Гидрохимические методы контроля за разработкой подсолевых и межсолевых нефтяных залежей (на примере месторождений беларуси)

Часть I. Определение природы попутно добываемых вод

В.Д. Порошин, В.П. Хайнак, А.Г. Морозов

(БелНИПИнефть)

Существенное сокращение объемов геологоразведочных работ практически во всех нефтегазодобывающих регионах бывшего СССР, в т.ч. и в Беларуси, а также отсутствие новых более или менее крупных открытий привели к тому, что основная добыча нефти здесь осуществляется в “старых” районах (характеризующихся высокой степенью освоенности начальных суммарных ресурсов углеводородов), наиболее крупные залежи нефти которых находятся на поздних стадиях разработки и отличаются высокой степенью обводненности добываемой продукции. Поэтому в последние годы в таких регионах все более и более пристальное внимание уделяется контролю за разработкой нефтяных месторождений и эксплуатацией добывающих скважин.

К сожалению, приходится констатировать, что традиционные промыслово-геофизические и гидродинамические методы по различным причинам не позволяют вести этот контроль на должном уровне. В целях расширения возможностей и повышения эффективности использования названных методов на нефтяных месторождениях Беларуси (как и в других нефтегазодобывающих регионах) затрачиваются весьма большие средства на закупку дорогостоящего (преимущественно импортного) оборудования, техники, компьютерных программ и т.д., однако, существенного качественного сдвига в вопросе повышения эффективности использования традиционных методов контроля за разработкой нефтяных месторождений не отмечается. Учитывая это, несколько лет назад в институте БелНИПИнефть сформировалось и начало активно развиваться новое для Беларуси направление исследований, связанное с оценкой возможности использования в нефтепромысловом деле гидрохимических данных.

Следует отметить, что вопросам контроля за разработкой нефтяных залежей и эксплуатацией добывающих скважин с помощью сведений о химическом составе попутно добываемых с нефтью вод посвящены многие публикации, в том числе несколько обстоятельных монографий [1-4]. Однако, отраженные в этих публикациях результаты исследований основаны преимущественно на материалах по разработке нефтяных залежей в регионах, характеризующихся отсутствием в геологическом разрезе мощных соленосных толщ и относительно небольшой минерализацией пластовых вод — до 300 г/л. Подсолевые и межсолевые залежи нефти целого ряда регионов (Иркутский амфитеатр, Тунгусский бассейн, Триасовая провинция в Алжире, осадочные бассейны штата Мичиган в США), в том числе и Припятского прогиба отличаются весьма высокой минерализацией приконтурных рассолов (330-450 г/л и более), нередко предельным содержанием в них многих легко- и труднорастворимых солей, способных при изменении термобарических условий и при смешении с другими водами переходить из жидкой фазы в твердую и обратно, а также наличием в продуктивных породах катагенетических галитовых, сульфатных и карбонатных выполнений трещин, пор и каверн [5-9]. Все это создало предпосылки для протекания в разрабатываемых белорусских залежах нефти широкомасштабных процессов растворения вторичных выполнений, а также выпадения минеральных новообразований, что, в конечном итоге, приводит к существенному изменению состава попутных вод и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пород [10]. В связи с этим предложенные ранее гидрохимические методы контроля за разработкой нефтяных месторождений оказались совершенно неприемлемыми или малоприемлемыми к условиям белорусских нефтяных месторождений. Последнее свидетельствовало о необходимости разработки новых и усовершенствования существующих методов обработки и интерпретации гидрохимических данных применительно к условиям нефтяных месторождений Беларуси с целью более широкого и эффективного их использования в нефтепромысловом деле. Решению этих вопросов и посвящена публикуемая в журнале серия статей.

В основу исследований положен фактический материал по химическому составу пластовых (3 805 результатов химических анализов), закачиваемых (617) и попутно добываемых с нефтью (2470) вод, сведения о плотностях нефтепромысловых вод ( 388 923 данных), плотностях нефтей ( 223 541) и содержанию в них хлоридных солей ( 220 703 определений).

Подчеркнем, что практически все вышеприведенные аналитические исследования ранее выполнялись в соответствии с существующими регламентирующими документами и в своей основе не были предназначены для контроля за разработкой нефтяных залежей. Поэтому данные материалы для рассматриваемой цели практически не использовались, и только в конце 90х годов нефтепромысловые гидрохимические исследования в Беларуси находят все более и более широкое применение на практике.

Методологические основы исследований заключались прежде всего в сборе и разбраковке всего фактического материала, создании соответствующих банков данных и пакета прикладных программ по их обработке, выборе теоретической концепции и попытке ее адаптации применительно к белорусским нефтяным месторождениям, наработке новых теоретических положений, позволяющих разрабатывать оригинальные и наиболее эффективные методы обработки гидрохимической информации и интерпретации полученных результатов применительно к контролю за разработкой залежей нефти.

Для решения поставленных задач применялись как известные, ранее разработанные преимущественно в бывшем СССР, так и предложенные авторами методы, которые уже хорошо зарекомендовали себя на практике.

С помощью этих методов можно решать не только оперативные, но и ретроспективные нефтепромысловые задачи, что позволяет выяснять как положительный, так и отрицательный опыт разработки белорусских нефтяных месторождений и, соответственно, использовать этот опыт на практике.

Результаты обработки массовых гидрохимических данных, полученные в последнее время, указывают не только на целесообразность, но и высокую эффективность использования предложенных методов при решении целого ряда весьма непростых, но очень важных нефтепромысловых задач:

- определение природы попутно добываемых с нефтью вод;

- контроль за изменением сети фильтрационных каналов;

- оценка доли закачиваемых вод в попутно добываемых и объемов пластовых вод, внедрившихся в залежь;

- балансовые расчеты объемных изменений в залежи за счет происходивших литогидрохимических процессов и электрострикции;

- выделение наиболее промытых участков залежей;

-         изучение направлений и скоростей передвижения закачиваемых вод в пределах залежи;

-         прогнозирование солеотложений и выработка методов борьбы с этим явлением;

-         оценка качества проведенных геолого-технических мероприятий и определение сроков выхода скважин на нормальный режим работы;

-         прогноз времени обводнения продукции добывающих скважин.

Рассмотрим суть каждого из гидрохимических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений и продемонстрируем возможности их использования на конкретных примерах.

1.      Определение природы попутно добываемых вод

Вопросы о природе попутно добываемых вод (техногенные, закачиваемые, пластовые), как правило, появляются уже при первых случаях получения из скважины обводненной продукции. Потом они периодически возникают в процессе эксплуатации обводнившихся скважин, особенно после резкого роста обводненности добываемой продукции и проведения различного рода геолого-технических мероприятий. Это и понятно, т.к. зная происхождение добываемой воды, проще принимать наиболее оптимальные решения по вопросам режима эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин, а также по вопросам рациональной разработки залежей нефти в целом.

Происхождение же попутных вод можно установить в том случае, когда нам известен химический состав и физические свойства (плотность) пластовых, закачиваемых и самих, добываемых с нефтью вод. Поэтому в начале этого раздела мы приведем краткую характеристику всех названных типов вод, а лишь потом остановимся на подходах и конкретных примерах решения стоящей задачи.

Итак, в подсолевых отложениях Припятского прогиба широкое распространение получили крепкие и весьма крепкие хлоркальциевые рассолы с минерализацией до 447 г/л. Западные и восточные окраинные участки прогиба, расположенные в непосредственной близости от зон выклинивания соленосных толщ, отличаются более низкой минерализацией вод (до 300-320 г/л) и хлоридно-натриевым составом.

Содержание сульфат-ионов в подсолевых подземных водах внутренних частей прогиба редко превышает 500 мг/л, а брома обычно составляет 2-4 г/л. В окраинных частях бассейна отмечается несколько повышенное содержание сульфатов (до 2 г/л) и весьма низкое содержание брома (0,1-0,5 г/л). Суммарное содержание сульфат- и гидрокарбонат-ионов даже в пределах этих территорий обычно не превышает 1-2 процент-эквивалентов.

Пластовые воды подсолевого терригенного комплекса отличаются от вышезалегающих горизонтов несколько повышенными минерализацией, концентрацией щелочноземельных металлов и брома, а также пониженным содержанием йода и аммония.

В межсолевом нефтегазоносном комплексе рассматриваемого региона наибольшее распространение получили крепкие хлоркальциевые рассолы с минерализацией до 395 г/л, отличающиеся от подсолевых несколько пониженными концентрациями кальция и магния, а также брома и повышенными содержаниями сульфат-ионов, йода и аммония. В окраинных частях (прежде всего западных и восточных) прогиба, где этот комплекс залегает на небольших глубинах и перекрыт маломощными соленосными пластами, встречены в основном воды пониженной минерализации, преимущественно хлоридно-натриевого состава. За пределами распространения соленосных толщ их состав мало чем отличается от надсолевых рассолов.

Пластовые воды соленосных отложений имеют спорадическое распространение в Припятском прогибе и приурочены к галитовой подтолще верхней соленосной толщи. По ионно-солевому составу их также следует отнести к рассолам хлоркальциевого типа. Однако состав этих вод менее постоянен, чем рассолов нижележащих горизонтов и, тем не менее, они в значительной мере схожи с рассолами нижележащих комплексов.

В надсолевых отложениях прогиба выделяются два гидрогеологических комплекса: нижний надсолевой, связанный с палеозойскими породами, и верхний — мезо-кайнозойский. Верхний гидрогеологический комплекс содержит пресные и маломинерализованные воды, связанные с зоной интенсивного водообмена. Подземные воды надсолевых девонских и каменноугольных отложений являются преимущественно хлоридно-натриевыми, минерализация которых колеблется от 30 до 300 г/л.

Для специалистов, работающих в области нефтепромысловой геологии и разработки нефтяных месторождений, особый интерес представляет химический состав пластовых вод конкретных, разрабатываемых в настоящее время, нефтяных месторождений. Эти данные необходимы для решения многих нефтепромысловых задач: выяснения природы попутных вод, выявления заколонных перетоков, оценки доли пластовых вод в попутно добываемых рассолах и объемов пластовых вод, внедрившихся в залежь и т.д.

В связи с этим, используя только представительные данные, полученные после разбраковки гидрогеохимических материалов по разработанной нами методике [11], была составлена таблица осредненного и сбалансированного состава пластовых вод разрабатываемых нефтяных месторождений Беларуси (табл. 1). Приводимые в данной таблице сведения необходимы для составления различного рода проектных документов, а также для изучения ряда весьма важных оперативных и ретроспективных задач, примеры решения которых приведены в настоящей работе.

Как известно, разработка подавляющего большинства нефтяных месторождений Беларуси ведется с применением искусственного заводнения. Для закачки в пласт используются воды различного химического состава (от пресных до высокоминерализованных). Эти воды, смешиваясь в пластовых условиях с крепкими хлоркальциевыми рассолами, существенно изменяют начальную гидрохимическую обстановку в пластах, формируют минерализацию и химический состав добываемых совместно с нефтью попутных вод.

В связи с тем, что химический состав пластовых вод нефтяных залежей Беларуси различается не очень существенно (см. табл. 1), состав попутных вод в значительной степени зависит от состава закачиваемых для ППД вод.

В начальный период освоения первых нефтяных месторождений в разрабатываемые залежи закачивались пресные воды из рек, водоемов, из скважин, пробуренных на верхние водоносные горизонты, а также различного рода сточные воды. В настоящее время в пласты закачиваются пять различных типов вод (табл. 2). Так, в Березинское, Полесское и Мармовичское месторождения закачиваются пресные воды, представляющие собой отходы завода искусственного волокна (ЗИВ, г. Светлогорск). На ряде новых мелких месторождений, отдаленных от основных коммуникаций (Левашовское, Судовицкое, С-Домановичское и др.) используются воды невысокой минерализации из пермо-триасовых отложений. В остальные месторождения нагнетаются хлоркальциевые рассолы, представляющие собой смеси пресной и попутной вод в различных пропорциях. Целая группа месторождений 2го и 3го нефтепромыслов (Дубровское, Золотухинское, Сосновское, Ю-Сосновское, Давыдовское) заводняется практически только попутно добываемыми рассолами плотностью 1,13 – 1,18 г/см3 с небольшой добавкой пресных сточных вод. На остальных месторождениях 2го нефтепромысла (Осташковичское, Ю-Осташковичское, Тишковское, Первомайское) для поддержания пластового давления используется смесь попутной и пресной воды (плотность 1,04 – 1,09 г/см3) с преобладанием последней. На месторождениях 1го нефтепромысла для ППД также используются смешанные воды, однако в них преобладают попутные. Плотность этих вод обычно составляет 1,09 – 1,13 г/см3. На Вишанском месторождении плотность закачиваемой воды обычно составляет 1,12 – 1,14 г/см3.

Следует отметить, что в отдельные периоды в единичные скважины или в группу нагнетательных скважин по различным причинам могут закачиваться воды иного состава. Например, в скв. 70 Вишанского месторождения и в скв. 70 Золотухинского месторождения периодически нагнетались пресные воды. Пресные воды в течение мая-июня 1997 г. закачивались и в нагнетательные скважины Дубровского месторождения перед проведением на залежи работ, направленных на смену фильтрационных потоков и ограничение водопритока. Однако такие случаи достаточно редки и каждый из них должен учитываться при проведении контроля за разработкой залежей нефти.

Попутные воды нефтяных месторождений Беларуси, как правило, представляют собой хлоркальциевые рассолы различной минерализации. Обычно они характеризуются высокими концентрациями хлора, натрия и кальция, содержание которых в значительной степени определяются составом и процентным соотношением смешивающихся закачиваемых и пластовых вод, протекающими в пластах процессами взаимодействия этих вод с вмещающими породами, а также рядом других причин.


Таблица 1
Химический состав пластовых вод основных нефтяных месторождений Беларуси*,
находящихся в промышленной разработке

 
Месторождение Нефтегазо- носный комплекс** Химический состав вод, мг/л

  Плотн. г/см3 Cl- SO4-- HCO3- Ca++ Mg++ Na+ K+ Br- Mинер. г/л

   

                 
Речицкое МС 1.222 5.23 200300 226 168 30343 4185 86113 2288 1679 329

ПСК 1.245 4.92 216446 168 192 61576 6410 55868 4777 2867 352

ПСТ 1.242 5.09 228156 164 118 71704 10315 41638 2475 3543 362
Вишанское МС 1.240 5.03 220183 166 168 65406 7392 49803 6985 2767 352

ПСК 1.253 5.26 228845 190 361 71828 9760 44838 7523 3698 365
Осташковичское МС 1.242 5.45 217684 177 266 59523 6734 56676 7863 2635 352

ПСК 1.249 4.63 222951 186 124 64753 6758 54581 10216 3182 361
Давыдовское МС 1.240 5.01 216852 189 200 57048 6558 60386 7836 2593 350

ПСК 1.255 5.05 229011 201 336 72658 8953 49672 10498 3621 368
Тишковское ПСК 1.242 4.88 219237 206 157 67954 4896 53443 5687 3355 356
Ю-Осташкович-ское МС 1.218 4.50 200446 265 146 34534 5218 76477 5295 1433 325

ПСТ 1.260 6.00 218415 378 _ 67334 5350 55200 _ 2930 350
Березинское МС 1.248 5.36 221657 143 359 64194 8729 50847 8106 2851 355
Ю-Сосновское МС 1.231 5.41 208263 155 389 44906 6845 68818 5150 1989 336
Золотухинское МС 1.210 4.63 195035 242 71 28061 3646 86499 1760 1218 317

ПСК 1.252 5.51 221760 199 156 75472 8335 42405 7421 3835 363
Дубровское МС 1.244 5.83 220799 249 407 64881 5690 54674 7557 2687 356

ПСК 1.244 5.47 216599 182 703 57933 8090 53025 9414 2791 352

* Осредненный сбалансированный состав. ** МС, ПСК, ПСТ -соответственно залежи нефти верхнесоленосного, межсолевого, подсолевого карбонатного и подсолевого терригенного нефтегазоносных комплексов.

Таблица 2

Характерные примеры химического состава закачиваемых вод

N цеха Месторождения Место отбора Дата отбора Плотность, г/см3 Минерализация, г/л рН Химический состав вод: мг/л, мг-экв/л, %-экв
 

        Cl- HCO3- SO4-- Ca++ Mg++ Na++K+
I Речицкое, Барсу-ковское, Мало-душинское, В-Первомайское, Озерщинское, Ю-Александро-вское

УПН

21.02. 2001 1,127 172,6 6,0 107231 3024,6 49,87 131 2,2 0,04 248 5,2 0,09 18286 912,5 15,05 2581 212,4 3,50 44073 1907,1 31,45
II Осташковичское, Ю-Осташ-ковичское, Тишковское БКНС-3,4 16.11. 1997 1,070 108,3 6,5 67355 1899,8 49,75 173 2,8 0,07 324 6,7 0,18 14228 710,0 18,59 1549 127,5 3,34 24657 1071,8 28,07
  Дубровское, Золотухинское ЦППС Осташковичи 28.03. 2001 1,180 251,1 5,3   156591 4416,9 49,90   68 1,1 0,01 380 7,9 0,09 33567 1675,0 18,92 5467 450,0 5,08 53381 2300,9 26,00
III Сосновское, Ю-Сосновское, Давыдовское

                   
  Вишанское БКНС-5 Виша 12.10. 1999 1,130 190,9 6,4 117150 3304,4 49,77 130 2,1 0,03 650 13,5 0,21 19040 950,0 14,31 3040 250,0 3,77 50860 2120,0 31,92
  Березинское, Мармовичское, Полесское В/з Якимова Слобода 12.10. 1999 1,000 1,5 7,9 283 8,0 18,35 305 5,0 11.47 425 8,8 20,18 100 5,0 11,47 43 3,4 8,03 328 13,2 30,50

В таблице 3 приведены характерные примеры химического состава попутных вод. Отметим, что общая минерализация и состав попутных вод существенно различаются не только в различных нефтяных залежах, но и в различных участках каждой залежи. Иногда же на состав попутных вод существенное влияние оказывают технологические воды, используемые при глушении скважин, проведении различных геолого-технических мероприятий, промывке соляных пробок в стволах добывающих скважин и т.д.

Химический состав и плотность попутных вод значительно изменяются во времени. При этом, каждая из разрабатываемых залежей нефти характеризуется своими, только ей присущими особенностями изменения химического состава попутных вод как по площади, так и по разрезу в процессе ее разработки. Эти особенности связаны с различными причинами, к основным из которых следует отнести: состав закачиваемых для ППД вод, применяемые системы заводнения, наличие или отсутствие (затрудненность) взаимосвязи залежи с законтурной зоной, литологический состав, тип и характер однородности продуктивных пород-коллекторов, тип залежи (пластовая, массивная, массивно-пластовая) и т.д. Несмотря на все это в изменении химического состава попутных вод большинства залежей прослеживаются и определенные общие черты, которые выдерживаются длительное время. Основной из них является закономерное (нередко заливообразное) увеличение плотности, общей минерализации, содержания натрия, кальция, магния, хлора и других компонентов в попутных водах скважин по мере их удаления от фронта нагнетания.

Первая обстоятельная попытка изучить рассматриваемый вопрос была предпринята в середине 80х годов В.В. Муляком [12]. На основе анализа имевшейся к тому времени информации по отдельным залежам Речицкого, Осташковичского и Вишанского месторождений им несколько условно было выделено 5 этапов изменения химического состава попутных вод, извлекаемых из отдельных скважин.

Первый этап характеризуется постоянным, но небольшим (до 300 мг/л) присутствием хлоридных солей в добываемой безводной нефти, что объяснялось наличием в последней погребенных вод. Второй этап отличается от первого существенным повышением содержания хлоридных солей в безводных нефтях, что связывалось с поступлением небольшого количества пластовых вод в количествах, не фиксируемых аппаратом Динна и Старка. Третий этап характеризуется резким ростом содержания хлоридных солей до величин, соответствующих их содержанию в пластовых водах, которые уже отмечаются в добываемой продукции. Четвертый этап связан с поступлением в скважину смеси пластовых и закачиваемых вод, при этом доля последних постоянно увеличивается. На пятом этапе состав попутных вод практически полностью определяется составом закачиваемых вод [12].

Проведенные авторами данной работы исследования характера изменения состава попутных вод на более чем 20 залежах позволяют в определенной мере подтвердить вышеприведенную, несколько идеализированную схему. Вместе с тем был установлен более сложный характер изменения химического состава вод в продукции отдельных скважин и залежей. Так отмечено огромное количество скважин, где некоторые из вышеописанных этапов ясно не выражены или отсутствуют, некоторые из них просто совмещены. Кроме того, при рассмотрении вышерассмотренных этапов практически не было учтено влияние происходящих в продуктивных пластах процессов взаимодействия закачиваемых вод с породами, а масштабы их проявления, как будет показано ниже, являются очень существенными.


Таблица 3

Химический состав попутных вод нефтяных месторождений Беларуси (характерные анализы)

Месторождение Скв. № Горизонт Дата отбора Плот-ность, г/см3 Мине-рали-зация, г/л рН Химический состав вод, мг/л
              Cl- HCO3- SO4-- Ca++ Mg++ Na++K+
Речицкое 8 zdIV 01.08.95 1,230 340,70 4,0 213000 49 187 40080 9120 78270

34 zdIV 25.10.95 1,128 190,40 6,4 117150 90 124 20040 2430 50580

124 zdVIII+IX 19.08.81 1,182 281,40 5,8 179050 97 255 26050 14590 61350

68 sm 12.03.84 1,173 273,50   176950 90 460 17030 940 74733
Осташковичское 33 el-zd 20.11.87 1,225 348,90 6,9 217870 460 120 69140 3650 57700

32 el-zd 10.12.80 1,194 290,00 5,8 179050 73 259 20000 12200 73340

52 el-zd 17.05.93 1,145 217,80 6,5 134900 180 160 24050 4260 54250

60 el-zd 16.12.74 1,080 109,90 6,8 66690 183 1267 16232 851 24721

143 sm 15.04.80 1,000 127,10 6,5 78780 49 288 16032 2430 29480
Вишанское 41 п/с 02.11.72 1,267 386,70 5,4 243510 488 165 77156 9120 54681

101 п/с 16.09.91 1,163 236,60 6,5 149100 120 305 20040 10340 56710

111 п/с 05.05.89 1,128 182,80 6,4 112250 170 330 16030 3040 51000
Дубровское 20 el-zd 27.09.96 1,233 360,00 3,3 223650 98 220 51100 5740 79510

8 el-zd 15.07.96 1,185 281,40 5,1 173950 130 150 34070 6080 65060

40 el-zd 02.12.96 1,161 240,20 6,1 146684 68 383 31062 3523 56970
Березинское 121 zd 15.09.91 1,222 341,50 5,7 213000 38 98 35070 9120 84220

105 zd 13.05.93 1,125 191,10 6,7 117150 85 330 12020 3650 57890
Тишковское 27 sm 27.09.76 1,232 357,90 5,8 224728 73 329 48098 10336 74290

50 sm 13.05.93 1,132 194,20 4,9 120700 61 180 28060 3040 42200
Ю-Осташковичское 186 zd 23.01.85 1,225 350,10   219418 134 387 52104 8512 69548

192 zd 12.08.94 1,184 274,35 3,8 170400 70 130 35070 4860 63820

187 zd 29.02.80 1,101 126,40 6,0 80700 122 520 20040 6080 18950
Ю-Сосновское 111 zd 31.10.84 1,225 346,50   219418 512 144 38076 15200 73176

129 zd 12.02.87 1,209 322,35 6,2 200298 122 115 27054 7090 87667

118 zd 26.07.83 1,132 204,70 6,4 127400 220 120 19040 5470 52780


Следует отметить, что все рассмотренные этапы в изменении химического состава вод отдельных добывающих скважин прослеживаются очень редко. В большинстве же других отмечаются следующие отклонения от рассматриваемой схемы:

1. В значительном количестве скважин первый этап выражен не четко из-за проводимых геолого-технических мероприятий, при которых в скважины подливают воды различного состава.

2. Второй этап у большинства скважин прослеживается неуверенно или вообще отсутствует, что особенно характерно для некоторых месторождений.

3. Первый и второй этапы полностью выпадают при вскрытии добывающими скважинами обводненных пропластков и получении при их испытании обводненной продукции.

4. Третий из выделенных этапов у подавляющего большинства скважин не прослеживается, т.к. обводнение их начинается смешанной (пластовой и закачиваемой водой).

5. Пятый этап в чистом виде прослеживается весьма и весьма редко, т.к. в попутно добываемой воде практически всегда присутствует какое-то количество пластовых рассолов.

6. Кроме того, на третьем, четвертом и пятом этапах обводнения состав воды обогащается существенным количеством растворенных в пласте минералов или обедняется за счет их выпадения в призабойной зоне, в колонне или на нефтепромысловом оборудовании.

7. Выделению третьего, четвертого и пятого этапов зачастую мешают частые подливы вод в скважины при проведении различных ГТМ, ремонтов скважин, мероприятий по борьбе с солеотложениями.

Выше мы рассмотрели основные этапы изменения химического состава попутных вод в процессе работы добывающих скважин. Изменение же состава этих вод в процессе разработки залежей нефти в целом гораздо более сложное, т.к. данные изменения нужно рассматривать не только во времени, но также по площади и разрезу. В таком случае специалистам в области разработки нефтяных месторождений и добычи нефти важно знать природу поступающих вод, направления их перемещения по пластам коллекторам и т.д., а сведения об изменении состава этих вод способствуют решению ставящихся задач.

В дальнейшем при рассмотрении методов гидрохимического контроля за разработкой нефтяных месторождений мы приведем многочисленные примеры, позволяющие оценить различные факторы, оказывающие существенное влияние на изменение химического состава попутно добываемых с нефтью вод. Изучение таких факторов имеет большое значение для прогноза характера изменения состава вод при проведении тех или иных мероприятий, направленных на совершенствование процесса разработки нефтяных залежей, что позволит более рационально контролировать данный процесс.

Проведенные исследования показывают, что в подавляющем большинстве случаев химический состав попутных вод формируется за счет смешения в различных пропорциях закачиваемых вод с пластовыми (законтурными, подконтактными) и растворения галитовых выполнений трещин, пор и каверн продуктивных горизонтов. Однако, нередко встречаются попутно добываемые воды иного генезиса: пластовые, техногенные, их смеси между собой, а также с закачиваемыми водами.

Так как химический состав пластовых вод нефтяных месторождений обычно известен (см. табл. 1), природу попутно добываемой воды, как уже отмечалось, можно определить, имея в наличии представительные результаты химических анализов попутной и закачиваемой в данную залежь воды. Приведем в связи с этим несколько характерных примеров.

Из добывающей скважины 64 Осташковичского месторождения была получена вода плотностью 1,223 г/см3 и минерализацией 304 г/л. Для этой воды характерны высокие содержания Ca (47094 мг/л) и Mg (5315 мг/л) (табл. 4). Для закачки в пласт в данный период времени на Осташковичском месторождении (нагнетательная скв. 29) использовались воды со значительно меньшей плотностью (1,086 г/см3) и минерализацией (111,9 г/л). Содержание Ca и Mg в них также значительно более низкое и составляет соответственно 15 531 мг/л и 2 278 мг/л. Все это дает основание утверждать, что попутная вода, полученная из скв. 64 Осташковичского месторождения представляет собой смесь закачиваемой и пластовой воды с преобладанием последней.

Попутная вода, добываемая из скв. 91 Озерщинского месторождения, характеризуется плотностью 1,117 г/см3 и минерализацией 157,1 г/л. Содержание Ca и Mg в ней составляет соответственно 18040 мг/л и 6690 мг/л. По своему химическому составу данная вода близка к закачиваемой (воде с УПН).

Попутная вода, полученная из скв. 160 Речицкого месторождения, отличается от закачиваемой воды (УПН) более высокой плотностью (1,152 г/см3) и минерализацией (235,5 г/л). В ее составе катионы Na+  и K+ явно преобладают над катионами Ca2+ и Mg2+ (35,98 % экв. и 14,02 % экв. соответственно). Из всего этого можно сделать вывод, что химический состав данной попутной воды сформировался за счет растворения галита закачиваемыми водами.

Из скв. 42 Барсуковского месторождения была получена вода плотностью 1,185 г/см3 и минерализацией 276,3 г/л. Для этой воды характерны незначительные содержания Ca2+ (4258,5 мг/л), Mg2+ (151,9 мг/л) и Br- (240 мг/л), а также высокое содержание Na+ (103373 мг/л) и SO42- (1090 мг/л). Из этого следует, что добытый рассол представляет собой техническую воду, растворившую значительное количество галита (очевидно, солевую пробку в стволе скважины). В попутной воде также возможно присутствие незначительной (5-10 %) примеси пластовой или закачиваемой воды.

Из скв. 2 Осташковичского месторождения попутно с нефтью добыта вода, химический состав которой практически идентичен составу пластовых рассолов межсолевого комплекса, что указывает на подтягивание этой скважиной подконтактных вод.

Таким образом, природу попутно добываемой воды несложно определить, имея в наличии результаты полных химических анализов. На практике же мы обычно сталкиваемся с отсутствием оперативных гидрохимических данных. В этих случаях для решения поставленных задач используется вся имеющаяся гидрохимическая информация и материалы ее традиционной обработки (карты, графики, статистические зависимости).

В отдельных случаях однозначно решить вопрос о генезисе вод можно с помощью сведений об их плотностях. Однако подобные случаи довольно редки. Это такие случаи, как получение вод невысокой плотности (на фоне ранее отбираемых рассолов с высокими значениями данного показателя) после проведения ГТМ с использованием пресной воды (влияние техногенного фактора) или получение рассолов с плотностью, превышающей таковую при полном насыщении закачиваемой воды галитом (влияние пластовых рассолов). В остальных случаях сделать однозначное заключение о природе получаемых с нефтью вод, как правило, можно лишь с помощью сведений об их химическом составе.

Так, плотность попутно добываемых вод в центральной части межсолевой залежи Осташковичского месторождения нередко превышает значения 1,23-1,24 г/см3, что свидетельствует о поступлении в эти участки преимущественно пластовых вод (табл. 4).

В скв. 190 Ю-Осташковичского месторождения плотность попутных вод до проведения водоизоляционных работ и подлива пресных вод составляла около 1,14 г/см3, после проведения данного ГТМ плотность получаемых с нефтью вод снизилась до 1,045 г/см3, а затем начала резко возрастать и установилась на определенном уровне. Это указывает на то, что после проведения ГТМ мы извлекали преимущественно техническую воду, доля которой в попутно добываемой в последствии начала снижаться. С момента восстановления плотности воды техническая составляющая в ней практически отсутствует.

Для большей части подсолевой залежи Вишанского месторождения плотности закачиваемых и попутных вод примерно равны, что свидетельствует о том, что эти участки занимают закачиваемые воды.


     

                Таблица 4
Типичные примеры состава добываемых с нефтью вод различного генезиса

                         
Место отбора Дата Плотн. Минерали- рН Содержание : мг / л ; мг - экв / л; % экв Заключение
(месторождение) скв. отбора г/см3 зация, г/л

CI - SO4-- HCO3- Ca ++ Mg ++ Na ++K + Br -

Осташковичское 29 17.02.2000 1,086 111,90 6,40 70210 176 195 15531 2278 23494 н.о. Закачиваемая

          1981 4 3 775 188 1025   вода

          49,83 0,09 0,08 19,50 4,72 25,78    
Осташковичское 64 16.06.2000 1,223 304,00 6,40 191324 241 93 47094 5316 60122 н.о. Смесь пласто-

          5395 5 2 2350 438 2614   вой воды с

          49,94 0,05 0,01 21,75 4,05 24,20   закачиваемой
Осташковичское 2 08.08.1997 1,25 365,90 5,00 227068 138 500 60270 7478 67786 2689 Пластовая

          6405 3 8 3008 615 275 47 вода

          49,91 0,02 0,06 23,44 4,80 21,10 0,37  
Озерщинское 91 10.07.2000 1,108 156,60 5,60 99920 30 98 18040 6690 32450 н.о. Попутная вода,

          2800 1 2 900 550 1352    близкая по составу

          49,96 0,01 0,03 16,06 9,81 24,13    к закачиваемой
Барсуковское 42 05.10.2000 1,185 276,30 5,20 166804 1090 110 4259 152 103373 240 Техническая пресная

          4704 23 2 213 13 4494 3 вода с растворившимся

          49,71 0,24 0,02 2,25 0,13 47,50 0,03 в ней галитом
Речицкое 160 12.07.2000 1,152 235,50 5,90 145390 25 85 13030 6080 70840 н.о. Попутная вода

          4100 1 1 650 500 2952   (смесь пластовой

          49,97 0,01 0,02 7,92 6,10 35,98   с закачиваемой)
Ю-Сосновское 149 26.06.2000 1,083 112,80 6,15 70211 305 85 13527 1671 27030 н.о. Смесь технической

          1980 6 1 675 138 1175   (подливы), закачиваемой

          49,80 0,16 0,04 16,99 3,45 29,56   и пластовой воды

Здесь мы привели характерные примеры, демонстрирующие возможность использования сведений о плотностях пластовых, закачиваемых и попутных вод при определении природы последних. В заключение приходится напомнить, что такие случаи встречаются не часто, поэтому для однозначного решения данной задачи, как правило, исследователи вынуждены использовать сведения о химическом составе пластовых, закачиваемых и попутных вод.

Следует отметить, что подобные вышеизложенным вопросы периодически возникают у специалистов, ведущих контроль за разработкой месторождений и эксплуатацией добывающих скважин и, по мере поступления проб, могут оперативно решаться специалистами. Нередко, при анализе разработки отдельных залежей, такие задачи приходится решать и по ранее проведенным химическим анализам и данным о плотностях вод.


ЛИТЕРАТУРА

  1. Гаттенберг Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1983. – 207 с.
  2. Карцев А.А., Никаноров А.М. Нефтепромысловая гидрогеология. – М.: Недра, 1983. – 199 с.
  3. Никаноров А.М. Методы нефтепромысловых гидрогеологических исследований. – М.: Недра, 1977. – 228 с.
  4. Шугрин В.П. Нефтепромысловая гидрогеология. – М.: Недра, 1973. – 167 с.
  5. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. – Л.: Недра, 1989. – 260 с.
  6. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. – Минск: Наука и техника, 1989. – 335с.
  7. Анциферов А.С. Причины засолонения коллекторов нефти и газа в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Доклады академии наук РФ, 2000. – Том. 370. – №1. – С. 80-82.
  8. Порошин В.Д. Химический состав пластовых вод палеозойских и триасовых отложений Алжирской Сахары в связи с оценкой перспектив их нефтегазоносности // Геохимия. – 1999. – №7. – С. 734-741.
  9. Порошин В.Д. О катагенетических преобразованиях пород подсолевой толщи (триас Алжирской Сахары) // Литология и полезные ископаемые. – 1997. – №2. – С. 121-126.
  10. Порошин В.Д. Изменение емкостных и фильтрационных свойств пород коллекторов в процессе разработки нефтяных месторождений Беларуси // Геология нефти и газа. – 1996. – №9. – С. 43-48.
  11. Порошин В.Д. Оценка представительности данных по химическому составу пластовых вод нефтегазоносных бассейнов // Геохимия. – 1998. – №6. – С. 615-628.
  12. Муляк В.В. Взаимовлияние гидрогеологической обстановки и процессов разработки нефтяных месторождений (на примере Припятского нефтегазоносного бассейна) // Автореф. дисс. канд. г.-м.н. – М.: ВНИИнефть, 1986. – 22 с.

Авторы: 

Тематические разделы: