книги из ГПНТБ / Грицев Н.Д. Попутные газы и трапные нефти Башкирии

ство промысловых замеров: за 1955 г.—889 и 386, за 1956 г.—1500 и 785 и за 7 месяцев 1957 г.— 1014 и 488.

При обработке этих данных было установлено, что сред­ невзвешенные газовые факторы по отдельным скважинам Введеновского и Старо-Казанковского месторождений соответственно колебались в следующих пределах: за

1955 г. от 66 до 141 и от 35 до 200 мя1т, за 1956 г. от 64 до

217 и от 25 до 768 Msjtn и за 7 месяцев 1957 г. от 66 до 313 и

от 36 до 170 м9/т.

При последующем изучении этих данных было выяв­ лено для обоих месторождений, что по одной группе сква­ жин газовые факторы увеличиваются во времени, по дру­

значительно то в большую, то в меньшую сторону.

Все действовавшие в 1957 г. скважины по характеру изменения газового фактора на Введеновском и СтароКазанковском месторождениях соответственно распре­ делялись следующим образом: показывающие увеличение — 35 и 50%, уменьшение—14 и 10%, постоянство—21 и 10,6% и с неустановившимся газовым фактором 30 и 29,4%.

Распределение скважин по времени ввода их в промыш­ ленную эксплуатацию показывается в табл. 35. '

На основании всего вышеизложенного можно заметить, что по обоим месторождениям уже начался весьма замет­ ный процесс разгазирования нефти.

С учетом того, что промыслы эксплуатируются непро­

60

В результате подсчетов средневзвешенный газовый фактор по промысловым замерам для Введеновского и Старо-Казанковского месторождений оказался соответст­

построены кривые изменения газового^фактора во времени, которые показаны на фиг. 1 и 2

Фиг. 2. Изменение средневзвешенного газового фактора по Старо-Казанковскому месторождению.

1 На фиг. 1 — 7 сплошная линия обозначает кривую газовых факторов, пунктирная—среднее значение газового фактора, не идей­ ное графически.

61

На основании этих кривых, графически найденные сред­ ние газовые факторы оказались равными по Введеновскому месторождению 88 ж3, т и по Старо-Казанковскому 62 мЧт.

Сравнение показывает, что средневзвешенный газовый фактор по Введеновскому месторождению в целом меньше среднего газового фактора, найденного графическим путем на 2 м3.!т или на 2,3%.

По Старо-Казанковскому месторождению величина

этот газовый фактор, наоборот, ниже полученного по про­ мысловым замерам на 1,0 мл или на 1,6%.

Принимая во внимание, что эти газовые факторы по­ лучены на основании контрольных замеров только по 10—11 скважинам, мы склонны рекомендовать для практического использования средневзвешенные газовые факторы, (под­ считанные по несравненно большему числу промысловых замеров и по максимальному количеству скважин, находя­ щихся в эксплуатации.

Эти газовые факторы составляют по Введеновскому месторождению 86 м3т и по Старо-Казанковскому 62;и3/т.

Принимая во внимание то, что эти месторождения раз­ рабатываются на режиме растворенного газа, для которого характерно увеличение во времени (до некоторого преде­ ла) добычи газа на тонну нефти, рекомендуемыми средневзвешенными газовыми факторами, очевидно, можно будет пользоваться не более 2—3 лет.

После завершения работ по герметизации промыслов газовый фактор может быть уточнен путем замеров всего газа счетчиками.

3. По Туймазинскому и Серафимовскому месторожде­ ниям, где в основном осуществлен сбор газа, но еще не все скважины подключены к газосборным сетям, было со­ брано, обработано и использовано для подсчетов средне­ взвешенного газового фактора соответственно следующее

62

Годы

Фиг. 3. Изменение средневзвешенного газового фактора ио Д—I Туймазинского месторождения

Фиг. 4. Изменение средневзвешенного газового фактора по Д—II Туймазинского месторождения.

количество промысловых замеров: за 1954 г. —1899 по 436 скважинам и 378 по 62-скважинам и за 1955г. 2302 по 606 скважинам и 415 по 141 скважине.

Полученные средневзвешенные газовые факторы ока­ зались равными по Туймазинскому месторождениюза 1954 г. 48 м31т для первого и второго пласта, а за 1955 г. 47 м s/tn для первого пласта и 52 м?1т для второго пласта.

63

Фиг. 5. Изменение средневзвешенного газового фактора но Д—I Серафимовского месторождения.

годы

Фиг. 6. Изменение средневзвешенного газового фактора по Д—II Серафимовского месторождения.

зовые факторы соответственно оказались равными; 54, 51

и61 м31т.

Сиспользованием тех же промысловых данных были построены кривые изменения газового фактора во времени, которые показаны на фиг. 3, 4, 5, 6 и 7. Графически най­ денные газовые факторы с помощью этих кривых оказа­ лись равными: для Туймазинского месторождения по первому и второму пластам—47 мЧт и для Серафимовско­ го месторождения по первому пласту 49 мЧт, по второму пласту 52 м3/т и по четвертому пласту 60 м31т.

64

Фиг. 7. Изменение средневзвешенного газового фактора по Д—VI Серафимовского месторождения.

С целью проверки полученных данных в конце 1957 г. одновременно с отбором проб газа для исследования были проведены контрольные замеры газового фактора и по ним подсчитаны средневзвешенные их значения.

Выполненные подсчеты показали, что газовый фактор

факторов, полученных по данным промысловых и контроль­ ных замеров, а также то, что результаты контрольных за­ меров подсчитывались с использованием фактического относительного удельного веса газа, мы склонны рекомен­ довать для практических целей средневзвешенные газовые факторы, полученные по контрольным замерам.

Средневзвешенные газовые факторы по I и IV пластам Шкаповского месторождения (по контрольным замерам)- соответственно получены равными 38 и 116 м3/т.

4. По Александровской площади Туймазинского место­ рождения (угленосная свита), где еще не осуществлен сбор газа и плохо организована работа по замерам газового фактора, ресурсы газа определены по 127 промысловым и 20 контрольным замерам. На основании полученных замеров

установлено, что газовый фактор по отдельным скважинам колеблется в пределах 5—28 я?1т.

Средневзвешенный газовый фактор по площади в це­ лом, подсчитанный по данным за 1957—1958 гг., составля­ ет 17 я3/т. ,

5.По Копей-Кубовскому месторождению, где периоди­ чески эксплуатируется несколько скважин, не осуществ­ лен сбор газа и не организованы работы по его замерам, газовый фактор, подсчитанный по данным для трех скважин, оказался равным 18 м91т.

6.По В.-Манчарскому месторождению, на котором также до сих пор не проводятся работы по учету газа, были выполнены замеры газового фактора по девяти скважинам. По отдельным скважинам этого месторожде­ ния газовый фактор колеблется от 12 до 29 м3/т, причем наибольшее количество скважин имеет газовый фактор, равный 22—24 мъ1т. Средневзвешенный газовый фактор по месторождению в целом, подсчитанный по девяти

замерам, составляет 24 Mstm.

7. По Арланскому месторождению, где в 1958 г. осущест­ влялась пробная эксплуатация, было произведено 12 за­ меров газового фактора по 6 скважинам (5, 27, 39, 42, 61 и 77) и в первой половине 1959 г. при промышленной эксплуа­ тации произведено 24 замера по 12 скважинам (7, 10, 18, 29, 34, 38, 41, 42, 59, 61, 77 и 116).

При колебании газового фактора от 8 до 24 мЧт средне­ взвешенный газовый фактор по этим скважинам оказался равным 21 я?/т. В связи с тем, что площадь этого место­ рождения велика, а замеры газового фактора произведены по небольшому количеству скважин, расположенных пре­ имущественно в центральной части залежи, после ввода в

эксплуатацию большего количества скважин средневзве­ шенный газовый фактор, равный 21 м?'т, следует про­ верить и уточнить.

8. По Орьебашскому месторождению, где осуществля­ лась пробная эксплуатация нескольких скважин, были за­ мерены газовые факторы по трем скважинам, распо­ ложенным преимущественно в центральной части окон­ туренной залежи.

По отдельным скважинам этой части залежи газовые факторы колеблются от 8 до 19 л«3/т, а средневзвешенный газовый фактор равен 11 я?!т.

66

В связи с тем, что по этому месторождению мало про­ изведено замеров газового фактора в период несоответст­ вующий нормальной эксплуатации промысла, дальнейшее выявление ресурсов газа и уточнение полученных дан­ ных следует продолжить после ввода в эксплуатацию основного фонда промышленных скважин.

9. По Чераульскому месторождению замеры газового фактора по четырем скважинам выполнены во время проб­ ной эксплуатации нескольких скважин, расположенных преимущественно в юго-западной части залежи.

По отдельным скважинам этой части залежи газовые факторы колеблются от 8 до 33 м31т, а средневзвешенный газовый фактор составляет 28 м31т.

Несмотря на небольшие размеры залежи, последующее выявление ресурсов газа и уточнение полученных дан­ ных следует осуществлять после ввода в промышленную эксплуатацию максимального количества скважин, располо­ женных по всей ее площади.

На основании установленных газовых факторов, сред­ них удельных весов и состава трапного газа, отвечающих давлению сепарации нефти в 0,2 ати, были подсчитаны по­ тенциальные ресурсы газа и отдельных его компонентов, которые могут быть получены от каждой тысячи тонн добы­ той нефти.

Результаты этих подсчетов для всех изученных нами месторождений республики показываются в табл. 36.

По приведенным данным видно, что средневзвешенные газовые факторы для рассматриваемых месторождений ко­ леблются от 11 до 116 мЧт или от 15,0 до 150,0 кг/т.

В соответствии с этим, вместе с 1000 т добываемой нефти может быть получено от 11000 до 116000 м3 или от 15 до 150 т попутного газа, что соответственно составляет

1,5—15,0% на нефть.

Наибольшие потенциальные ресурсы газа (определя­ емые величиной газового фактора и размерами добычи неф­ ти) приходятся на долю месторождений девонского воз­ раста.

Второе место по потенциальном ресурсам газа в на­ стоящее время занимают рифовые месторождения и третье место месторождения угленосной свиты.

Углеводородный состав газа показывает, что наиболь­ шее количество пропана и бутанов содержится в трапном газе от 1000 т нефти Старого Ишимбайского, Шкаповского,

68

Продолжение табл. 36

Девонские отложения

69