Чечня – Нефть. История нефтяной промышленности. 1920–1930-е годы

По распоряжению правительства Северо-Американских Штатов Geological Survey должен был дать подсчет запасов Нефти во всех районах с указанием степени их истощения. Был создан целый ряд комиссий по отдельным районам, в результате работ которых вопрос о подсчете запасов нефти получил новое освещение.

К сожалению, за время войны получено лишь несколько отдельных выпусков изданий Geological Survey, которые этой стороны его деятельности не касались.

Поэтому более подробных данных о производстве подсчетов мы не имеем. С методами же, кои были при этом применены, можем ознакомиться по кратким статьям, помещенным в «Economic Geology» и «Bulletin of the American Institute of Mining Engineers» (Ralph Arnold, The Petroleum Resources of the United States, Economic Geology, 1915, №8; Washburne, The Estimation of Oil Reserves, Bulletin of the American Institute of Mining Engineers, 1915, February, №98; W. Pack, The Estimation of Petroleum Reserves, Bull, of the Amen Instil, of Mining Engineer», 1917, August, №128).

Washburne в своей статье описывает старый метод определения запасов путем вычисления объема нефтесодержащих пород. Он останавливается на определении отдельных элементов подсчета, как то: пористости пород и степени насыщения нефтью. Пористость песков значительно варьирует, причем Washburne подчеркивает затруднительность пользования при определении образцов пород на поверхности. Что касается степени насыщения пород нефтью, то он рекомендует определять ее путем анализа продуктов, получаемых скважинами. При отсутствии соответствующих данных он принимает степень насыщения в 60—75%. Наконец, автор останавливается еще на одном элементе подсчета, а именно – проценте отдачи нефти, то есть проценте общего запаса, который при современных методах эксплуатации может быть извлечен из недр. Он определяет этот фактор в 60—80%, причем эту высшую цифру считает соответствующей лишь для залежей нефти, богатых газами.

Особый интерес представляет статья W. Pack, ибо в ней мы знакомимся с теми новыми методами, кои были применены при подсчетах американскими геологами, и которым автор дает общее название методов кривых эксплуатации, причем отдает им предпочтение перед старыми методами объемного определения, которые он считает применимыми лишь для районов, где нефтесодержащие пласты отличаются постоянством в смысле их мощности и литологического состава.

Простейший из числа методов кривых эксплуатации сводится к составлению кривой общей добычи района или площади по годам эксплуатации и продолжения этой кривой в том предположении, что в дальнейшем она сохранит тот характер, который определился за время эксплуатации района (табл. 1, фиг. 1).

Этот метод годен, конечно, лишь для старых районов, где остался уже заключительный сравнительно процент нефти и где кривая эксплуатации приобретает вполне определенный уклон. Примером таких районов служит в Америке Аппалахский район.

Некоторым вариантом только что описанного метода является метод, который предложил Arnold. Он вписан как самим автором, так равно и в статье W. Pack. Вместо кривой добычи дается кривая (табл. 1, фиг. 2), выражающая в процентах соотношение между добычей по годам и цифрой, полученной в год максимальной добычи района.

Этот способ определения запасов, подобно предыдущему, приложим только к старым площадям с определенно выраженной тенденцией к систематическому понижению добычи.

Кроме того необходимым условием для применения обоих методов является более или менее равномерное распределение скважин по району и по горизонтам эксплуатации; в противном случае выпуск в разработку хотя бы и в пределах старого района новой незатронутой эксплуатацией площади, или переход к эксплуатации более глубокого свежего горизонта может нарушить расчеты, связанные с предположенным падением кривой добычи. Гораздо более точным по сравнению с предыдущим является метод, предложенный М. L. Requа. Сущность этого способа, в изложении Расk’а, сводится к следующему: суммируется добыча, которую дали все скважины данной площади в первый год их эксплуатации. Все получаемые, начиная со второго года, цифры суммированной добычи скважин выражаются в процентах соответствующей цифры для первого года эксплуатации скважин. Вычерчиваемая кривая напоминает по своему виду кривую.

Если определить среднюю добычу на одну скважину в первый год эксплуатации и отнести эту цифру к началу кривой, то сама кривая будет изображать ход. эксплуатации средней скважины данного района, причем добыча последующих лет будет выражена в процентах добычи первого года.

Чтобы получить общую добычу, которую может дать район, т. е. другими словами запас нефти, в нем заключающийся и могущий быть взятым, надлежит определить максимальное число скважин, допустимое в данном районе, и помножить на это число добычу средней скважины, получаемую из указанной кривой.

Способ этот применялся главным образом для определения запасов в районах Калифорнии. Подсчет производился обыкновенно для площади или части площади, которую можно рассматривать в качестве типичной для района, и получаемая таким образом кривая для небольшой площади применяется для более крупного района.

Метод этот выгодно отличается от предыдущих тем, что здесь подсчет производится не исключительно по данным прошлого, но принимается во внимание ожидаемый эффект от выпуска в эксплуатацию новых скважин. Тем не менее и этот метод, но крайней мере в изложении Расk’а, вызывает ряд сомнений.

Прежде всего не указывается совершенно, каким образом должно определить максимальное количество скважин, допустимое в данном районе; между тем цифра эта играет, как мы видели, весьма существенную роль при подсчете. Далее получаемая кривая эксплуатации средней скважины района является таковой лишь для прошлой эксплуатации, но не может быть принята за кривую средней скважины всего периода эксплуатации, включающего и прошлую, и будущую эксплуатацию, ибо несомненно, добыча последующих скважин будет по годам их эксплуатации соответственно ниже добычи скважин, заложенных в прошлом на более свежих землях, а ведь именно на основании результатов эксплуатации лишь этих последних скважин и строится кривая. Необходимо поэтому ввести некоторую поправку, определив степень понижения продуктивности скважин в хронологическом порядке их заложения и только тогда можно будет для определения общего запаса множить цифры кривой эксплуатации на цифру, определяющую допустимый максимум скважин в данном районе. Наконец, следует указать, что метод составления одной обшей кривой для всех пластов, эксплуатируемых в данном районе, может дать надлежащие результаты лишь в том случае, если эксплуатация ведется более или менее равномерно во всех» пластах района или же продуктивность пластов приблизительно одна и та же. В противном случае можно войти в заблуждение, ибо переход к эксплуатации более глубоких пластов или усиление этой эксплуатации может вызвать резкое несовпадение о данными кривой, построенной на основании опыта эксплуатации других пластов. В общем же применение этого метода требует достаточного развития эксплуатационных работ хотя бы в части подлежащего подсчету района и удачного выбора площади или нескольких площадей, которые по своим геологическим данным являлись бы характерными для всего района. Только при таком, конечно, условии оказывается возможным приложить кривую, построенную поданным ограниченной площади, к подсчету запасов всего района.

В заключении своей статьи W. Расk дает описание двух методов подсчета, применяемых им самим. Первый применяется для сравнительно более – старых площадей, где кривая добычи обнаруживает уже ясно выраженное падение.

Метод состоит в следующем: составляется кривая добычи данного района, начиная со времени, несколько предшествующего максимальному развитию добычи. В зависимости от характера полученной кривой метод распадается в дальнейшем на следующие два варианта:

Первый вариант применяется тогда, когда, как это видно на фиг. 4 (табл. I), в кривой, характеризующей состояние эксплуатации в период ее падения, имеется, благодаря каким либо причинам, часть, близкая к горизонтальной, т. е. другими словами, в течение некоторого промежутка времени задерживается падение добычи, и эта последняя носит почти постоянный характер.

В этой кривой АВС мы имеем изображение добычи района.

Точки В и С представляют собою известные сроки времени, когда добыча была одинакова. Время, протекшее между В и С, отличалось, следовательно, относительным постоянством добычи.

Далее подсчитывается число новых скважин, которое перешло в эксплуатацию в течение времени ВС. Наконец, автор определяет то количество скважин, которое максимально допустимо при эксплуатации района. Количество это должно быть определено, по его словам, на основании данных геологии и в том предположении, что способ распределения скважин в будущем будет тот же, что и в прошлом.

Определив все эти данные, Pack делает допущение, что если в течение последующего за точкой С периода времени, равного ВС, будет пробурено то же количество скважин, как и во время ВС, то и добыча будет держаться на том же уровне, т. е. дальнейший отрезок кривой будет горизонтален. Он оговаривается, что это допущение можно делать лишь в качестве первого приближения; для более детальных подсчетов запасов небольших площадей надлежит вводить поправку в виде некоторого увеличения количества скважин для последующего за С периода, ибо с течением времени средняя продуктивность скважин падает.

Имея в руках цифру допустимого общего количества скважин на данной площади, можно определить точку D, изображающую тот срок, к которому площадь будет заполнена скважинами до максимума. Эта точка D явится концом горизонтальной части кривой; после этого момента новых скважин в эксплуатацию поступать не будет, и кривая начнет падать, согласно с падением средней добычи в скважинах с течением времени их эксплуатации.

По построенной таким образом кривой уже легко определить ресурсы данной площади.

Второй вариант того же метода применяется тогда, когда по характеру кривой эксплуатации на ней нельзя найти отрезка, близкого к горизонтальному.

Тогда Расk выбирает отрезок с более или менее постоянным уклоном, т. е. отрезок, характеризующий период постоянного падения добычи. На фиг. 5 (табл. I) этот отрезок ограничен точками В и С.

Затем определяется число скважин, поступивших в эксплуатацию в течение времени ВС и максимальное количество скважин для данной площади. В дальнейшем построение кривой то же, что и в предыдущем случае, только вместо горизонтального положения отрезка CD принимается совпадение его с продолжением – ВС. Точка D по-прежнему означает момент максимального насыщения площади скважинами.

Относительно только что изложенного метода Расk’а должно Отметить, что он слишком большую роль отводит в подсчете добыче, получаемой в определенный промежуток времени из новых скважин, поступивших в эксплуатацию в течение этого же самого промежутка времени, и игнорирует вторую составную часть добычи – добычу из старых скважин.

Поэтому этот метод должен применяться, по моему мнению, лишь в следующих двух случаях:

1) При подсчетах запасов месторождений, характеризующихся значительным начальным дебитом скважин и быстрым падением добычи при дальнейшей эксплуатации.

2) Когда интенсивность бурения, притом производительного, если можно так выразиться, бурения, выражающегося количеством поступающих в эксплуатацию скважин, держится приблизительно на одном уровне. В противном случае применение метода дает результаты, не соответствующие действительности. Если, например, в период, непосредственно предшествовавший периоду ВС, поступило в эксплуатацию количество скважин, значительно превышающее норму, то для удержания добычи во время ВС на известном уровне потребуется выпуск в эксплуатацию за это именно время значительно меньшего количества новых скважин, чем нормальное. Наоборот, при слабом бурении в предшествовавшее время потребуется для периода ВС количество новых скважин, превышающее нормальное. Между тем, ч как мы видели, определение количества новых скважин периода ВС лежит в основе подсчета по методу Расk’а.

Второй метод Расkа относится к тому случаю, когда. эксплуатация района находится в периоде повышения добычи и когда, следовательно, первый его метод является неприменимым. Подсчет по второму методу осуществим тогда, когда, изучая статистику добычи, мы видим одновременно, с одной стороны, поднятие общей добычи и с другой – удерживание средней продуктивности скважин на одном уровне; т. е., другими словами, поднятие общей добычи идет исключительно за счет увеличения числа эксплуатационных скважин.

Кривая АВ показывает общую добычу данного района, все возрастающую. Кривая CF изображает среднюю продуктивность скважин, которая, как видим, в период EF остается, в общем на одном уровне.

Далее, подобно предыдущему методу, Расk подсчитывает количество скважин, поступивших в эксплуатацию в период EF, и делает допущение, что, если в последующем новые скважины будут вводиться в эксплуатацию с той же интенсивностью, то средняя продуктивность скважин останется по прежнему постоянной, и кривая, ее изображающая, – горизонтальной.

Тогда, определив максимальное количество скважин, допустимое в данном районе, можем определить положение точки G, изображающей момент полного насыщения района скважинами. Для первого приближения при этом можно принимать для следующих после F отрезков кривой, равных EF, то же самое количество скважин, что и для этого последнего; для более точных расчетов необходимо принять во внимание падение начальной продуктивности скважин с течением времени эксплуатации района.

Если обозначить через:

a – количество скважин в эксплуатации до момента Е,

b – количество новых скважин, поступивших в эксплуатацию в период EF,

c – среднюю продуктивность скважин в период EF,

d – максимальное количество скважин, допустимое для данного района,

S – количество нефти, полученное в период EG, – то можно составить следующую формулу:

S = ас + (а + b) с + (a+2b) c + (a+3b) c + … +dc= n2 ∙ (ac+dc), где n – число членов арифметической прогрессии; но n= ∙ (a+d) c.

Количество нефти, полученное до момента Е, определяется непосредственно из диаграммы. Запас нефти, остающийся в недрах после момента G, определяется изучением падения средней продуктивности скважин с течением времени их эксплуатации.

По поводу второго метода Расk’а должно отметить Vе же необходимые, по моему мнению, условия его применения, кои указывались уже при рассмотрении первого метола; только то, что там говорилось относительно общей добычи района, здесь приходится сказать относительно средней продуктивности скважин.

Метод этот применяется к новым районам с еще возрастающей общей добычей, т. е. районам с недостаточно, а главное неравномерно развитой эксплуатацией, неравномерно – в смысле площадного распределения эксплуатационных скважин и степени использования различных горизонтов. Поэтому надлежит соблюдать сугубую осторожность в выборе отрезка EF, дабы не основать всех дальнейших расчетов на шатком фундаменте случайного в течение известного промежутка времени постоянства средней продуктивности скважин.

Вопрос о подсчете запасов нефти в русских месторождениях.

В русской литературе должно отметить два описания подсчетов запасов нефтяных месторождений. Оба они даны горным инженером А. М. Коншиным.

Первый подсчет (Коншин. Отчет об исследовании нефтяных месторождений Закубанского края и Таманского полуострова, Материалы для геологии Кавказа, сер. II, кн. 2, 1888) относится к Кубанскому нефтяному району. Автор применяет объемный метод подсчета, причем он исходит из представления о непрерывности Кубанской нефтеносной полосы и принимает ее длину в 200 верст. Далее, он считает максимальное расстояние скважин от линии выходов в 250 саж. (при принятом им среднем угле падения в 45о это соответствует глубине скважин, равной также 250 саж.).

При подсчетах Коншин определяет коэффициент насыщенности нефтью продуктивных пород в 0,1 для песчаников и 0,5 для песков.. При всех этих допущениях он получает вероятный запас нефти в Кубанском районе в 4 миллиарда пудов. Из этого количества, по его расчетам, можно взять лишь 75%. Остальное останется в нефтеносных породах.

Весь этот подсчет совершенно не соответствует нашему современному; представлению о Кубанских месторождениях нефти. Как показали произведенные детальные работы Геологического Комитета, мы не имеем одной непрерывной нефтеносной полосы, которую можно было бы рассматривать, как одно целое, а ряд отдельных нефтеносных площадей, хотя и вытянутых согласно с общим простиранием пород в направлении NW – SO, но обладающих каждая своей индивидуальностью в смысле возраста и характера нефтеносных пород, тектоники и т. п. Площади эти отделены друг от друга большими или меньшими промежутками, лишенными нередко каких бы то ни было признаков нефтеносности. Отсюда ясно, что положенный Коншиным в основу подсчета принцип соединения в одно целое весьма разнородных отдельных площадей, является совершенно произвольным, а потому и к полученной им цифре запаса надлежит отнестись скептически.

Второй подсчет (А. Коншин. О геологическом строении Балахано-Сабунчино-Раманино – Забратского нефтяного месторождения и о запасах нефти, в нем заключающихся. Материалы для геологии Кавказа. Сер. II, кн. 8, 1894 г.) был сделан тем же А. М. Коншиным в начале девяностых годов для 4-х, так называемых ныне, Старых Бакинских площадей. Здесь Коншин исходит из тех данных, которые дала к тому времени эксплуатация площадей.

В основу он кладет статистику добычи за время с 1873 по 1892 г. для 120 десятин в центральной части Балаханской площади, которые за это время дали 570 миллионов пудов. Далее автор делает заключение, что буровые дошли до своей предельной глубины и что в дальнейшем должно продолжаться то понижение добычи, которое отмечено в предшествовавшие годы и которое Коншин оценивает в 10% добычи каждого предшествовавшего года. Сделав учет из 10% количеству нефти, оставшемуся неизвлеченным в означенных 120 десятинах, он определяет это последнее в 330 миллионов пудов. Суммируя эту цифру с приведенной выше цифрой добычи, Коншин получает общий запас нефти на упомянутых 120 десятинах Балаханской площади в 900 миллионов пудов, что составит в среднем 7.500.000 пудов на десятину. Для определения среднего содержания нефти на десятину в других частях Бадахано – Сабунчино – Раманинской и Биби-Эйбатской площадей автор исходит из сравнения мощностей нефтеносной толщи в пределах указанных 120 десятин, где он определяет ее в 100 саж. и других частей месторождений, где принимает ее в 120—150 и до 2оо, саж. Увеличивая пропорционально запас одной десятины и принимая площадь возможной эксплуатации до глубины 350—400 саж. в 1300 десятин, Коншин определяет весь запас с так называемых Старых Бакинских, площадей в 13.440.000.000 пуда. Взято из этого запаса по 1892 г. включительно: 2.100.000.000. Остаток в круглой цифре: 11.000.000.000.

Составляя эту цифру с данными добычи на этих 4-х площадях в последующие после 1892 годы, мы увидим, что в 1916 г. должно бы было наступить полное истощение площадей. А так как этого не произошло и площади эксплуатируются и поныне, не обнаруживая признаков близости полного истощения, то очевидно подсчет не отвечает действительности. В чем же причины отмеченного несоответствия?

Одну из прочий возможного несоответствия своих цифр с действительностью предугадывает и сам Коншин и указывает при этом на принятый им искусственный рубеж практически интересной части месторождения, применительно к определенным, им предельным экономически выгодным глубинам в 350—400 саж. Действительно, в последующие годы многие скважины вышли из указанных пределов. Но кроме этого должно отметить еще ряд причин, подорвавших правильность произведенного подсчета. Коншин, как мы видели, всюду считается с нефтеносностью лишь толщи, мощностью максимум в 200 саж. Выше и ниже этой толщи он упоминает только о спорадических залежах нефти, которым при подсчете не придает; по-видимому, никакого значения. Между тем теперь мы знаем, что. вся мощность продуктивной площади составляет около 650 саж. и хотя не все части этой толщи всюду нефтеносны; но во всяком случае в общем, почти весь разрез ее заключает более или менее значительные нефтеносные пласты и, следовательно, должен быть учитываем с практической точки зрения.

Что касается примененного Коншиным метода использования данных эксплуатации, то он отличается слишком большой примитивностью. Так, не проведено распределения добычи по горизонтам, не проанализированы, причины, обусловившие приведенную степень понижения добычи на выделенной для подсчета площади; далее для сравнения производительности отдельных площадей взят исключительно такой слишком мало обоснованный признак, как мощность заключающейся в их пределах нефтеносной толщи.

Таким образом, оба приведенные подсчета не соответствуют нашему современному познанию тех районов, к коим они относятся.

Кроме этих двух попыток, насколько мне известно, других подсчетов запасов русских, месторождений нефти, по крайней мере в большом масштабе, не производилось.

В настоящем очерке я хочу подойти к вопросу о подсчетах запасов нефти в России и методах этих подсчетов, опираясь на результаты фактически произведенных мною подсчетов для отдельных нефтеносных районов.

В качестве объектов для подсчета запасов нефти выбираю Майкопский и Грозненский районы. При этом выборе я руководствуюсь следующими соображениями: Майкопский район является весьма подробно изученным и находящаяся там залежь легкой нефти в значительной своей части оконтурена. Вследствие этого, а также благодаря особым условиям залегания, на которых остановимся ниже, месторождение это может быть отнесено к числу тех немногих, для определения запаса коих может быть применен с успехом объемный метод.

Что касается Грозненского района, то здесь Старо-Грозненская площадь, благодаря своей длительной эксплуатации, сопровождаемой с самого начала сравнительно правильно поставленной статистикой добычи, является типом площади для подсчета запасов которой может быть применен метод использования данных эксплуатации. Вторая, так называемая Ново-Грозненская площадь, по своему геологическому характеру весьма близкая к предыдущей, может послужить нам примером применения данных подсчета старой эксплуатационной площади к аналогично построенной площади, находящейся в начальной стадии эксплуатации.

Метод, применяемый для подсчета запасов нефти Старо-Грозненской площади.

Прежде чем перейти к изложению метода подсчета, необходимо остановиться в самых кратких словах на условиях залегания нефти в пределах Старо-Грозненской площади (Калицкий, К. П. Грозненский нефтеносный район. Труды Геол. Ком., Нов. сер., вып. 24. 1906 г.; Прокопов, К. А. Грозненский район (Старый). Естественные производительные силы России, т. IV, вып. 22. Нефть и озокерит. Стр. 73,. 1918 г.; Губкин, И. М. Грозненский нефтеносный район. Нефтяное и Сланцевое Хозяйство 1920, №4—8).

Площадь представляет собой вытянутую в направлении NW – SO брахиантиклинальную складку, наиболее приподнятая часть которой Находится в средней части площади в районе так называемой Мамакаевской балки (уч. №№975, 976). По обе стороны от этого места замечается погружение оси складки. Юго-западное крыло складки сравнительно пологое, в среднем 25о—30о. Северо-восточное по имеющимся в настоящее время данным, весьма крутое.

Залежи нефти связаны с толщей спаниодонтовых и спириалисово-чокракских отложений, общей мощностью 300—350 саж. На поверхности обнажена лишь самая верхняя часть спаниодонтовой толщи на ограниченном пространстве в наиболее приподнятой части складки. В пределах всей остальной площади нефтеносные отложения скрыты под мощной толщей вышележащих пород сармата, мэотиса и акчагыла.

Нефть залегает в пластах песчаника и песка, мощностью, от нескольких дюймов и до 8—10 саж. Отмечено также присутствие нефти в песчанистых глинах.

Как показывает изучение разрезов буровых скважин, а также изучение обнажений той же спаниодонтовой и спириалисово-чокракской толщи, пр прекрасным обнажениям в“ пределах соседнего Сунженского хребта, пласты песчаника и песка отличаются своим непостоянством и на близком расстоянии значительно меняют свою мощность и совсем выклиниваются. Все нефтеносные пласты плошали -могут быть „собраны в с горизонтов, как это видно из следующей таблицы:

Горизонт 0. Пласты – 0, II, III. Мощность горизонтов в саж. 30—35. Геологический ярус – Спаниодонтовая толща.

Горизонт I. Пласты – I, II, III, IV, V. Мощность горизонтов в саж. 65—76. Геологический ярус – Спаниодонтовая толща.

Горизонт II. Пласты – VI, VII, VIII, IX. Мощность горизонтов в саж. 45—55. Геологический ярус – Спаниодонтовая толща.

Горизонт III. Пласты – X, XI, XII, XIII, XIV. Мощность горизонтов в саж. 70—80. Геологический ярус – Спириалисово-Чокракская толща.