ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ПОДСОЛЕВЫХ И МЕЖСОЛЕВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ (на примере месторождений Беларуси)

Часть III.

В.Д. Порошин

(БелНИПИнефть)

В статье рассматриваются несколько новых гидрохимических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Для большинства нефтегазодобывающих регионов мира вопрос оценки доли закачиваемых вод в попутно добываемых особой сложности не вызывает. Обычно для этих  целей используются известные методы А.Р. Ахундова [1, 2]. Однако для подсолевых и межсолевых залежей нефти, при разработке которых интенсивно проявляются различные литогидрохимические процессы (растворение галитовых и сульфатных выполнений, выпадение карбонатных минералов) эти методики оказываются неприемлемыми. В связи с этим для таких залежей нефти автором предлагается использовать новые методы и компьютерную программу KANAL, учитывающие масштабы происходивших литогидрогеохимических процессов [3].

Оценка доли закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах и объемов пластовых вод, внедрившихся в залежь

Одним из основных показателей, определяемых по программе KANAL, является величина Х, отражающая долю закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах. Методический подход по определению этой величины отражен в [3]. Сведения о долевом участии закачиваемых (Х) и пластовых (1 – Х) вод весьма важны при контроле за разработкой залежей нефти, т.к. указывают на характер взаимосвязи с законтурной (подконтактной) зоной и соответственно предопределяют рациональную систему ППД в залежи. С помощью рассчитываемого показателя Х можно решать также серию иных задач, которые относятся к области нефтепромыслового дела.

Проведенные исследования указывают на то, что все залежи нефти характеризуются своими, только им присущими закономерностями участия закачиваемых и пластовых вод в системе ППД. Вместе с этим установлено, что для пластовых (подсолевых и в меньшей степени межсолевых) залежей характерна высокая доля пластовых рассолов в попутно добываемых водах на начальном этапе разработки. На более поздних стадиях в попутно добываемых водах, как правило, преобладают (70 – 90 %) закачиваемые воды, обогащенные растворенным галитом при их продвижении от зоны нагнетания к зоне отбора. Каждая из залежей массивного типа отличается своими особенностями участия пластовых рассолов в ее заводнении.

Особый интерес представляют собой результаты изучения характера распределения коэффициента Х по залежи III-его блока Березинского месторождения. Так, до 1994 года в центральной и юго-восточной частях залежи (район скважин 132, 131 и 121) в попутных водах преобладали пластовые рассолы (рис. 1), поступление которых очевидно происходило как из зоны ВНК, так и из законтурной зоны (район скв. 132). В северо-западной же части залежи (скв. 104, 105, 134, 136, 106) отмечается преобладание закачиваемой воды в попутно добываемой. В дальнейшем, при вступлении в работу нагнетательных скважин 102 и 109, прослеживается картина постепенного вытеснения пластовой воды по мере удаления добывающих скважин от нагнетательных и лишь в юго-восточной части залежи значение Х практически не изменилось (рис. 1), что указывает на существенное содержание здесь пластовых рассолов в попутно добываемых водах за счет подтока пластовой воды из зоны ВНК. В значительной мере этот участок совпадает с областью повышенных плотностей попутных вод, а также с участком, низкого содержания в них избыточного галита.

В северо-западной части залежи (скв.104, 105, 133, 134, 136), несмотря на высокое содержание закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах (до 88 %), также отмечаются повышенные плотности попутных вод. Однако здесь они сформированы преимущественно за счет растворения находившегося в продуктивных пластах катагенетического галита.

Таким образом, приведенный пример по изучению химического состава и природы попутно добываемых вод залежи III-его блока Березинского месторождения весьма наглядно демонстрирует вывод о том, что при решении вопроса о природе поступающих рассолов сведений о плотностях отобранных проб явно недостаточно. Так, без изучения химического состава вод можно было бы сделать вывод, что и в юго-восточной и северо-западной частях залежи попутные воды и содержащиеся в них компоненты имеют один и тот же генезис. На самом деле, как мы видим, состав попутных вод юго-восточной части залежи формируется преимущественно за счет пластовых вод, а северо-западного участка - за счет закачиваемых, которые обогащаются NaCI при растворении вторичных галитовых выполнений, что приводит к образованию дополнительных фильтрационных каналов. На основании приведенных материалов нами сделаны рекомендации о прекращении закачки в западной части залежи. Однако они не были реализованы, в результате чего практически все скважины, расположенные в пределах западного участка, полностью обводнились.

Разработка межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения осложнена выпадением галита в стволах и на промысловом оборудовании, и это несмотря на то, что для поддержания пластового давления здесь используются воды относительно невысокой минерализации (как правило, до 100 г/л). Поэтому перед специалистами стал вопрос выделения участков поступления в залежи высокоминерализованных пластовых рассолов, в пределах которых солеобразование наиболее вероятно. С этой целью была построена карта осредненных значений долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах (рис. 2), что позволило выделить участки с наименьшими величинами коэффициента Х, в пределах которых идет активное внедрение в залежь пластовых рассолов. Эти исследования позволили выяснить причину и дать прогноз возможности солеотложений по конкретным скважинам.

Для семилукской залежи Вишанского месторождения, как и для большинства других пластовых залежей (например, Осташковичского месторождения), на начальной стадии разработки (до 1974 года) в попутно добываемых водах характерно преобладание пластовых рассолов. Доля закачиваемой воды в попутно добываемых рассолах в этот период составляла только 19-50 % (рис. 3).

В дальнейшем картина меняется - прослеживается уменьшение значений рассматриваемого коэффициента Х по мере удаленности добывающих скважин от нагнетательных с величин 0,9-1,0 до 0,68-0,77, т. е. происходит замена поступившей в залежь пластовой воды на закачиваемую. Все это свидетельствует о том, что здесь в последние годы в продуктивные пласты поступают преимущественно закачиваемые воды, которые формируют свой состав за счет происходящих в пластах литогидрохимических процессов.

Схожая картина отмечена нами для подсолевых залежей Золотухинского месторождения. Однако, следует отметить, что на Золотухинском месторождении на протяжении всего периода разработки отмечаются солеотложения в скважинах, несмотря на то, что в попутно добываемых рассолах преобладают (до 81 %) закачиваемые воды. Объясняется это скорее всего тем, что для ППД на Золотухинском месторождении используются попутные воды с УДО-3, характеризующиеся достаточно высокой минерализацией и, соответственно, повышенной степенью насыщенности по галиту.

 


Рис. 1. Залежь нефти III блока Березинского месторождения. Схематические карты долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах: а – 1972 – 1994 г.г.; б – 1994 – 1998 г.г.

1 – добывающая скважина: в числителе номер скважины, в знаменателе – осредненная величина анализируемого показателя; 2 – нагнетательная скважина и ее номер; 3 – граница ВНК; 4 – изолинии равных значений анализируемого показателя; 5 – тектонические нарушения.


Рис. 2. Межсолевая залежь нефти Осташковичского месторождения. Схематическая карта осредненных значений долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах.

Для подсолевых залежей Тишковского месторождения прослеживается зависимость значений рассматриваемого коэффициента по мере удаления добывающих скважин от нагнетательных с величин 0,8-1,0 до 0,2- 0,4. При всем этом, наблюдается наибольшее оттеснение пластовой воды в центральной части залежи.

Восточные участки Тишковских семилукских залежей отличаются слабым участием закачиваемых вод и высокой долей пластовой воды в попутно добываемых рассолах, что может быть связано с поступлением этих вод с законтурной зоны. Все это позволяет предполагать более равномерный характер выработки нефти в пределах данных участков залежи.

Приведенная выше информация позволяет специалистам вести контроль за разработкой залежей и принимать необходимые технологические решения по рационализации работы нагнетательных и добывающих скважин. Кроме того, эти материалы могут быть использованы при подборе объектов для проведения в скважинах водоизоляционных работ, а также при проведении различного рода балансовых расчетов по степени компенсации добычи нефти закачкой и т.д.


Рис.3

Рис. 3. Подсолевая залежь нефти Вишанского месторождения. Изменение величины коэффициента долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах (Х) в процессе разработки.


Для расчета объема внедрившихся в залежь пластовых рассолов по имеющимся данным о химическом составе пластовых, закачиваемых и попутно добываемым вод определяется величина X — доля закачиваемых, а соответственно, и пластовых (1-X) вод в попутно добываемых рассолах. Расчет производится по скважинам, из которых получали обводненную продукцию. В тех случаях, когда по какой-то из скважин отсутствовали данные о химическом составе попутных вод и определить значение X путем непосредственных расчетов не представляется возможным, значение этого параметра определяется путем интерполяции (обычно по картам изменения величин этого показателя в пределах залежи). Объем вынесенных с попутными водами пластовых рассолов рассчитывается путем перемножения объема попутно добываемых вод по каждой из скважин на долю пластовых вод (1-X) в попутно добываемых рассолах с последующим суммированием этих объемов по всем обводнившимся скважинам.

Для оценки объема пластовых вод (Qв), внедрившихся и оставшихся в залежи, вначале определяется объем всех вод, поступивших в залежь, который равен объему добытой нефти (Qн), переведенному в пластовые условия:

Qв = Qн/rн • b,                                      (1)

где b — объемный коэффициент;

rн — плотность дегазированной нефти, т/м3.

Объем остающихся в залежи пластовых вод (Qост) определяется путем умножения величины Qв на средневзвешенную величину (1-X) по годам, а объем внедрившихся в залежь пластовых вод — путем суммирования пластовых рассолов, вынесенных с попутными водами и остающихся в залежи. Подобные расчеты проведены по годам практически по всем обводнившимся залежам нефти.

Результаты таких расчетов весьма важны при изучении баланса закачиваемых и добываемых из залежи флюидов, в особенности при составлении гидродинамических моделей разработки группы рядом расположенных нефтяных залежей.

Балансовый расчет объемных изменений в залежи за счет происходивших литогидрохимических процессов и электрострикции

При решении целого ряда нефтепромысловых задач (пересчет запасов, контроль за разработкой и т.д.) широко используется метод материального баланса, учитывающий объемы закачиваемых и отбираемых флюидов, которые приводятся к пластовым условиям. Для проведения подобных расчетов в большинстве нефтегазодобывающих (преимущественно безэвапоритовых) регионов нет необходимости учитывать происходящие в продуктивных пластах изменения, связанные с растворением или выпадением различных минералов. Последнее связано с относительно небольшими масштабами проявления таких процессов. Однако этого нельзя сказать о нефтяных залежах Беларуси, Иркутского амфитеатра, Триасовой провинции в Алжире, нефтяных месторождений штата Мичиган в США и ряда других регионов. Как уже отмечалось, проведенные на примере белорусских месторождений исследования позволили установить, что при разработке некоторых из них попутными водами растворено и вынесено на поверхность до 1 млн. м3 и более катагенетических галитовых выполнений из продуктивных отложений, что необходимо учитывать при проведении балансовых расчетов. Растворение или выпадение в пласте других минералов по своим масштабам менее значимо и обычно не превышает 1 % от объемов растворенного галита.

Кроме того, известно, что при растворении солей, в частности галита, объем раствора всегда оказывается меньшим, чем суммарный объем растворителя (воды) и растворенного вещества за счет процесса электрострикции. В целях выяснения количественных показателей этих изменений, которые необходимо учитывать при проведении балансовых расчетов, нами были проведены два экспериментальных опыта. Суть проведенного эксперимента заключалась в следующем*. В колбу с градуированным узким горлышком помещали 500 миллилитров пресной воды, в которой поэтапно растворяли соответственно 25, 50 и 100 грамм чистой поваренной соли. При этом контролировалось изменение объема в момент погружения соли и при полном ее растворении на каждом из этапов.

Установлено, что в процессе растворения галита происходит заметное уменьшение объема раствора, по сравнению с суммарными объемами воды и галита. Результаты эксперимента приведены в таблице.

Проведенные экспериментальные исследования показали, что уменьшение объема раствора за счет процесса электрострикции практически прямолинейно зависит от количества растворенного галита и составляет от него около 25 %.

Как уже отмечалось, разработка подавляющего большинства нефтяных месторождений Беларуси ведется с применением законтурного, реже внутриконтурного (очагового) заводнения. При этом для закачки в пласты используются пресные или минерализованные воды, общая минерализация которых существенно ниже таковой крепких пластовых растворов. При продвижении закачиваемых вод по пластам они растворяют значительное количество хлоридов натрия, находящихся в виде катагенетических галитовых выполнений. Определенная часть растворенного галита выносится с попутно добываемыми водами, создавая дополнительный объем пустот, другая же часть остается в водах, которые заполнили выработанную и приконтурную часть залежи.

Попытаемся разобраться, какие балансовые изменения в объеме флюидов будут связаны с растворением и частичным выносом на поверхность с попутными водами хлористого натрия.

Для расчета объема вынесенного с попутными водами галита используются разработанные нами методики и составленные на их основе компьютерные программы KANAL и EXPRESS. Оценка объема галита, растворенного закачиваемыми водами, заполнившими выработанный и прилегающий коллектор, проводится менее надежно. В данном случае мы условно принимаем, что избыточное содержание галита в единице объема этих вод будет аналогично таковому в доле закачиваемой воды в попутных водах. Вместе с этим, мы прекрасно понимаем, что рассматриваемая величина может достигать предельной растворимости NaCl в водах данного состава.

Рассмотрим конкретные примеры оценки величины изменения объема пустотного пространства в межсолевых залежах Осташковичского и Ю-Александровского месторождений за счет растворения галита.

Таблица

Изменение объема при растворении галита пресной водой

Количество пресной

Количество
растворенного галита

          Уменьшение

        суммарного объема

   опыта

воды,

мг/л

граммы

см3*

см3

% от объема

галита**

Опыт I

        500

       500

       500

       500

        25

        50

        75

       100

11,4

22,7

34,1

45,5

3,2

5,2

8,8

11,4

28,1

22,9

25,8

25,1

Опыт II

       500

       500

       500

       500

        25

50

75

100

11,4

22,7

34,1

45,5

2,5

5,6

8,6

11,2

21,9

24,7

25,2

24,6

Так, объем галита, вынесенного из самой крупной в Беларуси межсолевой залежи Осташковичского месторождения попутными водами, рассчитанный по программе KANAL, составляет 1 161 тыс. м3 [3]. Избыточное содержание NaCl в попутных водах — 56,7 г/л. Понятно, что в связи с предельной насыщенностью пластовых вод по этому минералу, галит растворялся только в закачиваемых водах, доля которых в попутно добываемых составляет 0,52. Тогда в каждом литре закачиваемой воды растворилось 109 грамм хлористого натрия. Из общего объема (53 723 тыс. м3) попутно добываемых вод (по состоянию на 01.10.2000г.) более половины (27 936 тыс. м3) составляют закачиваемые воды. Суммарная закачка вод в межсолевую залежь составила 84 084 тыс. м3, из которых 56 148 тыс. м3 осталось в продуктивных пластах. Последние могли растворить (по аналогии с попутными водами) 6 120 тыс. т или 2 782 тыс. м3 галита. В процессе растворения такого количества галита уменьшение объема за счет проявления процесса электрострикции должно было составить 695 тыс. м3. Таким образом, общее уменьшение объема, с учетом растворившегося и вынесенного с попутными водами галита, может достигать 1 856 тыс. м3 и превышать полутора годовой объем закачки***.

Из приведенного примера видно, что процесс растворения вторичных галитовых выполнений в продуктивных пластах при разработке подсолевых и межсолевых залежей с заводнением приводит к формированию дополнительной сети фильтрационных каналов, создает дополнительную емкость, и приводит к значительным объемным изменениям в залежи, что необходимо учитывать при корректном проведении балансовых расчетов.

Ю-Александровское месторождение существенно отличается от всех остальных нефтяных залежей Беларуси по характеру обводнения продукции добываемых скважин. Для этой массивной залежи характерен близкий к поршневому характер вытеснения нефти и, соответственно, вертикальный подъем ВНК. При появлении в скважинах попутной воды они быстро обводняются и скважины переводят на вышележащий интервал. Поэтому объем попутно добываемой воды здесь весьма небольшой.

Избыточное содержание NaCl в попутных водах Ю-Александровского месторождения, рассчитанное по программе KANAL, составляет около 40 г/л, а общий объем вынесенного с ними галита 2 527 м3.

В связи с тем, что галит мог раствориться только в закачиваемых водах, а долевое их участие в попутных водах составляет 0,64, в одном литре закачиваемых вод растворилось 63 грамма галита.

По состоянию на 01.10.2000 г. суммарный объем закачанной воды составляет 5066 тыс. м3, а объем добытой закачанной воды — 102 тыс. м3. В пласте осталось 4964 тыс. м3 закачанной воды, в которой (по аналогии с попутной) могло раствориться 313 тыс. т или 142 тыс. м3 галита. Потеря объема при этом составит немногим более 35,5 тыс. м3, а с учетом вынесенного галита около 38 тыс. м3. Это относительно небольшая величина, по сравнению с более крупными и наиболее обводненными залежами, однако и здесь она составляет 15 % от годового объема закачки вод в Ю-Александровское месторождение.

Выделение наиболее промытых участков залежей нефти

Для решения данных задач также используются результаты расчетов по компьютерным программам KANAL и EXPRESS. Одним из основных показателей, получаемых в результате расчетов по программе KANAL, является величина NaClизб – избыточное содержание в попутной воде хлористого натрия, который появляется за счет растворения содержащегося в продуктивных пластах катагенетических галитовых выполнений трещин, пор и каверн.

Как показали наши исследования, величина избыточного галита в попутных водах нефтяных месторождений Беларуси в существенной мере зависит от общей минерализации (плотности) используемых для ППД вод (рис. 4). Наибольшие значения рассматриваемых показателей характерны для межсолевых залежей Мармовичского, Полесского и Березинского месторождений, для поддержания пластовых давлений которых используются пресные воды завода искусственного волокна (г. Светлогорск). Самые низкие величины избыточного содержания галита отмечены в попутных водах Дубровского, Ю-Сосновского, Золотухинского и Вишанского месторождений, в продуктивные пласты которых закачиваются воды с плотностью 1,12 -1,18 г/см3.

Кроме того, нужно учитывать, что низкие концентрации NaClизб обычно свидетельствуют или о промытости основных фильтрационных каналов от галита и высокой степени выработанности запасов нефти в пределах данного участка залежи или указывают на участки поступления пластовых вод, которые не способны в значительных количествах растворять галит.

Поэтому выделение промытых и наиболее интенсивно промываемых от галита участков залежей нефти производится прежде всего по картам долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах и картам избыточного содержания NaCl в попутных водах за определенный промежуток времени. В качестве примера рассмотрим подсолевую залежь Вишанского месторождения. Здесь с начала разработки и до 1975 года можно наблюдать следующую картину: вдоль нагнетательных скважин идет постепенное вытеснение проникших в залежь пластовых вод закачиваемыми и лишь в районе скв. 44 отмечаются участки с повышенным содержанием пластовых рассолов (до 75 %) в попутно добываемых водах, что говорит о возможном поступлении пластовой воды с законтурной зоны в данном участке (рис. 5а). На более поздних стадиях разработки залежи состав попутных вод формировался практически только за счет закачиваемых (рис. 5б), без участия приконтурных рассолов. Эту же картину подтверждает и схематическая карта по избыточному галиту, на которой четко видно, что наличие небольшого количества избыточного галита отмечается лишь в приразломной части залежи. Последнее говорит к тому же о хорошей промытости основных фильтрационных каналов. Об этом же свидетельствует и график среднегодовой величины растворимости галита в попутно добываемых рассолах в процессе разработки залежи. Можно лишь отметить, что попутные воды Вишанского месторождения практически на протяжении всего этапа разработки характеризуются агрессивностью по отношению к NaCI и способностью растворить в среднем ~150 грамм галита в 1 литре воды. Несмотря на это, близкие значения плотностей закачиваемых и попутно добываемых вод (в пределах большей части залежи) подтверждают вывод о том, что вторичный галит, находившийся на путях фильтрации флюидов, к настоящему времени практически полностью был растворен и вынесен с попутными водами.

Близкая картина отмечается и по задонской залежи (IV пачка) Речицкого месторождения. Однако здесь значительная присводовая часть залежи еще не полностью промыта от галита и в ее пределах в настоящее время ведется добыча нефти.

Несколько иные выводы о характере разработки можно сделать по картам осредненных значений NaClизб по залежи нефти III блока Березинского месторождения. Здесь наибольшие величины рассматриваемого показателя характерны для центральной и западной частей залежи, что указывает на интенсивно происходящие процессы растворения катагенетических галитовых выполнений и прорыв по этим каналам закачиваемых вод. В данной зоне многие скважины (скв. 136, 105, 133 и др.) уже полностью обводнены. В связи с этим, в целях увеличения охвата пластов разработкой, здесь рекомендуется закачка в скв. 103 загустителей, либо проведение геолого-технических мероприятий по изоляции наиболее проницаемых каналов. До проведения этих мероприятий закачку вод в эту скважину рекомендуется прекратить.


Рис. 4. Зависимость средневзвешенных величин избыточного содержания галита в попутных водах нефтяных месторождений Беларуси от плотности закачиваемых для ППД вод.

Плотности закачиваемых вод (г/см3): 1 – 1,0; 2 – (1,04 – 1,09); 3 – (1,09 – 1,13); 4 – (1,12 – 1,18); В – залежь, разрабатываемая с применением внутриконтурного заводнения.



Рис. 5. Подсолевая залежь нефти Вишанского месторождения. Схематические карты долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах: а – 1972 – 1975 г.г.; б – 1975 – 1998 г.г.

В восточной части залежи попутные воды содержат небольшое количество избыточного галита, что говорит о слабом влиянии закачиваемых вод и поступлении в залежь пластовых рассолов. Все это указывает на более равномерный охват этого участка залежи разработкой, поэтому здесь пока не следует менять сложившийся режим эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин.

В пользу сделанных выводов могут свидетельствовать и результаты обобщения сведений по расчету объемов вынесенного галита (рис. 6). Так на представленной карте видно, что юго-восточная часть залежи, где расположены скважины с попутно добытыми водами, из которых вынесено меньшее количество галита (до 1000 м3), характеризуется и наименьшей  степенью выработанности (обводненности добываемой продукции).

В отдельных случаях задача выделения промытых и наиболее интенсивно промываемых от галита участков залежей нефти может быть решена и по картам осредненных плотностей попутных вод. В данном случае наличие участков с плотностями попутных вод, близкими к закачиваемым, может свидетельствовать о промытости каналов.

Рассмотрим возможность использования этого метода на примере Вишанского месторождения.



Рис. 6. Залежь нефти III блока Березинского месторождения. Схематическая карта накопленных значений объемов вынесенного галита с попутными водами по добывающим скважинам (на 1.04.1999 г.)

Подсолевая залежь Вишанского месторождения была введена в разработку в 1970 году. В начальный период разработки этой залежи было внедрено законтурное заводнение и установлена весьма затрудненная связь с водоносной зоной [4], поэтому уже с 1972 года здесь было применено внутриконтурное заводнение с использованием пресных вод. Несколько позже для ППД стали использоваться высокоминерализованные воды и рассолы с плотностью 1,10-1,13 г/см3. К настоящему времени для большей части залежи (~ 70 %) характерно распространение попутно добываемых рассолов, аналогичных по плотности закачиваемым водам. Столь редкая для нефтяных месторождений Беларуси картина широкого распространения в залежах подземных рассолов, с минерализацией близкой к закачиваемым водам, очевидно, связана с двумя основными причинами: практическим отсутствием внедрения пластовых вод в залежь с законтурной зоны и промытостью основных фильтрационных каналов. Иначе говоря, широкое использование для ППД пресных вод привело к тому, что практически весь катагенетический галит, находившийся на путях продвижения закачиваемых вод, был растворен и вынесен попутными водами. Некоторое его количество осталось лишь в пределах узкой полосы (за исключением западного и крайнего восточного участков), непосредственно примыкающей к экранирующему залежь с юга разрывному нарушению. В пределах этой полосы или зоны отмечаются повышенные значения плотностей попутных вод и она отличается меньшей выработанностью запасов нефти.

Таким образом, изучение характера изменения плотностей закачиваемых и попутно добываемых вод подсолевой залежи Вишанского месторождения подтверждает практически полную промытость основных фильтрационных каналов от катагенетического галита на большей части территории распространения продуктивных пластов в пределах залежи.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Ахундов А.Р., Буряковский П.А. Новый графический метод определения соотношения объемов и составов смешивающихся вод // Азербайджанское нефтяное хозяйство. - 1965. - № 8. - С. 14-15.
  2. Ахундов А.Р., Гезалов Ф.Е. К графо-аналитическому методу определения смеси двух вод // Докл. АН АзССР. - 1964. - т. 20. - № 1. - С. 35-40
  3. Порошин В.Д., Хайнак В.П. Гидрохимические методы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых нефтяных залежей (на примере месторождений Беларуси). Часть II. Контроль за изменением сети фильтрационных каналов // Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений. - 2001, №   . - С.
  4. Кострюков Г.В., Березаев А.Н., Савченко А.Ф. Гидродинамическая связь нефтяной залежи с законтурной водоносной областью Вишанского месторождения / Нефтепромысловое дело. – 1981. – №10. – С. 8-11.


* Аналитик Г.И. Балмакова

* Расчет объема галита производился с учетом его плотности 2,2 г/см3

** Процентное уменьшение объема просчитано по отношению к объему растворенного галита

*** В случае полного насыщения оставшихся в пласте закачанных вод по NaCl (что наиболее вероятно, учитывая многолетний период их пребывания в контакте с галитовыми выполнениями) уменьшение объема за счет электрострикции окажется почти в два раза большим.