своей южной частью сливается с газоносной площадью месторождения Панхандль. Оба месторождения составляют один общий газовый резервуар с одинаковым давлением. Они имеют общую известняково-доломитовую газоносную зону, но в Панхандле под ней лежит погребённый гранитный хребёт, бывший до отложения известняков и доломитов сушей. Поверхность его сильно разрушена. На склонах лежит аркозовый песок, происшедший от разрушения гранита. В этом песке местами есть много валунов и гравия. Валунный песок и гравий содержат газ. Кроме того, есть газ в верхних частях гранита, содержащих много трещин, пор и каверн, происшедших от выщелачивания дождевыми водами ферро-магнезиальных минералов из гранита. Газоносный резервуар полуразрушенного гранита, гравия и аркозового песка каналами выщелачивания и трещинами соединён с известняково-доломитовой газоносной зоной и имеет с ней одинаковое давление. Суммарная мощность трещинно-пористо-кавернозной зоны, содержащей газ в Панхандле, составляет в среднем около 20 м, но имеет очень большие вариации на этой громадной площади. В одном месте мощность одного только аркозового песка доходит до 213 м. Есть места, где известняководоломитовый горизонт смыт, и газоносны только песок и гранит. Характер известняково-доломитовой зоны в Панхандле такой же, как и в Хьюготоне.

Итак, в Панхандле при одинаковом первоначальном давлении во всех газоносных горизонтах и по всей площади дебиты скважин чрезвычайно различны, и эти различия, как и в Хьюготоне, объясняются большими вариациями в качествах путей газа к скважинам. Геологи Котнер и Крам, описавшие месторождение Панхандль \ говорят: «Некоторые из скважин, поставленных между скважинами очень большого дебита, дали очень малый дебит».

Минимальный дебит в открытом состоянии был 57 тыс. м³ и максимальный — более 3 млн. м³ на скважину в сутки. Всего до 1 января 1933 г. на месторождении Панхандль было в эксплоатации 703 скважины. Их первоначальный дебит в открытом состоянии был чрезвычайно различен. Средний арифметический для всех этих скважин — 758 900 м³ на скважину в сутки.

Qo/Рз в Панхандле

у самой малодебитной скважины— 1 781, у наиболее высокодебитной — 96 774 и средний для всех скважин — 24 480.

В общем, благодаря аркозовому песку и полуразрушенному граниту индекс максимальной продуктивности в Панхандле выше, чем в Хьюготоне.

Район Монро

Район Монро находится в северо-восточной части штата Луизиана на низменной аллювиальной равнине. Высота этой равнины над уровнем моря составляет 25 м, но в районе Монро на этой равнине есть отдельные возвышенности, подымающиеся до высоты 40 м над уровнем моря.

I пласт лежит на глубине от 625 до 701 м. В западной части района он залегает в свите Наварро верхнего отдела меловой системы и состоит из мелового песка и песчаника с первичной пористостью. Эта пористость расположилась по слоям стратификации и меняется как по простиранию слоев, так и перпендикулярно к слоям. Здесь I пласт имеет мощность от 3 до 15 м. Первоначальный дебит скважин в открытом состоянии был от 28 до 708 тыс. м³ газа в сутки, в среднем 140 тыс. м^ъ. Дебит в этой части района зависит от пористости, а не от расположения скважины на структуре. Наиболее высоко I пласт поднят у западного края района и здесь скважины дали малый Дебит.

В тектоническом отношении район Монро — это купол слоев меловой системы, но газовый пласт не есть определённая стратиграфическая единица. Он залегает в разных свитах. Поэтому тектоника

I пласта не совпадаете тектоникой купола. Его углы падения, в среднем, меньше, чем углы падения определённых геологических свит меловой системы этого купола. Поэтому I пласт лучше называть газоносным горизонтом, а не пластом, и горизонт этот — не стратиграфический.

Над свитой Наварро лежит несогласно свита Мидвэй, относящаяся к эоцену, имеющая мощность до 138 м и состоящая главным образом, из тёмнобурой сланцеватой глины. Эта свита образует хорошую непроницаемую покрышку газового месторождения.

Наиболее богатая часть месторождения лежит в центральной, восточной и южной частях района, где перед временем отложения свиты Мидвэй произошла эрозия поверхности и верхних частей отложений меловой системы. Свита Наварро здесь была смыта. Частичному размыву подверглись и нижележащие свиты меловой системы Саратога и Аннона, состоящие главным образом из мела. Эрозия создала неровный рельеф. Возникли возвышенности с крутыми склонами и узкие долины. Разница в высотах этого эрозионного рельефа достигала 46 м. Возникшие меловые холмы были сильно выщелочены. Удаление углекислого кальция создало местами большую вторичную пористость. Растворённый углекислый кальций был снова отложен в форме кальцита в порах пород, лежащих ниже по рельефу. Получилась особая порода: твёрдый кальцитизированный мел, имеющий различную пористость и меняющуюся проницаемость. Меловая порода низменных частей этого дотретичного рельефа была выщелочена значительно менее породы возвышенностей. Порода дна долин и низменных равнин имеет малую пористость. По окончании мелового периода местность опустилась и была занята эоценовым морем. Отложились глины Мидвэй, покрывшие весь дотретичный эрозионный рельеф. Под ними в порах меловых пород скопился газ.

Скважины, попавшие в низменные места эрозионного рельефа, дали небольшой дебит. Скважины, попавшие в возвышенности, холмы и крутые склоны долин, дали особенно большой дебит. Дебит не зависит от расположения скважины по отношению к структуре. Восточная часть месторождения лежит на пониженной части структуры. Но здесь сильно развит дотретичный размыв. Промышленный газоносный пласт здесь имеет мощность от 6 до 12 м. Наиболее богатая

газом часть пласта лежит на 3—4,5 м ниже tro кровли. Первоначальный дебит скважин в открытом состоянии в восточной, южной и центральной частях района был от 57 тыс. до 1 133 млн. м³, в среднем 285 тыс. м³ на скважину в сутки.

Почти по всему району в разных местах в I газовом пласте была встречена в малых количествах солёная вода, но она не подымалась в пласте при эксплоатации и не образовывала конусов или языков. Месторождение не имеет гидравлического режима. Повидимому это вода, оставшаяся местами в пласте при миграции в пласт газа, и газ из этих мест не мог вытеснить воду.

Нефти в месторождении Монро и по соседству с ним не найдено. Газ содержит небольшие количества бензина. В юго-восточной части района в 1 м³ газа имеется 0,0803 л бензина. В направлении на северо-запад содержание бензина быстро уменьшается. В остальных частях района газ содержит в среднем 0,03345 л бензина в 1 м³. Сероводорода в газе нет.

Из газа добывается бензин абсорбцией под давлением.

Геолог P. Fergus, описавший месторождение Монро¹⁴⁴, полагает,, что газ в I пласт пришёл снизу по трещинам сбросов в юго-восточной части района и отсюда распространился по пласту на север и запад. Сначала вошёл лёгкий газ, не содержащий бензина. Позже вошёл, тяжёлый газ.

Есть и другая гипотеза, а именно: газ пришёл не снизу, а с боков по плоскости несогласного залегания с больших расстояний.

Третья гипотеза: газ проник в I пласт из сланцеватых глин свиты Мидвэй.

Повидимому справедлива вторая гипотеза. На это указывает изучение соседнего газового месторождения Ричленд.

И пласт лежит на 30—76 м ниже подошвы I пласта. Местами он относится к свите Вудбайн верхнего отдела меловой системы, местами— к свите Команчи нижнего отдела меловой системы. В нём газоносными являются слои твёрдого или мягкого песчаника, переслаивающиеся с слоями красной глины или серой сланпеватой глины. И пласт имеет малое распространение. Его мощность — от 0,5 до 3 м. Во П пласте есть солёная вода, и она местами быстро затапливает скважины при эксплоатации. До 1 января 1933 г. на И пласт было пробурено 70 скважин. Из них только 23 дали промышленный дебит, но в 17 он быстро кончился. Долговременный дебит дали лишь бскважин.Многие скважины были затоплены солёной водой. Первоначальный дебит скважин в открытом состоянии был от 25 тыс. до 1 642 тыс. м³/сутки. Во многих скважинах промышленники затрамбовали II пласт и вернулись к I пласту.

Газоносная площадь I пласта имеет в длину с севера на юг 46 км и в ширину с востока на запад 33 км. Она равняется 1113,5 км².

Амплитуда подъема слоёв купола — 100 м.

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

ное давление в первом пласте было в среднем 76,3 ати. Оно превышало нормальное давление для глубины залегания I пласта. Такое же давление было и во II пласте.

Площадь разрабатывалась неравномерно. До 1933 г. наибольшее количество скважич было пробурено в юго-восточной части района и здесь давление в пласте местами упало до 8,5 ата. В северной и западной частях района до 1933 г. было пробурено мало скважин и сохранилось первоначальное давление. После 1933 г. постепенно была покрыта скважинами и остальная часть района, но и сейчас есть места, имеющие большие расстояния между скважинами.

В статье P. Fergus дана карга распределения продуктивности скважин и карта распределения давления в пласте по району на 1 января 1933 г. Эти карты показывают, что полосы одинаковых дебитов и полосы одинаковых давлений разместились извилистыми зонами, и это размещение не зависит от тектоники купола.

Скважины в районе Монро бурятся вращательным способом лёгкими буровыми станками. Время фактического бурения скважины от 6 до Ю дней, но на все работы по доведению скважины до эксплоа-тационного состояния уходит от 21 до 32 дней. От 12 до 15 дней по законам штата Луизиана требуется на цементировку и затвердевание цемента. Законы по охране месторождений требуют, чтобы во избежание подземной утечки газа в скважину были спущены три колонны обсадных труб:

диаметра 10 или 12" до глубины 30 — 60 м;

диаметра 8* до сланцеватой глины свиты Кэн-ривер, т. е. до глубины 210 — 250 м и

диаметра 6* до подошвы той породы, которая лежит над 1 -м пластом.

Эти три колонны должны быть зацементированы доверху.

Ниже башмака 6" пробуривается от 9 до 22 м, спускается перфорированный ляйнер диаметра 4,5" и ставится на дно. Верхняя часть его на определённую длину должна находиться внутри труб 6". Затем спускаются насосные трубы небольшого диаметра. Если в скважине при эксплоатации скапливается вода, её периодически выдавливают через насосные трубы. Но есть скважины и с сифонными трубами. Специальные сифонные трубы обычно не спускают. Газ добывают через чок-ниппель или орифайс определённого диаметра в соответствии с разрешенным процентом отбора.

Фиг. 47 показывает, как развивались в районе Монро бурение и добыча газа.

Число скважин в эксплоатации в 1940 г. дошло до 1340. Максимальная годовая добыча была в 1936г.,когда было добыто 6 230 млн. м*. В 1940 г. было добыто 5 521 776 тыс. ж³.

В среднем каждая скважина из тех, которые состояли в эксплоатации на 1 января 1941 г., уже прожила 10,6 лет, за это время дала около 60 млн. м³ и продолжает давать газ. Вследствие истощения пласта ещё не выбыла из эксплоатации ни одна скважина. Были случаи ликвидации скважин только по техническим причинам. В первые годы разработки месторождения, когда не было достаточных знаний ни о месторождении, чи о том, как надо его разрабатывать, были слу-

чаи неурегулированных газовых фонтанов, образования кратеров, порчи скважин неумеренной добычей и т. д.

Первая скважина, получившая в 1916 г. газ в районе Монро, была пробурена в юго-восточной части района, недалеко от города Монро. В этой части и производилась эксплоатация в первые годы.

Постепенно выяснялось распространение газоносной площади. Поверхность юго-восточной части была покрыта очень мелкими участками городского типа, и на каждом, даже маленьком, участке владелец имел право поставить хоть одну скважину. Поэтому здесь получились очень малые расстояния между скважинами. Но из этих скважин был разрешен лишь очень малый процент отбора. В результате всё же получилось, что в юго-восточной части давление в пласте к 1941 г.

1Ш^ 1300 \ 1200 $ 1100 % W001 900 J

ш\\ 700

500

№

(135

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

было сильно снижено. В остальных частях района оно к1 января 1941 г. понизилось лишь на 23,4 am, т. е. на одну треть. Всего До 1 января 1941 г. в районе Монро было Добыто, замерено и утилизирован-но 79 541 891 200 м³ газа. Если к этому прибавить потери газа при неурегулированных газовых фонтанах, при продувке скважин для замера трубкой Пито и разные другие потери, и если взять на 1 января 1941 г. среднее взвешенное давление в пласте по всему району, то окажется, что на 1 am снижения пластового давления в среднем приходится добыча около 3 ООО млн. м³. Справедлив ли для месторождения Монро «закон равной добычи на атмосферу падения», и на каждую ли атмосферу снижения давления Монро добывалось одинаково по 3 ООО млн. ж³, мы точных данных не имеем. Думаем, однако, что добыча на 1 am не была одинаковой. В начале она была больше, а потом меньше. Одна только поправка на отклонение от закона Бойля даёт следующие цифры.

При снижении давления на 1 am от первоначального давления 76,3 ата до 75,3 ата должно быть добыто газа на 23% больше, чем при снижении давления также на 1 am от давления 3 ата до давления 2 ата. Кроме того, надо учесть изменение температуры и откло-

800 742 634 627 S70 "> st3

* т

\ 400

⁴ ш,

§ т а 228

% П!

I

§ ^Л О

Г

100

О

ms

Шы ms т/

то

ms

нение от закона Гей-Люссака. Выпуск из пласта более 80 000 млн. м³ газа и снижение давления на 25 am вызвали некоторое охлаждение пласта.

Если считать, что снижение давления на ¹_j3 дало 80 000 млн. м³, то нельзя считать, что в месторождении ещё осталось 160 000 млн. м³. Вероятно, осталось меньше.

Средняя добыча на скважину в сутки была:

в 1923 г................ 23 274 м*

с 1925 до    1936    г.    . ..........15 516 „

с 1940 до    1944    г........................11300    *

Всего до 1 января 1944 г. в районе Монро добыто, замерено и утилизировано 94 500 млн. м³ газа.

Расстояния между скважинами — разные. Есть участки, где скважины поставлены близко одна от другой. Есть участки с большими расстояниями между скважинами. Есть фабрики, заводы, электростанции и посёлки, занимающие газоносную площадь, и от них скважины находятся на значительных расстояниях. В среднем по всему газоносному району на скважину приходится площадь 0,83 км². Среднее расстояние между скважинами 911 м. Это расстояние оказалось нерациональным. Оно слишком мало.

До 24 июня 1924 г. в Луизиане существовал закон, не разрешавший процент отбора выше 20%. 24 июня 1924 г. был введен новый закон; процент отбора был поставлен в такую зависимость от площади, приходящейся на скважину (табл. 41).

Таблица 41

Инженеры «Департамента по охране природных ресурсов» делали раз в год трубкой Пито определения дебита каждой газовой скважины в открытом состоянии и давления в закрытом состоянии. Каждой скважине назначался максимально допустимый размер суточного экспло-атационного дебита согласно установленному проценту отбора. Затем в течение года через каждые 4 месяца инженеры указанного департамента замеряли давление в каждой скважине в закрытом состоянии, и согласно этому замеру прямо пропорционально изменению давления закрытой скважины вычислялся размер разрешаемого на ближайшие 4 месяца дебита. Например, если давление в закрытой скважине за

4 месяца понизилось на 5%, значит и дебит открытой скважины понизился на 5%. Разрешённый в начале года эксплоатационный дебит уменьшался на 5%. Но и при установленном проценте отбора вообще не разрешалось снижать давление при эксплоатации ниже 50% давления в сполна закрытой скважине.

При замерах трубкой Пито до 1929 г. пользовались формулами и таблицей Олифанта, а после 1929 г. формулами и таблицами В. Рейда. Вследствие большого дебита замерять дебит прибором Орифайс было нельзя.

В конце 30-х годов замер дебита трубкой Пито оказался непригодным, так как предварительная продувка не давала «стабилизации вытекания».

Значение месторождений III категории

Кроме описанных трёх месторождений в США, есть ещё много месторождений III категории. Недалеко от Панхандля, в штате Оклахома, есть месторождение Сайр, относящееся к III категории. Такие месторождения найдёны в пермском бассейне Западного Тексаса, где выявлено семь горизонтов несогласного залегания слоёв.

В Канзасе есть много месторождений газа, залегающих в верхней части так называемого «миссисипского известняка», относящегося к нижнему карбону. По отложении этого известняка произошла региональная дислокация. Возникли складки и куполы. Вместе с тем произошло поднятие местности. Море ушло. Обнажённый известняк подвергся эрозии. Затем местность снова опустилась. Пришло море среднего карбона и на эрозионной поверхности отложило непроницаемую глину свиты Чироки. В эрозионной сети известняка скопился газ. Главные скопления заняли самые верхние части структур. Эти месторождения III категории дают большую добычу газа.

Месторождения III категории имеются в Аппалачском бассейне, в средней части Северного Тексаса и в Канаде.

В СССР к этой категории относятся газоносные карстовые известняки намюрских, серпуховских и турнейских слоёв Ельшанско-Кур-дюмского месторождения около Саратова.

Почти все месторождения III категории за малыми исключениями содержат газ без примеси сероводорода, хотя и залегают в известняках и доломитах. Это указывает, что газ родился не в этих известняках, а пришёл издалека, из других пород. Исключение составляют некоторые месторождения Западного Тексаса и Канады. В Панхандле малая часть газоносной площади, там, где газ связан с нефтью, пришедшей не издалека, содержит газ с сероводородом, а на остальной части площади газ не содержит сероводорода.

В месторождениях III категории вмещающими газ породами являются известняк, мел и доломит. Кроме этих пород, конечно, в разных местах эрозионного рельефа были и другие породы. Например были и песчаники. Но они не дали месторождений III категории. Кварц очень мало растворим в дождевой воде. Известняки, мел и доломиты имеют растворимость намного выше. Даже гранит в Панхандле дал газоносную эрозионную сеть, но кварц гранита не растворился.

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

Таблица 42

Запасы в месторождениях III категории

Таблица 43

Индекс продуктивности скважины типа Б

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

фиг. 16

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

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

ИНДЕКС ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН ТИПОВ БИВ

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

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

Таблица 44

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

Название

или

номер газоносного пласта

Номер

или

. «3 1-Г о о Я КГ Н S

3 5

ж а.гч

3 и ^

2 51?

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

X s ",-S

Сю а O'

Мощное ть

категория

скважины

* *« я 5 ов со Я

f=t    _г    Я «9

2 Si ^0. а> я я «и ^

04    = а-я о и <и 3

5    5 ^{га и} I

а ° Э « ⁵³

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

состоит из песчаника

II пласт I -

II

II

II

II

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

Битуминозный мергель с прослойками глины и рыхлого песчаника.

Много трещин

Мергеть с прослойками глины и песчаника

Пласт Орискэни

Песчаник

ПластСтраун, линзовидный песчаник. Пористость 15%

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

_К а

Название месторождения. Его географическое положение

г о р и я

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине

I. 1 а з о

ы и и л а с т

рождений

__Продолжение

22

Средний карбон

528

550

От 400 до 439

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

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

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

То же Ярус Чироки

23

Средняя глубина скважин 396 м

Средний карбон

:24

Средняя глубина скважин 300 м

То же

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

25

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

Скважины глубиной от 457 до 518 м

26

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

27

28

29

30

Западный Канзас. США. Месторождение Байсон, аналогичное месторождению Отис

Западный Канзас. США Месторождение Льюис. 5 скважин

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

Кембрий. Базальный песчаник кембрия на граните

Кембрий

Средний кар-бон. Низы яруса Чироки

Нижний кар-бон.

Ярус Мичиган

Скважины глу биной от 1050 до 1080 м

1089 м

Средняя глубина 1386 м

Средняя глубина скважин

422 м

рождении

Индекс

макси

мальной

продук

тивности

ОI

со стоит из песчаника

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

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

31

32

33

34

35

36

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

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

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

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

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

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

Глубина за

ГДНИЯ П0Д01

пласта в дан

скважин

__Продолжение

состоит из песчаника

14912

15417

3 000 1720 7 112

15    264

16    183 22 ООО

22 520 3 600

5 040

1    335 223

5 736 1050

2    622

Итого 38 типичных песчаниковых месторождений

Месторождение Шонгар. Бакинский район. СССР

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

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

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

15,5 км². 6 скважин

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

II. Газоносный пласт

Продолжение

Среднее . . 10 801

состоит из песка

Название месторождения Его географическое положение

Геэлогический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной

скважине в м

Ш. Газоносный горизонт в известняках и доломитах

создан выще

Месторождение Ельшано-Курдюмское, около Саратова в СССР. Купол

Намюр. Серпуховская свита. Турнейский ярус карбона

518 510 535 8 0 860

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

От 750 до 883

Свиты ЧЭЗ и Самнер перм ской системы

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

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

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

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

Свиты ЧЭЗ и Самнер перм ской системы

Сяита Наварро верхнего отдела меловой системы

802 701 581 803

601 870

От 800 до 855 м

Продолжение

приурочен к древнему эрозионному рельефу и лачиванием

Название месторождения Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта^

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине в м

1 006 м

Нижний отдел пермской системы

То же

1 174

Средняя глубина 1 500

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

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

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

Миссисипский известняк нижнего отдела карбона

Месторождение Джонсон. Западный Канзас. 7 скважин. США

Средняя глубина 914

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же горизонт

Тот же гори* зонт

Тот же горизонт

Средняя глубина 996

Средняя глубина 998

Средняя глубина 722

Средняя глубина 914

Средняя глубина 907

Средняя глубина 884

Средняя глубина 884

10    Месторождение    Барртон.    США.    Канзас.

Купол. 24 скважины

11    Месторождение    Хаури.    США.    Канзас.

4 скважины

12    Месторождение    Пропп.    США.    Канзас.

3 скважины

13    Месторождение    Вошелл.    США.    Канзас.

10 скважин

14    Месторождение Ритц. США. Канзас. 8 скважин

15    Месторождение    Кантон.    США.    Канзас.

16 скважин

16    Месторождение    Гальва.    США.    Канзас.

Купол. Площадь газоносности 32,2 км²,

48 скважин

Название месторождения.

Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина зале' гания подошвы пласта в данной скважине в м

17 Месторождение Макферсон. Канзас. Купол. США. Газоносная площадь 13 км^г.

18 скважин

Миссисипский известняк нижнего отдела карбона

Средняя глубина 907

Итого 17 месторождений

IV. Газоносный горизонт в известняках

и

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

Спириферовый поцъярус казанского яруса пермской системы и уф им ский ярус

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

254.5 м в скв.

№ 42.

В скв. № 39

—    258 м.

В скв. № 29

—    245 м

В скв. № 31

—    236,5 м

В ск^. № 456

—    281 м В скв. 46

—    251,5 м В скв. № 47

-    291 м

Месторождение Каннкнгхам в штаге Канзас. США. 23 скважины

Верхний силур

Глубины от 1170 до 1230 м

Нижний силур

Средняя глубина 1000 м

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

___Продолжение

Среднее. . 14 ООО приурочен к эрозионному рельефу

Пласт Вайола. Пористый известняк. Пористость

15%

Пласт Симпсон и пласт Арбукль. Пористые известняки

Название месторождения Его географическое положение

Геологический возраст газоносного пласта

Глубина залегания подошвы пласта в данной скважине в м

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

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

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

430 скважин

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

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

Свита Бенд нижней части среднего карбона

Нижний отдел пермской си-

Верхняя часть срелнего силу-ра

Пористые известняки девона, лежащие среди темнобурых сланцеватых глин

937

946

432

431

423

418

Средняя глубина 440

От 485 до 503

От 555 до 573

От 599 до 617

От 660 до 678

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

Средняя глубина 400

Силур

3 900 скважин. В эксплоатации 43 года

От 0,5 до 5

Мощность пласта в м

Название

или

номер газоносного пласта

Пласт Каддо.

Пористый известняк

10

20

Пласт Бигляйм. Пористый известняк

Пористый доломит.

Свита Гвельф

I пласт Верхний Траверс