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

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

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

выявляется при больших первоначальных давлениях и значительном падении давления после длительной эксплоатации. В таких случаях: ошибиться и принять Р вместо Я2 невозможно. Могут быть отклоне­ния, но это будут отклонения от нового закона, а не от старого.

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

К выводу о том, что дебит газовых скважин в Бугурусланском районе понижается одинаково с понижением давления, мы пришля ка основании кривых главного  геолога  Н.  Д.   Елина и  доклада проф. А. С. Смирнова весной 1944 г. Индикаторные кривые, снятые в раз­ное время, располагались параллельно. Более поздние сведения говорят о другом. В докладе 22 декабря 1944 г. на заседании промысловой секции НТС Главгазтоппрома главный геолог В. П. Савченко заявил,, что свободный дебит бугурусланских газовых скважин при эксплоа­тации понижается пропорционально разности квадратов двух давле­ний— статического и динамического, и что индикаторные кривые «не совсем параллельны». В таком случае придётся в табл. 52, 53 и 54 цифры, относящиеся к Бугуруслану, исправить. Но новых конкрет­ных точных цифр у нас пока нет. Получилась самая пёстрая картина. Из неё можно вывести только одну законность:   дебит   понижается   быстрее  давления.

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

Чтобы сравнить темп понижения дебита с темпом понижения давле­ния, мы составили табл. 53, утилизировав для этого цифры столбцов 7 и 11 табл. 51. Во всех категориях дебит падает быстрее давления.

Таблица 53

Сравнение темпов понижения дебита и давления

Категория месторождений

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

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

IV   .

I II III Бугуруслан Остальные      место­рождения IV кате­гории, кроме   Бу-гуруслана Вся IV категория VIII

11,5472 11,12

6,4625 17,05

9,706 12,53 20

7,22 6,917 3,385 17,05

5,93 10,207 19,95

Среднее по всем пяти кате­гориям

11,54

7,9

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

Средний вывод по всем категориям таков:

дебит падает в 1,5 раза быстрее давления.

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

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

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

Индекс меньше 1 дали только две скважины: скв. № 1 Хиттсон, о которой сказано выше, и скв. № 2 Икс-Рэй, о которой надо сказать не­сколько слов. Эта скважина показала первоначальный дебит в откры­том состоянии 71 160 я3/сутки и первоначальное давление в закрытом состоянии 95 ата на дне скважины. Она эксплоатировалась 2 года 5 мес. 14 дней и дала за это время 5 251 388 м3. После этого онапока-зала дебит в открытом состоянии 71 642 м3/сутки и давление на дне ;95 ата. Давление осталось прежнее, а дебит повысился. Причину этого мы объяснить не можем.

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

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

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

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

Большую загадку представляет месторождение Эдди. Это есть небольшой купол пермских слоев, имеющий газоносную площадь 162 га. На нём было в эксплоатации только 4 скважины. Расстояния между скважинами 636,4 м. Суммарный первоначальный запас газа 68 604 028 мд. Газ содержится в пористых доломитах. Вся газоносная площадь лежит выше уровня моря. Конструкция скважин одинако­вая. Глубины скважин и мощность пласта почти одинаковые. Индексы отношения темпов падения дебита и давления получились чрезвычайно различные: от 1,19 в скв. № 1 до 2,72 в скв. № 4. Единственное обобще­ние, которое мы можем высказать, это, что каждая следующая скважина, вступившая в эксплоатацию, получала более высокий индекс. Они вступали значительно позже одна другой. Скв. № 1 —26января 1936 г. >Скв. № 2 — 4 мая 1936 г. Скв. № 3 — 9 сентября 1937 г., и скв. № 4 — 10 января 1938 г. Ввиду малых расстояний между скважинами каждая позже вступившая скважина встречала пласт в уже более истощён­ном виде, чем предыдущая, и в ней дебит падал всё более ускоренным темпом в сравнении с падением давления. Таким образом на соотно­шение темпов падения дебита и давления наряду с расстоянием между скважинами влияет также степень истощённости пласта.

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