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

Д. М. Мурдалов

В течение 2021 года я набирал и готовил к изданию эту книгу, посоветовал мне ее издать мой отец – Муслим Мурдалов, который уже 10 лет занимается сбором материалов по истории Чечни и Кавказа. Целый год я подбирал материалы из архива, накопленного отцом, советовался с ним, какие из этих многочисленных трудов о нефтяной промышленности лучше подойдут для моей книги. Надеюсь, что эта книга будет полезна и для тех, кто занимается наукой.

Методы подсчета запасов нефтяных месторождений и опыт их применения к Грозненскому и Майкопскому районам

С. И. Чарноцкий. Петроград, 1922.

Особенности нефтяных месторождений с точки зрения подсчета заключающихся в них запасов. Месторождения нефти отличаются рядом особенностей, которые создают для подсчета заключающихся в них запасов много затруднений, неизвестных при определении запасов других месторождений.

При подсчете запасов твердых полезных ископаемых основной задачей является определение объема, занятого залежью в виде пластов, жил и других форм залегания. Раз этот объем определен с большей или меньшей точностью, то для ряда полезных ископаемых задачу подсчета можно считать законченной и, приняв известную цифру веса единицы объема, можно дать цифру запаса в данном отдельном месторождении или в целом районе.

Для ряда рудных месторождений дело осложняется, как известно, необходимостью определить среднее содержание металла в рудной залежи, что при неоднородности руды представляет нередко значительные затруднения. Но и в этом случае в руках геолога, производящего подсчет, имеется обыкновенно материал в виде проб, взятых в различных частях разрабатывающегося месторождения. Даже в месторождениях, находящихся в стадии разведки, имеется всегда возможность взятия таких проб, хотя и в меньшей степени отражающих характер месторождения, из естественных обнажений и разведочных выработок.

Для нефтяных месторождений определение объема нефтесодержащих пород производится при достаточном количестве скважин сравнительно просто, хотя и здесь прибрежный характер отложений в большинстве нефтеносных районов, с характерным для такого типа отложений непостоянством их литологического состава, вносит некоторые затруднения:

Первое — это определение пористости нефтесодержащих пород или способности впитать в себя большее или меньшее количество нефти. Цифры пористости зависят в весьма значительной степени от таких факторов, как крупность зерна, характер цемента и пр., которые опять таки в отложениях прибрежного типа весьма изменчивы, а потому и трудно поддаются

учету, особенно поданным буровых скважин. Далее, пористость пород определяется обыкновенно экспериментальным путем, но цифры, полученные в результате опытов, произведенных на поверхности, не всегда приложимы к породам, залегающим на глубине нередко под большим давлением. Особенно это относится, опять такт к русским месторождениям, где мы среди нефтесодержащих пород имеем все переходы между песками и плотными песчаниками.

Второй цифрой, определение коей необходимо для подсчета, является коэффициент насыщения пласта нефтью. Дело в том, что обыкновенно лишь известная часть данного пласта является нефтеносной, причем, на ряду с нефтью, пласты заключают газ и воду. Определение коэффициента насыщения пласта нефтью является делом весьма трудным, ибо в различных частях одного и того же пласта соотношения между газом, нефтью и водой весьма различны. Опираться на какие-либо наблюдения и опыты на поверхности при этом нельзя, и можно лишь считаться с данными эксплуатации скважин. Но что касается получаемых при этом количеств воды и газа, данные, по крайней мере, в русских нефтеносных районах, весьма неполные и основывать на них определение коэффициента должно с большой осторожностью.

Наконец, при подсчетах приходится считаться с тем обстоятельством, что из данного пласта может быть взята не вся заключающаяся в нем нефть, а лишь часть; таким образом, вводится в подсчет еще коэффициент отдачи, зависящий от большей или меньшей легкости нефти, степени насыщения ее газами и др. обстоятельств, в общем трудно учитывающихся.

Таким образом, в подсчет вводится ряд цифр, определение коих, в смысле точности, далеко неудовлетворительно.

Но сказанным выше затруднения не ограничиваются. При подсчетах запасов твердых полезных ископаемых мы можем определенно говорить о запасах, заключающихся в залежах известного объема, т. е. имеющих определенную площадь и глубину распространения. Все те ресурсы, кои могут оказаться вне определенных, таким путем, горизонтальных и вертикальных границ, не могут повлиять на то общее количество полезного ископаемою, которое может быть получено в результате полной выработки залежи данного объема. Другое дело с таким подвижным полезным ископаемым, каким является нефть. Здесь, при эксплуатации известной плошали, всегда может иметь место возобновление се запасов. Легче всего оно может осуществляться путем передвижения нефти в пределах одного и того же пласта. В отдельных случаях может иметь место также и передвижение нефти из других пластов путем просачивания через разделяющие нефтеносные пласты породы, или же как результат проникновения но сбросовым трещинам. Размеры этого явления передвижения нефти из одного горизонта в другой составляют предмет ожесточенных споров между геологами — сторонниками вторичного залегания, нефти, вводящими это явление, как одно из основных начал в деле образования нефтяных месторождений, и сторонниками первичного залегания, отрицающими за передвижением нефти значение генетического начала. Но что в отдельных случаях такое передвижение, хотя бы при эксплуатации площади, может иметь место, не оспаривается и самыми решительными защитниками этого второго течения. (Калицкий, К. П. В какую фазу геологического цикла происходит образование нефтяных залежей? Тр. Геологического Комит., Нов. серия, вып. 146, 1916. Стр. 66).

Указанные особенности залежей нефти позволяют определять их запасы лишь при условии точного оконтуривания всей залежи и принятия во внимание по возможности, всех пластов вертикального разреза. Особенно, конечно, важно соблюдение первого правила. При таких условиях можно, конечно, говорить лишь о запасах месторождения в целом. Определение при этом методе запасов в отдельных площадях, входящих в состав данного месторождения, что является нередко практически весьма важным, встречает значительные препятствия. И в самом деле, если данная площадь, заключающая в своих недрах в данный момент определенный запас нефти, будет окружена землями, не затронутыми эксплуатацией, то она даст при своей разработке в сумме гораздо больше нефти, чем значилось в подсчете, за счет притока из этих окружающих земель. Наоборот, площадь с мало интенсивной эксплуатацией, окруженная участками, усиленно разрабатывающимися, даст меньше, чем можно ожидать по данным подсчета, ибо она будет подсасываться прилегающими промыслами.

В общем, как видим, обычный метод определения запасов, который можно назвать объемным методом, по отношению к нефтяным месторождениям страдает многими неудобствами, сильно ограничивающими возможность его применения.

Но взамен того особенные опять таки свойства залежей нефти позволяют при определении запасов нефти пользоваться совсем особыми методами, не применимыми по отношению к залежам твердых полезных ископаемых.

Я говорю о методах, которые кладут в основу определения запасов нефти изучение статистики добычи из данного месторождения или целого нефтяного района.

При эксплуатации твердых полезных ископаемых размеры добычи в известные промежутки времени и в известных выработках зависят от степени технического оборудования, производительности труда и прочих условий и в общем находятся в слабой зависимости от имеющихся в пределах месторождения запасов. Большая или меньшая цифра этих последних может лишь обусловить более или менее быструю выработку всего месторождения или отдельных его частей, эксплуатируемых при посредстве тех или иных выработок. Но годовая или месячная добыча может при этом до самого конца эксплуатации при надлежащей системе работы держаться на известном уровне, определяемом теми или иными соображениями. Если же в отдельных случаях к концу эксплуатации и замечается падение добычи вследствие обеднения месторождения и других причин, то во всяком случае искать здесь ключ к подходу к определению запасов месторождения не приходится.

Эксплуатация месторождений нефти находится в совершенно иных условиях. Тут размеры добычи в скважинах в гораздо меньшей степени зависят от человеческой воли, и наоборот, в значительной степени подчиняются известным естественным законам, находящимся в зависимости от условий залегания нефти в данном нефтяном месторождении или отдельной его части и от степени истощения предыдущей эксплуатацией. От человеческой воли зависит усиление добычи площади при помощи увеличения числа буровых скважин. Но увеличение средней продуктивности этих скважин находится в значительной степени вне пределов возможного. Применяются правда, для усиления добычи в отдельных скважинах технические приемы, как то: действие сжатого воздуха и т. п., но влияние этих приемов сравнительно незначительно и ограничено некоторыми пределами, зависящими опять таки от естественных условий данного месторождения.

Сказанное относится к искусственному усилению производительности скважин. Иногда, наоборот, экономические и технические соображения (падение цен, затруднение в транспорте, отсутствие нефтехранилищ и т. п.) требуют искусственного сокращения добычи. Осуществляется это технически сокращением числа дней эксплуатации тех или иных скважин. Тогда в статистике добычи по более крупным единицам времени — годам, месяцам будем иметь искусственно пониженные цифры; но если обратиться к статистике добычи по дням эксплуатации, то здесь встретимся с цифрами, опять таки подчиняющимися в значительной мере известным естественным законам.

В общем, следовательно, влияние искусственных факторов, регулирующих добычу нефти, сравнительно незначительно, и если иметь дело с массовым статистическим материалом, касающимся значительной площади и за большой промежуток времени, то можно с этими факторами не считаться. Раз это так и раз добыча регулируется известными законами, зависящими от условий залегания нефти в данном месторождении и степени истощения его ресурсов, то можно в изучении этих законов искать подхода к разрешению вопроса о запасах, скрытых в недрах.

Определение запасов нефти путем использования статистики добычи имеет по сравнению с объемным методом одно преимущество немаловажное, особенно при наших условиях эксплуатации нефтяных месторождений. Дело в том, что всегда довольно значительный процент нефти теряется при пожарах фонтанов, прорыве земляных амбаров и т. д. и не попадает в статистику добычи. Поэтому при определении запасов по объемному способу и вычислении количеств нефти, остающихся в месторождении, представляются нередко затруднения определения количества нефти, уже взятого из недр. Применяя же методы, кладущие в свою основу статистику добычи. Поэтому при определении запасов по объемному способу и вычислении количеств нефти, остающихся в месторождении, представляются нередко затруднения определения количества нефти, уже взятого из недр. Применяя же методы, кладущие в свою основу статистику добычи, мы можем не считаться с незарегистрированным потерями месторождения, ибо соответствующие количества нефти не попадут как в уменьшаемое: общий запас нефти, так и в вычитаемое: количество нефти, взятое из недр. Таким образом на искомую разность — запас, оставшийся в месторождении, это обстоятельство влияния не окажет.

В небольшом масштабе изучение статистики добычи применяется постоянно в промысловой деятельности, когда план работ и все предположения об эксплуатации данного нового участка строят в зависимости от тех данных, которые доставляет разработка соседних площадей.

Но выработка специальных методов и применение их на практике в большом масштабе при определении запасов целых месторождений и районов, относится лишь к самому последнему времени и соответствующие данные находим в работах американских геологов, к рассмотрению которых мы и переходим.

Методы подсчета запасов нефти, применяемые американскими геологами.

Колоссальное развитие автомобильною и авиационного движения в Америке и других странах, отмеченное во время Европейской войны, создало в Америке бензиновый кризис. В связи с этим в промышленных кругах был поднят вопрос о тех ресурсах, на кои может рассчитывать нефтяная промышленность страны.

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 V_е 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 45^о 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.

Горизонт IV. Пласты — XV, XVI, XVII, XVIII. Мощность горизонтов в саж. 70—100. Геологический ярус — Спириалисово-Чокракская толща.

Ниже пластов IV горизонта других нефтеносных пластов не имеется и в близком расстоянии залегает т. наз. Майкопская свита, подстилающая спириалисово-чокракские отложения. Имея в виду отмеченный выше непостоянный характер нефтесодержащих пластов, а также недостаточную еще изученность разрезов Старо-Грозненской площади, следует признать вышеприведенное подразделение в части, касающейся установления отдельных пластов, весьма схематическим.

Нефтеносными являются лишь сводовая часть складки и ее юго-западное крыло. Крутое северо-восточное крыло, поскольку можно судить по имеющимся данным, непродуктивно. В сводовой части складки и юго-западном крыле нефтеносность различных пластов непостоянна и на ряду с продуктивными площадями отмечены, такие, где скважины в тех же пластах встречают сухие или же водоносные пески. Если обратиться к оконтуриванию площадей продуктивности по пластам, применительно к установленному для района разрезу, то получим довольно пеструю и нестройную картину. Объясняется это, по-видимому, главным образом, отмеченным выше: непостоянством в условиях залегания пластов и их недостаточной изученностью.

Другое получается, если произведем оконтуривание по тем 5-ти горизонтам, на которые подразделены все пласты в приведенной выше табличке. При этом оконтуривается площадь, где хотя бы один из пластов данного горизонта оказывался продуктивным. Мы увидим тогда, что в общем площадь продуктивности каждого из горизонтов представляет собою неполный эллипс, соответствующий эллипсоидальному характеру Старо-Грозненской антиклинали. Неполность эллипсов объясняется непродуктивностью северо-восточного крыла. Далее, как общее правило, отмечается, что эллипс каждого нижнего горизонта является в общем охватывающим по отношению к эллипсу соответствующего верхнего горизонта.

Все эти взаимоотношения видны на прилагаемой обзорной карточке Старо-Грозненской площади (табл. II). Указанные на этой карточке горизонтали висячего бока спаниодонтовой толщи (точнее — первого песка этой площади, залегающего в нескольких саженях ниже кровли), взяты из пластовой карты Брайнина и Желиховского. В виду уменьшения масштаба прилагаемой карточки горизонтали из карты взяты через одну, т. е. через 200.

Изучая эллипсы продуктивности, изображенные на этой карточке, замечаем следующие особенности:

1) Эллипс продуктивности горизонта о расположен к юго-востоку от района наибольшего поднятия складки на уч. №№975, 976, где пласты, соответствующие горизонту о, значительной своей частью смыты, в остальной же эксплуатировались некогда при помощи колодцев; продуктивных для этого горизонта скважин (а лишь по данным скважин определялись эллипсы продуктивности) в этом районе не оказалось; не оказалось их также и к северо-западу от него.

2) Эллипс продуктивности горизонта распадается на два отдельные эллипса, разделенные небольшим промежутком, совпадающим частично с той же зоной наибольшего поднятия пластов и размытия горизонта о. Отсутствие продуктивных скважин на горизонт I в этом месте объясняется, по моему мнению, истощением горизонта, частью естественным, вследствие смытия предохраняющих от самоистечения вышележащих отложений, частью же искусственным, в виду того, что, по-видимому, находившиеся здесь нефтяные колодцы вовлекали в сферу эксплуатации и верхние пласты горизонта.

3) Эллипс продуктивности горизонта III в восточной части площади и горизонта IV в той же восточной и, кроме того; и южной части площади ограничены пунктиром. Это показывает условность проведения здесь границы, ибо бурением на соответствующие горизонты участки вне эллипсов не захвачены. Таким образом, здесь границы эллипсов являются лишь пределами того пространства, для которого доказана продуктивность соответствующего горизонта; но не доказано, что вне эллипса этот горизонт является непродуктивным.

Прежде чем перейти к дальнейшему изложению, считаю необходимым остановиться несколько на применяемом мною все время термине «продуктивность». Оговариваюсь, что под продуктивностью разумею промышленную эксплуатацию пластов данного горизонта, а не то пробное тартание или признаки нефтеносности, кои бывают отмечены в разрезах скважин, но в статистику добычи не попадают.

Исходя из такого понимания продуктивности, я оставлял без внимания объяснения непродуктивности того или иного горизонта в пределах того или иного участка затоплением района.

Далее необходимо отметить, что в пределы, очерченные эллипсом продуктивности данного горизонта, попали также и отдельные скважины, в которых эксплуатации этого последнего не производилось, вследствие намеренного пропуска горизонта, когда шли непосредственно на более низкий горизонт или какой-либо иной причины. Раз такие скважины были окружены, продуктивными для данного горизонта скважинами, то они не выделялись из соответствующего эллипса.

При выборе метода подсчета приходилось, конечно, основываться на отмеченных выше геологических особенностях Старо-Грозненской, площади. Особенности эти заставляют сразу же отказаться от применения объемного метода, определения запасов.

При том непостоянстве в мощности отдельных песчанистых пород, которое является характерном для Грозного, определение объема нефтесодержащих пород является трудна выполнимым. Главное затруднение все-таки не в этом, а в том прихотливом распределении нефти в отдельных пластах, которое

отмечено выше. Я уже указывал, что в пределах эллипса продуктивности данного горизонта могут оказаться продуктивными не все пласты данного горизонта, а лишь часть их. При таких условиях определить коэффициент насыщения песчанистых пластов нефтью оказывается почти невозможным.

Таким образом, приходится при подсчете запасов обратиться к кривым эксплуатации. Для составления же этих последних надлежит использовать статистику добычи. В этом отношении мы имеем, данные, начиная с первого года эксплуатации площади, т. е. с 1895 г. Данные имеются по годам и скважинам с указанием глубин. Координировав этот материал с данными пластовой карты, можно сравнительно легко распределить добычу по годам, скважинам и горизонтам. Для подсчета использованы лишь данные до 1916 г. включительно. Начиная с 1917 г., с одной стороны, имеем лишь неполные данные, а с другой на ход эксплуатации начинают влиять весьма существенно различные посторонние обстоятельства, и поэтому статистика добычи уже перестала отражать естественный режим месторождения.

Переходя теперь к выбору метода использования кривых эксплуатации должно отметить, что ни один из числа рассмотренных выше методов, выработанных американскими геологами, не является удовлетворительным при наличии Грозненских условий.

Наиболее совершенные из числа этих методов — методы Requa и Расk, применяются, как уже указывалось, для подсчета запасов во всех пластах одновременно. Я уже отмечал, что это допустимо лишь при условии более или менее равномерного, развития добычи по пластам, или же приблизительно одинаковой производительности этих последних. В Грозном мы видим как раз обратное. В первые годы добыча сосредоточивалась в верхних горизонтах и с течением времени центр тяжести эксплуатации постепенно перемещался к более глубоким горизонтам. Производительность самих горизонтов, как видно из таблиц кривых эксплуатации, довольно резко отличается друг от друга. Поэтому от составления кривых, общих для всех горизонтов, приходится отказаться. Самым точным был бы подсчет по отдельным пластам, но это опять таки при местных условиях: непостоянстве пластов и их недостаточной изученности, — является трудно осуществимым. Приходится поэтому остановиться на подсчете по 5-ти горизонтам, в которые группируются, как мы видели, пласты Старо-Грозненской площади.

Далее в методах Requa и Расk фигурирует в качестве одною из основных элементов подсчета максимальное количество скважин, допустимое в пределах данной площади, Определение итого количества должно производиться, по словам авторов, на основании изучения геологического строения площади. Каким образом все-таки получается сама цифра, они не указывают. Можно предположить, что при наличии, по американским условиям, значительного количества эксплуатационных районов и площадей выбирается по аналогии геологического строения площадь из числа более старых, где уже по ходу работ эмпирически определилось допустимое количество скважин, и полученная цифра, измененная соответственно размерам данной площади, применяется для этой последней.

Способ этот оказывается опять таки неприменимым для Грозного, ибо других площадей того же типа, с более развитыми работами мы не имеем. Приходится, следовательно, разрешать эту задачу иным путем, на чем остановимся несколько ниже.

Нет также в Грозном и отмеченных выше двух необходимых условий обусловливающих специально применение метода Расk; а именно: быстро понижающегося дебита скважин и одинаковой приблизительно интенсивности в деле вовлечения в эксплуатацию новых скважин.

Принимая во внимание все вышеприведенные соображения, я и подходил к выработке, метода подсчета запасов Старо-Грозненской площади.

Изучая ход эксплуатации каждой, площади или отдельной ее части, замечаем следующее два явления: 1) общее истощение площади по мере развития эксплуатации, выражающееся в постепенном уменьшении добычи скважин в хронологическом порядке их поступлении в эксплуатацию; 2) истощение части площади, находящейся в сфере непосредственного воздействия каждой эксплуатационной скважины, выражающееся в уменьшении средней годовой добычи скважины с течением времени ее эксплуатации.

Первое явление обыкновенно дает себя чувствовать не сразу, а лишь после некоторого, как увидим ниже, более или менее значительного увеличения числа скважин в пределах данной площади. Что же касается второго явления, то отмеченное понижение годовой добычи начинается обыкновенно со второго года эксплуатации.

В изучении известной законности, которая должна, по моему мнению, регулировать ход обоих упомянутых явлений, я и ищу подхода к поставленной себе задаче.

Изучая ход понижения добычи скважин по мере увеличения их числа и принимая при этом за мерило такой определенный период их жизни, как первый год их эксплуатации, мы находим возможность определить максимальное экономически выгодное количество скважин на единицу площади, и в то же время дать некоторую среднюю цифру добычи со всех этих скважин в первый год их жизни.

Изучая характер изменения средней годовой производительности. скважин с течением времени, можем определить, максимальное экономически выгодное число лет эксплуатации скважин и в то же время выразить общую добычу средней скважины, а следовательно, и всех скважин, приходящихся на единицу площади в процентах добычи первого года.

Итак, определяем предварительно следующие два основные элемента подсчета:

1) Максимальную экономически выгодную добычу с единицы поверхности, за каковую в дальнейшем всюду принимаем 10 десятин, в первый год эксплуатации максимально допустимого количества скважин.

2) Всю экономически выгодную добычу с той же единицы поверхности в процентах от добычи первого года эксплуатации упомянутого максимального количества скважин.

Определение этих двух элементов очевидно достаточно для определения цифры максимальной выгодной добычи с единицы поверхности, а зная эту цифру и общую площадь промышленной продуктивности данного горизонта можем произвести при соблюдении соответствующих условий и подсчет для всего горизонта.

Таким образом задача подсчета распадается на две составные части.

Для решения, первой части нашей задачи строим специальную кривую, характеризующую добычу первого, года эксплуатации скважин по мере их уплотнения в пределах данной площади. В дальнейшем изложении будем называть эту кривую — кривой уплотнения.

Согласно сказанному выше строим отдельно кривую для каждого из 5-ти горизонтов Старо-Грозненской площади. При построении таких кривых приходится прежде всего сталкиваться с вопросом, как подходить к понятию о плотности скважин, считать ли это для всей площади эксплуатации данного горизонта, или же определить кривую уплотнения для отдельных участков или групп участков. Определение сразу одной кривой для всей площади возможно тогда, когда продуктивность данного горизонта носит более или менее постоянный характер по всей площади эксплуатации. Для Старо-Грозненской площади это относится к горизонтам 0 и II.

Для других горизонтов приходится считаться с весьма различной продуктивностью различных частей площади. Если при таких условиях строить непосредственно кривую уплотнения для всей площади, то она будет непоказательной, ибо характер ее будет зависеть от вовлечения в хронологическом порядке в эксплуатацию более или менее продуктивных частей площади.

Построение кривых отдельно для каждого участка, со средней площадью в Старо-Грозненском районе в 10 десятин, оказывается, помимо сложности этой работы, несоответствующим в виду того, что здесь слишком велика зависимость кривой уплотнения от хода работ на соседних участках. При отсутствии работ на данный горизонт в пределах соседних участков кривая уплотнения будет, очевидно, гораздо положе, чем в том случае, если параллельно с разработкой данного участка будет, вестись интенсивная эксплуатации соседних участков.

Поэтому мне пришлось после ряда неудачных попыток построения кривых уплотнения по только что упомянутым двум принципам остановиться на третьем, именно — на построении кривых отдельно для нескольких групп участков, на которые распадается вся площадь эксплуатации данного горизонта. При группировке участков следует руководствоваться, по мере возможности, помимо их территориального положения, одинаковой более или менее продуктивностью и одновременным началом эксплуатации входящих в состав группы участков.

Построив кривые для отдельных групп, легко уже построить по полученным таким образом, данным общую кривую уплотнения для всей площади эксплуатации данного горизонта.

Должно отметить, что для получения соответствующих цифр для общей кривой берутся не просто средние арифметические цифры частных кривых, а принимается во внимание площадь, занимаемая участками каждой данной группы, и вводится соответствующий коэффициент.

Само построение кривых уплотнения производится следующим образом: определяется средняя производительность первого года эксплуатации для того количества первых в хронологическом порядке скважин, которое соответствует для данной площади плотности: 1 скважина на 10 десятин; затем проделываем то же по отношению к следующей, опять таки в хронологическом порядке, группе скважин, соответствующей плотности в 2 скважины на 10 десятин и т. д. Откладывая соответствующие цифры по осям ординат, и получим искомую кривую, характеризующую изменение цифры средней начальной годовой добычи скважин по мере их уплотнения в пределах площади.

Должно оговориться, что получаем, конечно, собственно не кривые, а обыкновенные графики, ограниченные ломаными линиями, по которым уже вычерчиваем согласно сказанному ниже некоторые средние кривые. Называем же эти графики кривыми согласно тому, как это делают американские геологи по отношению к применяемым ими графикам.

Построенные таким образом кривые для всех 5-ти горизонтов помещены на таблице.

Изучая эти кривые, мы видим, что в большинстве случаев; систематическое, падение цифры средней начальной годовой продуктивности скважин начинается не ранее момента уплотнения до 3-х — 4-х скважин на 10 десятин. После же этого начинается довольно постоянное падение этой цифры, что позволяет, построив некоторую среднюю кривую, повинующуюся известным законам; продолжить ее за пределы наших кривых, которые мы в дальнейшем, в отличие от средних, будем называть фактическими кривыми. Средняя кривая строится таким образом, чтобы она совпадала с начальной и с последней точками фактической кривой, в остальной же ее части сумма отрезков, характеризующих ее превышений над фактической кривой, равнялась сумме отрезков, так сказать, отрицательных по отношению к этой последней.

Построив такую кривую, мы можем прежде всего определить максимальное уплотнение скважин, допустимое для данной площади. Именно, мы выбираем на нашей кривой уплотнения точку, которая соответствует той минимальной добыче экономических условиях для данного горизонта. Затем смотрим, какому количеству скважин на 10 десятин соответствует эта точка. Это и есть искомая цифра. Для нас важно определение этой точки, соответствующей минимальной экономически выгодной начальной годовой производительности скважин, ибо, найдя ее, мы определяем по ограниченному ею отрезку кривой искомую общую годовую производительность скважин в первый год их эксплуатации при максимальном их количестве в пределах 10 десятин. Эту цифру получаем, суммируя в ограниченных указанной точкой пределах отрезки ординат, соответствующие, как мы уже знаем, средней продуктивности первого года эксплуатации 1-й, 2-й и т. д. скважин на 10 десятинах.

Покончив таким образом с первой частью задачи, переходим к определению изменения средней годовой производительности скважин с течением времени их эксплуатации. Определяем это изменение в процентах от добычи первого года эксплуатации.

С этой целью строим по имеющимся статистическим данным кривые, которые в дальнейшем будем называть хронологическими кривыми.

Для построения этих кривых, принимаем за 100 среднюю годовую производительность всех скважин данной площади в первый год их эксплуатации, а затем выражаем в процентном отношении цифры годовой производительности тех же скважин во 2-й год эксплуатации, затем в 3-й и т. д. Полученные цифры откладываем по осям ординат.

Кривые эти могут строиться либо для всей площади данного горизонта сразу, либо сначала для отдельных групп участков. Соблюдение этого последнего правила не имеет для хронологических кривых того значения, какое оно имеет для кривых уплотнения.

На таблице II мы имеем хронологические кривые для 5-ти горизонтов Старо-Грозненской площади. Мы видим, что здесь падение добычи начинается с первого года эксплуатации и фактические кривые весьма близко подходят к средним, построенным по тому же принципу, что и средние кривые уплотнения. Это позволяет и здесь продолжать кривые за пределы построения на основании фактических данных.

Построение хронологической кривой для данного горизонта позволяет определить среднюю цифру максимального количества лет эксплуатации скважин, разрабатывающих этот горизонт. Цифра эта получается комбинированием данных хронологической кривой и кривой уплотнения соответствующего горизонта. Имея на второй кривой цифру минимальной добычи первого года эксплуатации при максимальном количестве скважин и определяя на основании экономических соображений минимальную выгодную цифру добычи в последний год эксплуатации скважин, мы можем подсчитать в процентах отношение второй цифры к первой. Определенная согласно с полученным результатом точка на хронологической кривой и укажет нам максимальное экономически выгодное число лет эксплуатации средней скважины. Суммируя в ограниченном определенной только что точкой отрезке кривой ординаты, выражающие, как мы, знаем, процентные соотношения средних цифр производительности скважин в последующие годы эксплуатации к соответствующей цифре первого года, получаем искомое выражение процентного соотношения всей средней добычи скважин за все время их эксплуатации к цифре добычи первого года эксплуатации.

Имея таким образом в руках, во-первых, определенную выше цифру добычи с 10 десятин в первый год эксплуатации максимально допустимого количества скважин и, во-вторых, только что полученную цифру общей производительности скважин за весь период их эксплуатации, выраженную в процентах добычи первого года, мы простым умножением определяем искомую цифру общей максимальной экономически выгодной добычи с 10 десятин.

Помножив полученную цифру на количество десятин площади эксплуатации, разделенное на 10, мы получим искомую цифру запаса нефти в данном горизонте, точнее говоря, — того количества нефти, которое при данных экономических условиях может быть с выгодой получено.

Применяя предлагаемый мною метод подсчета, надлежит обратить внимание на одно важное обстоятельство. Именно, на производство подсчета на основании одной общей кривой уплотнения для всей площади эксплуатации данного горизонта в том случае, если во-первых, продуктивность площади носит непостоянный характер и, во вторых, площадь фактической эксплуатации составляет лишь часть площади возможной эксплуатации, для которой производятся подсчеты запасов. Для Старо-Грозненской площади это относится к III и IV горизонтам. Уже указывалось выше, что в этом случае общая кривая строится по кривым для отдельных групп участков. При этом соответствующие цифры кривой множатся пропорционально числу десятин в данной группе и затем уже берутся средние цифры, которые и служат для построения общей кривой. При таких условиях эта последняя отражает довольно полно условия эксплуатации всей площади, для которой удалось построить частные кривые эксплуатации. Чтобы приложить полученную кривую ко всей возможной площади эксплуатации данного горизонта, включая и слабо эксплуатируемые, и вовсе 4 незатронутые разработкой земли, необходимо, чтобы средняя ценность этих последних, определяемая на оснований общих геологических соображений, соответствовала ценности площади первой категорий. В противном случае придется ввести известный коэффициент.

В заключение настоящей главы следует отметить, что в результате наших подсчетов, конечно, получается; как мы видели, собственно не цифра запасов заключенной в данном районе нефти, а то количество нефти, которое может быть при определенных экономических условиях с выгодой извлечено из недр. Но должно отметить, что и при подсчете запасов твердых полезных ископаемых также почти всегда определяется не полное количество ископаемого в данном месторождении, а лишь запас в той части или частях месторождения, эксплуатации коих представляется в данное время выгодной. Принимаются, как известно, в расчет лишь пласты и вообще залежи известной минимальной мощности; далее в рудных запасах ограничиваются подсчетом запаса руд с определенным минимальным содержанием металла и т. п. Таким образом, существенной разницей с этой точки зрения между подсчетами ресурсов нефтяных и прочих месторождений не имеется.

Результаты подсчета запасов нефти в Старо-Грозненской площади.

Как уже отмечалось, подсчет запасов производится отдельно для каждого из 5-ти горизонтов.

Подсчет запасов горизонта 0. Эксплуатации этого горизонта буровыми скважинами производилась на незначительной площади в 53 десятины в центральной части района, несколько юго-восточнее площади обнажения пластов горизонта О, где разработка этих последних производилась при помощи колодцев. Кривая уплотнения и хронологическая (табл. II) строятся непосредственно для всей площади.

Как видим, обе кривые, особенно же хронологическая, носят довольно постоянный характер и близки к средним, кривым, что позволяет легко пользоваться этими последними, продолжив их за пределы фактических данных, заканчивающихся для первой кривой на плотности 7 скважин на 10 десятин, а для второй 9-м годом эксплуатации.

Определяем максимально допустимое уплотнение скважин в 12 на 10 десятин, задаваясь минимальной добычей первого года эксплуатации в 45 тыс. пудов. Среднее число лет эксплуатации определяем в 12; задаваясь минимальной добычей последнего года эксплуатации в 3.600 пудов или в 8% добычи первого года.

По кривой уплотнения получаем добычу с десяти десятин в первый год эксплуатации 12 скважин в 4.157.000 пуд. При 12 годах эксплуатации получаем по хронологической кривой, что общая добыча составит 436% добычи первого года или: 4.157.000 X 4,36 = 18.124.000 пудов.

Вся площадь в 53 десятины дает:

18.124.000 X 5,3 = ∞96.057.000 пудов.

Добыто до 1916 г. включительно 31.636.000 пуд.

Остаётся: 64.421.000 пудов.

Подсчет запасов горизонта I. Как видно из прилагаемой карты, имеются две площади эксплуатации горизонта I — западная в 64 десятины и восточная в 175 десятин, расположенные по обе стороны от района обнажения пластов горизонта О. Были построены первоначально отдельно обе кривые для каждой из двух площадей, а затем уже построена общая кривая. Производительность обеих площадей носит различный характер. В восточной в первых скважинах она много выше, чем в западной. Зато кривая уплотнения восточной площади понижается значительно быстрее кривой западной площади.

Общие кривые, вычерченные по данным частных кривых, отличаются следующими особенностями:

Кривая уплотнения резко понижается ко второй степени уплотнения (здесь, как и во многих ниже, под 2-й, 3-й и т. д. степенями уплотнения подразумевается точки кривой, соответствующие уплотнению в две, три и т. д. скважины на 10 десятин), затем некоторое время держится приблизительно на одном уровне; более резко понижается к 6-й степени уплотнения и далее приобретает сравнительно постоянный, постепенно понижающийся характер. Хронологическая кривая обнаруживает перелом к 3-му году эксплуатации, где она изменяет резкое падение производительности на значительно более медленное.

В общей кривой уплотнения получаем, задаваясь минимальной добычей первого года эксплуатации в 90.000 пуд., максимум уплотнения в 12 скважин на 10 десятин. Принимая минимальную годовую добычу, экономически выгодную для первого горизонта, в 5.000 пудов или 5,5% добычи первого года, определим из хронологической кривой число лет эксплуатации скважин в 12-ть.

По кривой уплотнения определяем добычу 10 десятин со всех 12-ти скважин в первый год эксплуатации в 5.454.000 пуд. По хронологической кривой получаем, что вся добыча составляет 271% добычи первого года.

Тогда 10 десятин дадут всего: 5.454.000 X 2,71 = 14.780.000 п.

Так как площадь фактической эксплуатации почти совпадает с очерченной площадью возможной эксплуатации, то полученная цифра может быть использована для определения запаса всей площади в 239 десятин, который составит: 14.780.000 X 23,9 = 353.242.000 пудов. Добыто до 1916 г. включительно: 289.723.000 пуд. Остаток: 63.519.000 пудов.

Подсчет запасов горизонта II. Кривые строятся непосредственно для всей площади эксплуатации в 297 десятин (табл. II). Обе кривые близко подходят к средним кривым. В кривой уплотнения падение отмечается с самого начала; начиная со 2-й скважины на 10 десятин приобретает медленный и постоянный уклон. В общем эта кривая II горизонта характеризует в отличие от других горизонтов незначительную сравнительно добычу первых лет эксплуатации скважин, что особенно резко подчеркивается для первых скважин (1 на 10 десятин).

Максимальное уплотнение скважин получаем в 10 на 10 десятин, задаваясь при этом минимальной добычей первого года эксплуатации в 46.000 пудов.

Задаваясь минимальной годовой добычей, экономически выгодной для II горизонта, в 5.060 пудов, что соответствуем 11% добычи первого года, получим из хронологической кривой цифру дет эксплуатации скважин — 12.

По кривой уплотнения получаем добычу то десятин со всех 10-ти скважин в первый год эксплуатации в 1.795.006 пуд. По хронологической определяем, что вся добыча составляет 412% добычи первого года.

Тогда вся добыча 10 десятин составит:. 1.795.000 X 4,12 = 7.395.000 пудов.

Подобно горизонту I можем использовать эту цифру для определения запаса всей площади в 297 дес., который составит:

7.395.000 X 29,7 = 220.631.000 пудов.

Добыто до 1916 г. включительно: 105.895.000 пудов.

Остаток: 114.736.000 пудов.

Подсчет запасов горизонта III.

Подсчет этот является наиболее сложным в виду большого значения этого горизонта в деле эксплуатации Старо-Грозненской площади, значительной площади фактической эксплуатации, отмеченного непостоянства в продуктивности отдельных частей площади и, наконец, в виду наличия значительного фонда не затронутых эксплуатацией земель, который надлежит включить в пределы площади возможной эксплуатации.

При отмеченных условиях весьма важным является надлежащее подразделение площади эксплуатации на отдельные группы участков, для которых вычерчиваются частные кривые уплотнения и хронологические. Выделяем 7 групп: каждая из них помимо территориального объединения представляет некоторое единство с точки зрения эксплуатации входящих в их состав участков:

1) Группа участков №№1, 2, 3, 7, 8, 22, 145, 146, 977. Площадь эксплуатации 80 десятин. Разработка горизонта III достигла значительных размеров и началась с первых лет промышленной жизни Грозненского района. Уплотнение доведено к 1916 г. до 8-ми скважин на 10 десятин.

2) Участки №№23, 24, 25,39, 40 с общей площадью эксплуатации в 50 десятин были вовлечены в сферу разработки позднее предыдущей группы, именно, в 1904 — 1905 гг. Они оказались наиболее богатыми участками из числа разрабатывавших III горизонт; поэтому работы быстро развивались и к 1916 г. уплотнение достигло того же числа 8-ми скважин на 10 десятин.

3) Группа участков №№13, 14, 15, 26, 27, 28. Площадь эксплуатации 60 десятин. III горизонт поступил в разработку в 1907—1908 гг. и эксплуатация не достигла больших размеров; число скважин достигло лишь 3-х на 10 десятин.

4) Группа участков №№38, 41, 43, 58, 59, 61, 62, 64, 65, 66, 67, 975, 976 с общей площадью эксплуатации в 110 десятин. Продуктивность III горизонта оказалась в пределах перечисленных участков весьма незначительной. Вероятно, поэтому разработка горизонта, хотя и началась на отдельных участках сравнительно давно, — в конце девяностых годов, не достигла более значительных, размеров и ограничилась, подобно предыдущей группе, уплотнением в 3 скважины на 10 десятин.

5) Эта группа обнимает участки №№63, 69, 70, 71, 72, 73, 74, 75, 77, 78, 79, 80, 81, 82, 110, 116, 118. Площадь эксплуатации составляет 140 десятин. Разработка началась в начале девятисотых годов, но до 1912 г. слабо развивалась; с этого же года пошла более усиленным темпом, но достигла все-таки лишь уплотнения в 3 скважины на 10 десятин.

6) Участки №№83, 84, 85, 86, 89, 90, 91, 92, 93, 94, 96, 97, 99, 101, 102, с общей площадью эксплуатации в 120 десятин, поступили в эксплуатацию на III горизонт лишь с 1909 года, обнаружив значительную продуктивность горизонта в этой части его залегания. Поэтому работы довольно быстро развились и в 1916 году уплотнение скважин дошло до 3-х на 10 десятин.

7) К последней группе отнесены участки №№48, 49, 50, 51, 52, 53, 54, 55, 56, 57 с общей площадью эксплуатации в 60 десятин, составляющие так называемую Глушковскую группу и поступившие в эксплуатацию позже всех выше перечисленных участков, а именно в 1913 г. Поэтому, естественно, работы не могли к 1916 г. развиться надлежащим образом, и уплотнение дошло лишь до 3 скважин на 10 десятин, но уже полученные результаты выяснили слабую продуктивность III горизонта, оказавшегося в противоположность остальным группам менее продуктивные, чем вышележащие горизонты.

Общий размер площади, входящей в состав семи перечисленных групп, составляет 620 десятин. Вся площадь возможной эксплуатации III горизонта достигает 1280 десятин. Поэтому прежде чем перейти к подсчету, надлежит выяснить, что представляют из себя остающиеся 66о десятин, дабы можно было судить, поскольку приложимы данные, касающиеся промышленной ценности указанных выше 620 десятин, к подсчету запасов всего горизонта III.

Интересующие нас 660 десятин можно разбить на следующие 6 площадей:

1) Район так называемой Соленой Балки, общею площадью 90 десятин. С конца 1915 г. здесь начались эксплуатационные работы на уч. №№137, 147, 232 и 233 и в 1917 г. тут было 5 эксплуатационных скважин. Данных для составления, соответствующих кривых эксплуатации было слишком мало, но по определившимся результатам добычи площадь можно всецело поставить наравне с наиболее ценной из числа перечисленных семи групп, именно со 2-й группой.

2) Участки №№5, 6, 9, 10, 11, 113, 413, 420 и промежуточная площадь, между этими участками и Соленой Балкой. Общий размер площади около 160 десятин. Ценность площади можно принять, как среднюю между ограничивающими ее, так сказать, по простиранию, 3-й группой и площадью Соленой Балки.

3) Участки №№4, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 29, 30, 31, 32, 33, 34, 35 и примыкающие северные части участков №№112, 114, 127, 128, 129, 130. Общая площадь 150 десятин. Здесь в 1915 г. поступило в эксплуатацию на III горизонт несколько скважин в северной части уч. №№127, 128, 130. Данных для составления кривых было далеко недостаточно. Как по общим геологическим условиям, так и по полученным результатам разработки эту площадь надлежит поставить несколько ниже ограничивающих ее с севера участков 1-й и 2-й групп, но выше других соседних групп, как-то: 3-й, 4-й.

4) Участки №№414, 415, 416, 417 и прилегающая с востока полоса близ северной границы эллипса продуктивности. Площадь в 90 десятин. На основании геологических соображений должно признать эту площадь равной по ценности 7-й группе участков.

5) Участки №№36, 37, 44, 45, 46, 47 и прилегающие северные части уч. №№124, 125, общей площадью в 65 десятин, эксплуатацию на III горизонт поступила лишь одна скважина на уч. №124 в 1915 г. Полученные результаты, а главное, геологические данные позволяют приравнять площадь по ее промышленной ценности к прилегающей с севера 4-й группе.

6) Остающиеся 105 десятин распределены более мелкими площадями между указанными 7 группами и, следовательно, в сумме подходят по ценности к среднему типу участков, вошедших в состав этих последних.

Принимая во внимание сказанное выше, можем с некоторым основанием принять промышленную ценность остающихся 660 десятин равной ценности тех 620 десятин, для которых мы имели возможность построить кривые эксплуатации. При этом должно отметить; что, как показывают результаты начавшейся в 1914—1915 гг. эксплуатации в Соленой Балке и полосе южных участков (№№112, 114… 130), можно говорить о той ценности, которую имеют свободные площади уже после соответствующего, влияния на них в смысле подсасывания со стороны эксплуатировавшихся ранее площадей. Если же это так, то мы вправе использовать построенные на основании частных кривых общие кривые для подсчета запасов всей площади.

Соответствующие цифры для этих кривых получаем, учитывая относительные размеры площади каждой из 7-ми групп.

При построении кривой уплотнения придется кроме того учитывать следующее обстоятельство: при вычислении цифр соответствующих первым трем степеням уплотнения мы можем пользоваться цифрами всех семи частных кривых; для дальнейшей же части кривой имеем в своем распоряжении лишь цифры кривых 1-й и 2-й групп. Между тем можно ожидать, что соответственно с значительно меньшими цифрами первых степеней уплотнения этих остальных групп (за исключением, пожалуй, 6-й) по сравнению с двумя первыми и последующие цифры оказались бы также соответственно ниже. Не вводя же этих цифр в наши подсчеты, мы тем самым искусственно превысили бы цифры, относящиеся к высшим степеням уплотнения общей кривой и, следовательно, исказили ее характер. Это затруднение приходится обходить таким образом, что, вычислив обычным путем цифру для уплотнения в 1 скважину на 10 десятин, для остальных цифр общей кривой принимаем во внимание не абсолютные цифры, а выраженные в процентах от цифр первой степени уплотнения.

Полученные общие кривые обнаруживают, как видим, следующие особенности: ко второй степени уплотнения отмечается резкое понижение кривой. Затем отмечается при 3-й и 4-й степени некоторое поднятие, после чего начинается понижение, принимающей с 6-й степени уплотнения сравнительно плавный характер. Хронологическая кривая, как и всюду, сравнительно плавная; обнаруживает некоторый перелом в 4-м году эксплуатация, после которого падение производительности несколько замедляется.

Пользуясь построенными общими кривыми, получаем максимально допустимую степень уплотнения в 10 скважин на 10 десятин; причем задаемся минимальной добычей первого года эксплуатации скважин в 100 тыс. пудов. Максимальное число лет эксплуатации средней скважины определяем по хронологической кривой, задаваясь минимальной экономически выгодной цифрой добычи в последний год эксплуатации в 8.000 п., что составляет 8%, — добычи первого года. При этих заданиях определяем число лет эксплуатации в 10.

По кривой уплотнения получаем добычу на 10 десятинах в первый год эксплуатации 10 скважин в 4.450.000 пудов. При 10-летней эксплуатации получаем по хронологической кривой, что общая добыча составит 316% добычи 1-гo года, или: 4.450.000 X 3,16 = 14.046.000 пуд.

Вся площадь в 1280 десятин может, следовательно, дать 14.046.000 X 128 — 1.798.000.000 пудов. Добыто до 1916 года включительно: 482.329.000 пуд. Остается: 1.315.671.000 пудов.

Подсчет запасов горизонта IV. В виду большой глубины залегания пластов этого горизонта на значительной части площади они разрабатывались до последнего времени слабо и лишь на ограниченном числе участков эксплуатация их приняла более систематический характер: на остальных же ограничивались обыкновенно после истощения пластов III группы углублением незначительного процента скважин в IV горизонт. В результате горизонт этот является до настоящего времени сравнительно мало изученным; особенно это относится к нижним из числа пластов, входящих в его состав.

Естественно поэтому, возникают большие затруднения при группировке участков для получения частных кривых эксплуатации. Скважины, разрабатывающие IV горизонт, настолько редко разбросаны на площади возможной эксплуатации, что лишь для весьма небольших по размерам групп удаётся построить кривые уплотнения, характеризующие высшие степени уплотнения. Выделяем следующие группы:

1) Участки №№59, 60, 66, 67, 68, 69 общей площадью 60 десятин. Здесь сосредоточена главная добыча из IV горизонта.

Разработка горизонта началась лишь в 1911 г., тем не менее, благодаря ее весьма быстрому развитию, к 1916 г. мы уже имеем уплотнение: 8 скважин на 10 десятин.

2) Участки №№25, 38, 39. 40, 43. 44 общей площадью 60 десятин. IV горизонт поступил здесь в эксплуатацию с 1910 г.; вследствие более медленного хода работ уплотнение к 1916 г. достигло лишь 4-х скважин на 10 десятин.

3) Уч. №№1, 2, 3, 7, 8, 13, 14, 15, 22, 26, 977, с общей площадью эксплуатации около 110 десятин. Разработка горизонта началась в 1905 г.; вследствие медленного ее хода к 1916 г. имеем уплотнение лишь в 3 скважины на 10 десятин.

4) К этой группе отнесены лишь два участка №№975 и 976. Площадь эксплуатации; около 20 десятин. Выделение в особую группу такой небольшой площади объясняется специфическими условиями эксплуатации в ее пределах IV горизонта. Работы развивались весьма быстрым темпом и в период 1902—1910 гг. достигли уплотнения в 8 скважин на 10 десятин; после 1910 г. поступили в эксплуатацию лишь 2 скважины.

5) Группа крайних южных участков №№111, 112, 114, 124, 125, 126, 127, 128, 429 130 общей площадью в 100 десятин. Эксплуатации IV горизонта началась в 1914 г. и естественно не успела к 1916 г. достигнуть более значительного развития ограничиваясь уплотнением в 1 скважину на 10 десятин. Данных для построения кривых, следовательно, слишком мало. Определена лишь начальная точка кривой уплотнения, соответствующая производительности в 288 тыс. пудов. В виду недостаточного количества данных об эксплуатации IV горизонта, при вычерчивании общей кривой уплотнения учтена и эта цифра.

Вся площадь, занятая участками перечисленных 5-ти групп, составляет 350 десятин из общего количества 1500 десятин, составляющих очерченную нами площадь возможной эксплуатации горизонта IV. Поэтому приходится, подобно тому как и для III горизонта, остановиться на вопросе, поскольку можно, общие кривые, которые будут построены на основании частных кривых указанных групп, применять для подсчета запасов всей площади. Вопрос опять сводится к сравнительной оценке земель, входящих в состав групп и в состав остающихся 1150 десятин, не затронутых совершенно эксплуатацией IV горизонта, или же затронутых в столь, незначительной степени, что нет возможности использовать надлежащим образом соответствующий, цифровой материал.

Произвести такое относительно подробное сравнение земель обеих категорий, подобно III горизонту здесь не представляется возможным, в виду общей значительно меньшей изученности IV горизонта. Можно лишь, указать в общей форме, что на основании общих геологических соображений и данных эксплуатации, остающиеся земли несколько хуже вошедших в группы. Так, в состав этих последних не включена весьма значительная полоса вдоль самой оси и частью в северном крыле, которая для III горизонта оказалась сравнительно бедной. Далее, как показывают данные весьма редко рассеянных отдельных скважин; эксплуатирующих IV горизонт в значительной западной части площади, не вошедшей ни в одну группу, этот горизонт является там менее продуктивным по отношению к другим частям района; хотя эти данные, как отмечалось выше, крайне отрывочны и случайны и не дают какой-либо общей картины, но все-таки считаться с ними до некоторой степени следует.

Поэтому в общем при дальнейшем подсчете считаю необходимым ввести для рассматриваемых 1150 десятин коэффициент 0,75.

Теперь перейдем к построению общих кривых эксплуатации для IV горизонта. Построены они по частным кривым, способом, который уже был описан при подсчете запасов горизонта III.

Общая кривая уплотнения характеризуется весьма медленным понижением добычи, сопровождаемым периодами временного ее поднятия. Хронологическая кривая носит плавный характер и лишь в своем конце обнаруживает неожиданно резкое падение добычи к 6-му году эксплуатации средней скважины.

Вычерчивая средние кривые уплотнения и хронологическую и продолжая их за пределы фактического построения, определяем по кривой уплотнения максимальное уплотнение в 9 скважин на 10 десятин, соответствующие минимальной добыче первого года эксплуатации в 180 тысяч пудов. На хронологической кривой определяем максимальное допустимое число лет эксплуатации средней скважины в 7, задаваясь минимальной добычей последнего года эксплуатации в 20.000 пудов, или около 11% добычи первого года. Такая высокая цифра добычи последнего года по сравнению с соответствующими цифрами для других горизонтов объясняется большой глубиной залегания IV горизонта на значительной части площади, достигающей близ ее юго-восточной границы для низших пластов горизонта 750 саж.

Сделав указанные допущения, получаем по кривой уплотнения добычу на 10 десятинах в первый год эксплуатации в 2.970.000 пуд. При 7 годах эксплуатации получаем по хронологической кривой, что общая добыча составит 283% добычи первого года, или: 2.970.000 х 2,83 = 8.405.000 пуд.

Площадь в 350 дес. может, следовательно, дать 8.405.000 х 35 = 294.175.000 пудов. Остающиеся 1.156 десятин дадут, вводя упомянутый выше коэффициент: 8.405.000 х 0,75 х 115 = 724.931.000 пуд. Весь запас в IV горизонте определяется, следовательно, в 1.019.106.000 пудов.

Взято до 1906 г. включительно: 123.940.000 пуд. Остается: 895.166.000 пуд.

Цифры запаса нефти в пределах всей Старо-Грозненской площади собраны в следующей таблице:

Горизонт 0: первоначальный запас (в млн. пуд.) — 96, взято до 1916 г. — 32, остается — 64.

Горизонт I: первоначальный запас (в млн. пуд.) — 96, взято до 1916 г. — 32, остается — 64.

Горизонт II: первоначальный запас (в млн. пуд.) — 96, взято до 1916 г. — 32, остается — 64.

Горизонт III: первоначальный запас (в млн. пуд.) — 96, взято до 1916 г. — 32, остается — 64.

Горизонт IV: первоначальный запас (в млн. пуд.) — 96, взято до 1916 г. — 32, остается — 64.

Всего: первоначальный запас (в млн. пуд.) — 3487, взято до 1916 г. — 1034, остается — 2453.

По поводу подсчета запасов всего месторождения в целом должно сказать следующее. Площади возможной продуктивности горизонтов О, I, и II можно считать оконтуренными сравнительно точно. Что же касается горизонтов III и IV, то здесь, как уже указывалось границы эллипсов продуктивности проведены на некотором протяжении условно. Так, для III горизонта условной является юго-восточная граница, проведенная вблизи имеющихся там продуктивных скважин района Соленой Балки. Далее к юго-востоку никаких буровых работ не велось, и вопрос о продуктивности здесь III горизонта должен быть оставлен открытым. Произведенные в районе между Соленой Балкой и вершиной Таш-Кала разведочные работы обнаружили антиклинальное в общем строение этого района. Имеем ли мы здесь продолжение антиклинали Старо-Грозненской площади, или ближе к Таш-Кала встречаемся уже с влиянием Ново-Грозненской складчатости, остается вопросом открытым, но во всяком случае является возможным предположение, что площадь продуктивности III горизонта захватывает и эту часть района, что могло бы увеличить запасы горизонта III еще на 10%-15%.

Для IV горизонта, как мы видели, является условной вся южная и юго-восточная граница, так как нет никаких данных, указывающих на отсутствие продуктивности вне проведенной на карте пунктирной линии, оконтурившей крайние в этом, направлении скважины. В отличие от III горизонта должно при этом отметить, что вне очерченного эллипса возможной продуктивности глубина залегания IV горизонта особенно же нижних его пластов, оказывается слишком значительной (более 700 саж.), чтобы при современных условиях могла идти речь о вовлечении этих земель в сферу разработки горизонта. Таким образом здесь предположительная граница возможной продуктивности является действительной границей возможной эксплуатации. Тем не менее запасы нефти, если таковые имеются, вне нашего эллипса продуктивности, смогут, благодаря подвижности нефти, до некоторой степени пополнить истощенные эксплуатации ресурсы запасов внутри очерченной площади и повысить таким образом определенную нами цифру запасов, являющуюся, как мы уже указывали, собственно цифрой возможной добычи площади.

Характеристика кривых эксплуатации Старо-Грозненской площади. Кривые эксплуатации обладают рядом особенностей, на некоторые из которых указывалось выше при подсчете запасов нефти Старо-Грозненской площади. Здесь постараемся подойти к этому вопросу с точки зрения определения тех особенностей, кои являются по возможности общими для построенных нами кривых, причем будем рассматривать как помещенные на прилагаемых таблицах общие кривые, так и не попавшие туда частные кривые для горизонтов: I, III и IV. Более или менее удачное решение этой задачи позволит нам несколько приблизиться к установлению некоторой законности в построении указанных кривых, законности, коей подчиняются хотя бы лишь кривые, построенные для данной площади. Установление такой законности помимо общего интереса имеет еще для нас специальное значение, давая возможность использовать до некоторой степени кривые Старой площади для подсчета запасов Новой площади, непродолжительная и слабо в общем развившаяся разработка коей позволяет построить лишь весьма короткие кривые эксплуатации, иногда же дает материал лишь для определения положения начальных точек кривых уплотнения. Использование законов построения кривых, установленных для Старой площади, находит оправдание и той общности геологического строения и условий залегания нефти обеих площадей, на установлении коей остановимся подробнее ниже.

Подходя к интересующему нас вопросу, остановимся сначала на кривых уплотнения.

Эти последние можно прежде всего подразделить на два типа: а) с высокой продуктивностью первой степени уплотнения и b) с низкой продуктивностью. В кривых первого типа (общие кривые тля горизонтов: О, I, частные кривые 1-ой группы горизонта I, 1-й и 2-й групп горизонта III) имеем резкое падение кривой ко второй степени уплотнения. Цифры продуктивности, соответствующие этой последней, составляют 11%—33% цифр продуктивности при первой степени уплотнения. В кривых второго типа (общие кривые для горизонтов II и IV; частные кривые 2-ой группы I горизонта; 3. 4, 5, 7-й групп III горизонта и все IV гориз.) это падение гораздо слабее и цифра продуктивности 2-й степени уплотнения не опускается ниже 43%, цифры первой степени, а в некоторых кривых превышает 100%. Соответствующее соотношение для общей кривой горизонта III, являющейся по продуктивности 1-й степени уплотнения средней между двумя указанными типами, выражается в 40%.

Далее замечаем, что почти все кривые уплотнения отличаются следующей особенностью: вслед за более или менее резким, как мы только что видели, падением кривой ко 2-й степени уплотнения, замечается новое ее поднятие или по крайней мере положение, близкое к горизонтальному. После несколько неустойчивого характера в районе 3-й — 5-й степени уплотнения, обыкновенно к 6-й степени кривая выравнивается.

В результате видим, как общее правило, что фактическая кривая в части, соответствующей 2-й степени уплотнения, лежит ниже средней кривой; точка 3-й степени уплотнения оказывается обыкновенно лежащей близ средней кривой, а дальнейший отрезок, соответствующий 4-й и 5-й степеням — находится уже выше этой последней. Исключением являются лишь:

1) частная кривая 2-й группы, где это явление происходит с некоторым опозданием и роль 2-й степени уплотнения играет 3-я степень и 2) кривые IV горизонта: общая и частная; несоответствие этих последних объясняется отмеченными выше особыми условиями эксплуатации IV горизонта.

Причиной указанных явлений, отражающихся на кривых, должно, по-видимому, признать фонтанную, по преимуществу, добычу при первой степени уплотнения, сопровождающуюся утерей значительного количества газа и истощением прилегающего к эксплуатирующимся скважинам района, истощением, которое сравнительно медленно пополняется притоком из других частей пласта. Между тем успех первых скважин естественно вызывает стремление закладывать следующие скважины на тех же участках и притом в виду незнакомства с геологическим строением площади, особенно в первый период развития работ новые скважины закладывались поближе к прежним — фонтанным и попадали в отмеченные зоны истощения. Резкое понижение производительности этой серии скважин заставляет с одной стороны искать новые участки для разработки в пределах хотя бы той же группы, а с другой, углублять скважины в более глубокие пласты того же горизонта. Скважины обеих этих категорий естественно повышали цифры средней начальной годовой производительности последующих степеней уплотнения.

Некоторую роль, возможно, играло при этом и упомянутое пополнение района истощения, обусловленного фонтанными выбросами, притоком из других частей пласта.

Уже указывалось выше, что, начиная с 6-ой степени уплотнения, кривая выравнивается: при этом обыкновенно соответствующая точка фактической кривой находится или на средней кривой, или во всяком случае вблизи нее. В дальнейшем своем, протяжении средняя и фактическая кривые почти совпадают: Единственным исключением из этого общего правила являются, опять таки лишь кривые IV горизонта.

Таким образом, существенно важным для построения кривой уплотнения является доведение фактической кривой до 6-й степени уплотнения; тогда для дальнейших степеней можно воспользоваться построенной к этой фактической — средней кривой.

В виду того, что ни одна кривая Новой площади, как увидим ниже, не может быть доведена до указанных пределов является в высшей степени важным выяснить, нельзя ли определить положение точки, соответствующей 6-й степени уплотнения, по имеющимся данным для точек низшего уплотнения, путем установления процентной зависимости между соответствующими им цифрами производительности. Выше уже указывалось, что средняя кривая пересекает обыкновенно фактическую близ точки, соответствующей 3-й степени уплотнения, и во всяком случае где-то между точками 2-й и 4-й степени. Естественно поэтому возникает мысль определить соответствующую 6-й степени уплотнения производительность в виде процентного соотношения к средней арифметической соответствующих цифр для 2-й, 3-й и 4-й степени. Параллельно попытаемся определить такое же процентное соотношение и для 8-й степени уплотнения — последней, до которой удалось довести ряд кривых уплотнений. Произведя надлежащие подсчеты, получаем следующие результаты:

Процентное соотношение между цифрой 6-й и 8-й степеней уплотнения и средней арифметической 2-й, 3-й и 4-й степени.

Горизонт О. Общая кривая: 6-я степень — 57%.

Горизонт I. Общая кривая: 6-я степень — 47%, 8-я степень — 35%.

Горизонт I. Частная кривая I-й гр.: 6-я степень — 43%, 8-я степень — 39%.

Горизонт I. Частная кривая II-й гр.: 6-я степень — 51%, 8-я степень — 30%.

Горизонт II. Общая кривая: 6-я степень — 51%.

Горизонт III. Общая кривая: 6-я степень — 54%, 8-я степень — 36%.

Горизонт III. Частная кривая I-й гр.: 6-я степень — 34%, 8-я степень — 10%.

Горизонт III. Частная кривая II-й гр.: 6-я степень — 77%, 8-я степень — 70%.

Горизонт IV. Общая кривая: 6-я степень — 136%, 8-я степень — 81%.

Горизонт IV. Частная кривая I-й гр.: 6-я степень — 85%, 8-я степень — 30%.

Горизонт IV. Частная кривая III-й гр.: 6-я степень — 119%, 8-я степень — 106%.

Таким образом для использования в дальнейших подсчетах мы имеем способ определить положение точек 6-й и 8-й степеней уплотнения, что уже позволяет с значительной долей вероятности построить всю среднюю кривую.

Несомненно вызывают сомнение в правильности вычислений процентных соотношений для 6-й и 8-й степеней уплотнения те уклонения от намеченной законности, кои отмечены в приведенной выше таблице для кривых IV горизонта, в меньшей степени и для частных кривых III горизонта. Поэтому необходимо остановиться несколько на этих уклонениях и выяснить, но мере возможности, вызвавшие их причины. Начнем с частных кривых III горизонта. Кривая 1-й группы обнаруживает значительное понижение против нормального точки 6-й степени уплотнения и в еще большем размере точки 8-й степ. уплотнения. Кривая 2-й группы показывает совершенно обратное явление: именно, превышение точек 6-й и 8-й. Объясняется это, на мой взгляд, различным темпом эксплуатации обеих групп. Как уже отмечалось, разработка 1-й группы началась в 1897 г., а 2-й — в 1904 г. К 1916 г. обе группы достигли одной и той же степени уплотнения, которое, следовательно, в первой группе происходило гораздо медленнее. Таким образом последующие скважины закладывались здесь уже после сравнительно более длительной эксплуатации соответствующих предыдущих скважин и, следовательно, попадали в район более истощенный, чем это имело место во 2-й группе, где скважины следовали более быстро друг за другом. В результате и должно было иметь место отмеченное более резкое падение кривой 1-й группы и медленное во 2-й. если стать на эту точку зрения, то в соответствующих хронологических кривых мы должны были бы иметь обратное явление. Закладываемые в быстром темпе скважины 2-й группы должны были бы вызвать более резкое понижение добычи скважин с течением времени их эксплуатации, чем во 2-м районе с медленно развивающимся бурением. Обращаясь к соответствующим хронологическим кривым, действительно констатируем указанное явление.

Обращаясь к IV горизонту, мы должны отметить для всех, его кривых, как общей, так и частных, весьма резко выраженное замедление падения против нормального. Для частной кривой 1-й группы, представляющей главную добычу IV горизонта, а следовательно, налагающей свой отпечаток и на общую кривую, мы имеем ту же причину, что для 2-й группы III горизонта; Здесь уплотнение произошло в еще более быстром темпер именно, с 1911 по 1916 гг. оно достигло 8-й степени. 4-я группа, обнаружившая исключительное замедление падения кривой, произвела свое уплотнение так же быстро: до 8-й степени с 1902 по 1910 гг. Кроме того, здесь на замедление падения влияли еще два фактора: первый, это окружение участков 4-й группы в указанный период землями, в пределах которых IV горизонт был совершенно не затронут эксплуатацией; второй — весьма незначительная добыча, производившаяся, по-видимому, даже в первые года эксплуатации скважин исключительно за счет тартальной нефти. Таким образом, отмеченные уклонения, находят себе, на мой взгляд, достаточное объяснение.

В тех кривых, где можно было иметь дело с массовым материалом, неровности сглаживались, и кривые подчинялись, как мы видели, известной законности в их построении.

Приведенные выше соображения надлежит учитывать при применении указанных способов определения положения 6-й и 8-й точек кривой.

Итак, мы можем с некоторой долей вероятности строить кривую, злая положение точек первых четырех степеней уплотнения. Могут быть случаи, и это будет иметь место ниже при подсчете запасов Новой площади, когда в нашем распоряжении будет еще меньше данных, и фактическая кривая будет оканчиваться на 3-й или 2-й степени уплотнения, или даже сможем, определить лишь начальную точку кривой. Если нам известно положение 3-й точки кривой, то, руководствуясь сказанным выше о близком обыкновенно расположений ее от средней кривой, можем эту последнюю проводить через эту точку и в дальнейшем построении точек 6-и и 8-й заменить среднюю арифметическую 2-й, 3-й и 4-й степеней уплотнения одной лишь цифрой 3-й степени. Имея же в своем распоряжении лишь 1 или 2 точки кривой, мы можем, хотя и весьма приблизительно, определить необходимую нам цифру упомянутой 3-й степени, исходя из цифры соответствующей 1-й степени уплотнения. Процентное соотношение между первой из этих двух цифр и второй зависит, как можно видеть из общих кривых, от величины последней цифры. В кривых горизонтов 0 и 1, где эти цифры высоки, соотношение это выражается в 13%-18%. В кривых горизонтов II, III и IV, где они ниже, процентное соотношение выражается в 50%-67%. Так как изучение частных кривых не вполне подтверждает устанавливаемое для общих кривых правило, то, конечно, к подсчетам, произведенным на основании данной лишь одной цифры 1-й степени уплотнения, приходится относиться весьма осторожно.

Перейдем теперь к рассмотрению хронологических кривых.

Кривые эти отличаются большим однообразием, чем кривые уплотнения. Характерным для них является бросающийся в глаза перелом в точке, соответствующей 3-му или 4-му году эксплуатации. В этом месте отделяемся начальная часть кривой, характеризующаяся резким падением, от дальнейшей, имеющей более пологий характер. В общем, по сравнению с кривыми уплотнения, хронологические кривые отличаются большею правильностью и фактические кривые в гораздо меньшей степени отличаются от средних.

Намечая, в качестве характерных для хронологических кривых точек, — соответствующие 4-му, 6-му и 8-му годам эксплуатации и беря из кривых цифры продуктивности этих лет, выраженные в процентах первого года эксплуатации, получим, что для 4-го года в общих кривых различных горизонтов будем иметь колебания в пределах 19%—39%, 6-го от 15%-35% и, наконец, 8-го от 11%-26%. Частные кривые в незначительной степени выходят из этих пределов. Таким образом представляется возможным с некоторой степенью вероятности принять для 4-го года эксплуатации средний процент продуктивности от 1 года в 29%, 6-го года—22% и 8-го — 16,5%. Этими средними цифрами можно будет воспользоваться, подобно намеченным, выше для кривых уплотнения, при подсчете запасов Ново-Грозненской площади.

Подсчет запасов нефти Ново-Грозненской площади.

В геологическом отношении площадь представляет брахиантиклинальную складку, вытянутую в направлении NW-SO. Ось складки обнаруживает два района поднятия: один близ точки Беллик-Барц и другой несколько севернее, на так называемых Алдынских землях в пределах участка №22 и соседних. Северо-восточное крыло складки сравнительно пологое; угол падения в районе эксплуатации составляет 12°—30°; в северо-западной части площади увеличивается до 45°—50° а в пределах участка №12 достигает 70° — 75°, как общее правило отмечается увеличение угла падения по мере удаления от сводовой части складки; юго-западное крыло, по-видимому, значительно круче: 40°—45° а в северо-западной частя площади 70°—75°.

Геологический разрез Новой площади вполне сходен с разрезом Старой площади. Нефтесодержащими породами являются те же отложения спаниодонтовой и спириалисово-чокракской толщ. В отличие от Старой площади здесь спаниодонтовые слои нигде на поверхности не обнаружены и в наиболее приподнятой части складки находятся на глубине около 160 саж. Нефтеносными, подобно Старой площади, являются пласты песчаника и песка. В пределах разведанной части нефтеносной толщи отмечено залегание 16-ти песчанистых пластов, которые нумеруются от I до XVI. Из их числа промышленную нефть дали пока лишь 5-ть пластов, которые и носят в Грозном название 1-го… 5-го нефтеносных пластов. Положение этих пластов в нефтеносной толще видно из следующей таблицы:

Нумерация нефтеносных пластов — 1-й, 2-й, 3-й, 4-й, 5-й; нумерация песчанистых пластов — I, II, XI, XIII, XVI; расстояние от висячего бока спаниодонтовой толщи, в саженях — 8—10, 14—18, 70—95, 100—120, 150—175.

Остальные песчанистые пласты не дали нигде пока промышленной нефти, хотя многие из них и обнаруживают более или менее определенные признаки нефтеносности.

Параллелизуя приведенные 5-ть нефтеносных пластов с пластами Старо-Грозненской площади, мы должны отнести предположительно 1-й и 2-й пласты к горизонту 0 этой последней, 3-й — к горизонту I; 4-й — к горизонту II и, наконец, 5-й пласт к верхам горизонта III Старой площади. Таким образом, нижняя часть III горизонта и весь IV горизонт работами пока не затронуты.

Бурение велось до сих пор в сводовой части складки и северо-восточном крыле. В юго-западном крутом крыле скважин не закладывалось, и вопрос о его нефтеносности остается в значительной степени открытым.

Переходя к вопросу о распределении нефти в пластах, мы должны отметить, что и здесь подтверждается, то общее правило, которое имеет место на Старой площади, именно, что каждый пласт; или по крайней мере горизонт, имеет свой эллипс продуктивности (также как и там неполный, в виду отмеченной здесь невыясненности продуктивности юго-западного крыла). Насколько полно эта аналогия распространяется и на общее правило для Старой площади, по которому эллипс каждого нижнего горизонта является охватывающим по отношению к эллипсу продуктивности соответствующего верхнего горизонта, сказать в настоящее время трудно, в виду слишком незначительного количества скважин, дошедших до II и III горизонтов (пласты 4-й и 5-й) и полной неразведанности горизонта IV.

Во всяком случае, некоторые указания в этом направлении имеются, как это видно на прилагаемой обзорной карте.

Эксплуатационные работы в предёлах Ново-Грозненской площади начались лишь в 1913 г. и, не смотря на их быстрое развитие, естественно к 1916 г. далеко не достигли размаха работ Старой площади.

К подсчету запасов Новой площади прилагается обзорная карта в масштабе 200 саж. в дюйме, на которой изображены схематически по имеющимся у меня данным горизонтали висячего бока спаниодонтовой толщи, проведенные через 10 саж. Изображенные на этой карте эллипсы продуктивности различных горизонтов нуждаются в пояснении. В них обращает внимание значительное развитие пунктирных обозначений, являющееся результатом недостатка данных для оконтуривания месторождения по отдельным его горизонтам. Лучше других разведан бурением горизонт О (пласты 1-й и 2-й), но и здесь в эллипсе продуктивности можно признать определенной более точно лишь северо-восточную и юго-восточную границы. Юго-западная граница, в виду отмеченной невыясненности вопроса о продуктивности юго-западного крыла, остается неопределенной и проведена пунктирной, лишь ограничивая площадь относительно продуктивности которой имеются более определенные данные. Точно также остается открытым, вопрос о северо-западной границе площади продуктивности в виду слабого развития работ в этой части Алдынских земель, не только к 1916 г., но и в настоящее время; поэтому также здесь очерчиваем пунктиром лишь ту часть площади, в пределах коей оказались продуктивные скважины (на 1-й горизонт); указаний же относительно площади вне этой границы ни в положительную, ни в отрицательную сторону не имеется.

Для I и II горизонтов реперов для определения границ площадей их продуктивности еще меньше. Соответствующая линия для I горизонта должна в юго-восточной части площади проходить в одном крыле складки между скважинами № I уч. №59 и скв. №8 уч. №57, а в другом, между скваж. №№2 уч. №57 и скв…V 2, уч..V 6о, т. е. весьма близко к эллипсу горизонта О; затем знаем лишь — что участки №№61, 62, 65 и 66 лежат уже вне площади продуктивности; в противоположной северо-западной части площади вне эллипса должна оказаться скв. № I уч. №12. Для горизонта II граница должна пройти в одном крыле складки между скв. №1 уч. №58 и скв. №8 уч. №57, в другом крыле между скв. №2 уч. №57 и скв. №3 уч. №60; затем уже вне эллипса продуктивности находится скважина на кчастках №№61 и 66.

Применяясь к только что приведенным данным, мы совмещаем эллипсы продуктивности горизонтов I и II с очерченным эллипсом горизонта 0.

Что касается III горизонта, то его достали лишь 3 скважины: 2 из них, а именно №2 на уч. №57 и №1 на уч. №58, оказались продуктивными, а 3-я — №2 на уч. №66 — нефти не дала. На основании этих данных мы можем очертить с некоторой точностью эллипс продуктивности лишь на весьма небольшом протяжении в юго-восточной части площади; северо-восточную границу эллипса проводим применительно к только что определенной части кривой и имеющимся на нашей карте горизонталям, отодвинув лишь несколько здесь границу к северо-восток в виду более пологого залегания северо-восточного крыла (ближе к оси), и больших, следовательно, шансов в смысле продуктивности по сравнению с крутым юго-западным крылом. Юго-западную границу сливаем с соответствующей: границей горизонтов: 0, I и II.

Для IV горизонта не имеем абсолютно никаких данных. Поэтому здесь при определении границ эллипса продуктивности исходим из другого принципа, а именно из предельной допустимой глубины эксплуатации, которую принимаем в 650—700 саж. Тогда мы должны признать, что вне очерченного эллипса III горизонта нижние пласты IV горизонта окажутся уже трудно доступными. Поэтому эллипс возможной продуктивности IV горизонта совмещаем с эллипсом III горизонта.

Как видно из всех только что сделанных замечаний, картографический материал, дающий возможность оконтуривания площадей возможной эксплуатации Ново-Грозненской площади, значительно уступает по своей точности соответствующему материалу для Старой площади. Что касается второго, так сказать, элемента подсчета запасов — статистического материала, то он, наоборот, по точности стоит выше. С самого начала эксплуатации велся систематически учет получаемой нефти, причем имеем полные данные и за 1917 г. (до 24 ноября — дня разгрома промыслов). Поэтому в отличие от Старой площади в кривые эксплуатации вводим и данные 1917 г. Далее, что особенно важно, имеем возможность всю добычу сравнительно весьма легко и точно распределить по пластам. При подсчете запасов нефти применяем тот же метод, что и для Старой площади. Как уже отмечалось, в виду того, что недостаточное развитие эксплуатации позволяет построить лишь весьма короткие начальные части фактических кривых эксплуатации, придется для построения средних кривых использовать в значительной части те средние цифры, которые нами были определены выше. Подсчет подобно Старой площади производим отдельно для каждого из 5-ти горизонтов.

Подсчет запасов горизонта О. Как видно из прилагаемой карты, для горизонта О общая площадь эксплуатации составляет около 320 дес.; в ней можно выделить две группы участков, в которых сосредоточена его эксплуатация: восточная — обнимает участки №№41, 42, 54, 55, 56, 57 и 60 с общей площадью эксплуатации в 77 десятин. Эксплуатация этой площади началась с самого начала разработки Ново-Грозненской площади, т. е. с 1913 г. Западная группа участков: №№20, 21, 22, 23, 24, 25, 32 и 34 с общей площадью эксплуатации в 51 десятину поступила в эксплуатацию лишь в 1915 г.

Для первой группы участков удалось довести кривую уплотнения до степени, уплотнения в 3 скваж. на 10 дес. и хронологическую кривую до 3-го года эксплуатации. Для второй группы можно было определить лишь положение начальной точки кривой уплотнения, соответствующей уплотнению в I скважину на 10 дес. Данных для построения хронологической кривой не было.

Обе общие фактические кривые никаких особенностей не представляют и, как видим, весьма близко совпадают с средними кривыми.

Возникает, конечно, вопрос о продолжении средних кривых вне пределов, для которых имеются фактические кривые. Для того, чтобы продолжить кривую уплотнения, мы должны применить определенные выше процентные соотношения цифр продуктивности 6-й и 8-й степеней к цифре, в данном случае, 3-й степени (средней арифметической 2-й, 3-й и 4-й степеней взять не можем). Так как развитие работ происходило сравнительно быстро, что, согласно сказанному выше, должно было л повлиять в смысле более медленною, чем среднее, падения продуктивности, то приходится несколько увеличить вычисленные нами средние цифры в 52% для 6-й степени и 35% для 8-й степени и принять в первом случае 55%, а во втором — 38%.

Для построения точек 6-го и 8-го года эксплуатации на хронологическом кривой мы берем, опять таки согласно сказанному выше, средние цифры произведен них соотношений с 1-м годом эксплуатации для 6-го — 22% и 8-го — 16,5%.

Построив по этим точкам средине кривые, получим по ним максимальное уплотнение в 10 скважин на 10 десятин, задаваясь минимальной добычей первого года эксплуатации в 65000 пудов. По хронологической кривой определим максимальное число лет эксплуатации то, принимая, что добыча последнего года эксплуатации скважины составит 7.000 пуд. или около 11% добычи первого года.

Подсчитывая по кривой уплотнения, получим суммарную добычу 10-ти скважин на 10 десятинах в первый год эксплуатации в 2.800.000 пудов. По хронологической кривой получаем, что общая добыча должна составить 359% добычи первого года. Следовательно, вся добыча с 10 десятин выразится в 2.800.000 х 3,59 = 10.520.000 пуд.

Рассматривая расположение двух групп участков, по данным которых составлялись кривые, относительно всей очерченной площади возможной эксплуатации, мы должны придти к убеждению, что ценность этих участков является в общем средней, и поэтому данные подсчета можно распространить на всю площадь в 320 дес. Тогда общий запас горизонта О составит: 10.520.000 х 32 = 336.640.000 пуд. Взято до 1917 г. включительно: 34.568.000 пуд.; остаток: 302.072.000 пуд.

Подсчет запасов горизонта I. В пределах общей площади возможной эксплуатации горизонта в 320 дес. можно выделить группу участков: №№41, 42, 49, 54, 55, 56, 57, 60, общею площадью в 80 дес., где эксплуатация горизонта I фактически производилась. Она началась в 1915 г. и, развиваясь весьма быстро достигла в 1917 г. уплотнения в 4 скважины на 10 десятин.

Таким образом для построения кривой уплотнения имеем 4 точки; для построения 6-й и 8-й точек используем цифры средних процентных соотношений между соответствующими им цифрами и среднею арифметической цифр 2-й, 3-й и 4-й степеней уплотнения. В виду исключительно быстрого развития работ берем цифры выше средних именно для 6-й — 58% и для 8-й — 40%.

Для построения фактической хронологической кривой имеем лишь данные для двух точек: 1-го и 2-го года эксплуатации. Положение 4-й, 6-й и 8-й определяем согласно сказанному выше, как 29%; 22% и 16,5% цифры 1-го года.

По кривой уплотнения получаем, задаваясь минимальной добычей 1-го года эксплуатации в 210.000 пуд, максимально допустимое уплотнение в 10 скважин на 10 десятин. По хронологической кривой определяем максимум длительности эксплуатации в 12 лет, соответствующий 5% добычи 1-го года, или приблизительно 10.500 пуд.

Пользуясь кривой уплотнения, находим, что добыча 10 десятин из всех 10 скважин в первый год эксплуатации составит 6.082.000 пуд. Так как из хронологической кривой получаем, что вся добыча составляет 346% добычи первого года, то в общем, следовательно, 10 десятин дадут: 6.082.000 х 3,46 = = 21.044.000 пуд.

По своей промышленной ценности те 80 дес., статистика добычи которых послужила для составления кривых эксплуатации, являются средними для всей площади в 320 дес., а потому полученные цифры запаса могут быть использованы для всей этой площади.

Запас всей площади составит: 21.044.000 х 32 = 673.408.000 п.

Взято до 1917 г. включительно: 37.020.000 пуд.

Остается: 636.388.000 пуд.

Подсчет запасов горизонта II. Площадь возможной эксплуатации та же, что и для двух предыдущих горизонтов: 320 десятин.

Эксплуатации производилась лишь при посредстве 7-ми скважин, расположенных в пределах участков №№41, 42, 56, 57, 60. При такой значительной площади, на которой разбросаны скважины степень уплотнения несколько менее 1 скважины на 10 десятин. Принимая все-таки эту степень уплотнения, получаем соответствующую производительность первого года эксплуатации в 3.140.000 пуд.

Так как эксплуатация горизонта началась лишь в 1916 году, то данных для построения хронологической кривой не имеется никаких.

Для построения кривой уплотнения имеем лишь положение ее начальной точки. Применительно к сказанному выше определяем величину цифры производительности для 3-й степени уплотнения как 15% соответствующей цифры 1-й степени. Такой низкий процент берем опять-таки согласно изложенному выше, в виду весьма значительных размеров цифры 1-й степени уплотнения. Определив цифру 3-й степени, вычисляем по процентным нормам цифры 6-й и 8-й степеней уплотнения, причем берем средние цифры в 52% и 35%.

Хронологическую кривую строим, взяв средние цифры 4-го, 6-го и 8-го годов эксплуатации в 29%, 22% и 16,5% цифры 1-го года.

Принимая максимальную добычу первого года эксплуатации в 100.000 пудов, определяем по кривой уплотнения максимальное число скважин на 10 десятинах в 10. Максимальное количество лет эксплуатации, при добыче последнего года в 13.000 пудов, или в 13% от добычи первого года, получается равным 10.

По кривой уплотнения получим добычу на 10 десятинах из всех 10 скважин в 4.056.000 пуд.

По хронологической кривой вся добыча определяется как 309% добычи первого года эксплуатации.

Таким образом вся добыча 10 десятин составит:

4.056.000 х 3,09 = 12.533.000 пуд.

Скважины на II горизонт расположены, как мы видели, весьма разбросанно и можно предположить, то их производительность является средней для всей площади в 320 десятин.

Тогда общий запас определится в:

12.533.000 х 32 = 401.056.000 пуд.

Взято по 1917 г. включительно: 20.476.000 пуд.

Остаток: 380.580.000 пуд.

Подсчет запасов горизонта III. Площадь возможной эксплуатации горизонта составляет 610 десятин. Фактически он эксплуатируется, как упоминалось, лишь двумя скважинами. Таким образом мы можем определить, а то лишь весьма условно (в виду малого количества данных), положение первой точки кривой уплотнения. Что касается хронологической кривой, то тут имеем данные лишь для 1-го и 2-го годов эксплуатации. Остальные точки обеих кривых определяем согласно сказанному выше. Минимальную добычу 2-го года эксплуатации принимаем в 110.000 пуд, тогда получим максимальное уплотнение в 9 скважин на 10 десятин. Минимальную добычу последнего года — тогда получим, что максимальное число лет эксплуатации равно 10.

По кривой уплотнения получаем добычу первого года со всех 9-ти скважин на 10 десятинах: 3.290.000 пуд. По хронологической определяем общую добычу как 322% добычи первого года.

Таким образом вся добыча 10 десятин составит:

Конец ознакомительного фрагмента.