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

Часть II. Контроль за изменением сети фильтрационных каналов

В.Д. Порошин, В.П. Хайнак

(БелНИПИнефть)

Предлагаемый здесь метод контроля за разработкой подсолевых и межсолевых залежей нефти является одним из основных, наиболее сложных, но и наиболее значимых, поэтому ему уделено особое внимание и, естественно, он занимает значительный объем в серии предлагаемых специалистам статей.

Попутные воды нефтяных месторождений Беларуси, как и других нефтедобывающих регионов, формируются преимущественно за счет смешения закачиваемых и пластовых вод, что приводит к существенному изменению начальной гидрохимической обстановки в залежи и прилегающих участках. Общая минерализация и содержание в попутных водах различных компонентов в таком случае должны определяться составом и соотношением смешиваемых (пластовых и закачиваемых) вод [1-4]. Однако нами установлены значительные отклонения концентраций целого ряда водорастворенных элементов от теоретически ожидаемых. В частности, обнаружено относительное снижение концентраций брома, калия, суммы кальция и магния и повышение - натрия в рассолах, добываемых попутно с нефтью. Все эти отклонения связаны с дополнительным обогащением закачиваемых вод хлоридами натрия при их продвижении от нагнетательных скважин к эксплуатационным за счет растворения вторичных галитовых выполнений [5, 6, 7]. Существенное снижение кальций-магниевого соотношения в попутно добываемых водах по сравнению с приконтурными рассолами указывает на характер преобразования продуктивных карбонатных пород в процессе фильтрации по ним попутных вод [8]. Эти исходные положения послужили основой для создания новых гидрохимических методов оценки масштабов протекающих в продуктивных пластах литогидрогеохимических процессов, которые могут быть использованы для контроля за формированием фильтрационных каналов при разработке нефтяных залежей Беларуси и других нефтегазодобывающих регионов со сходными геолого-гидрогеологическими условиями.

Расчет объема растворенных галитовых выполнений

Зная фоновые минерализации, а также содержание натрия в пластовой, закачиваемой и извлекаемой с нефтью водах, можно рассчитать объем растворенных галитовых выполнений [8]. В этих целях, прежде всего, следует определить избыточное количество натрия в попутно добываемой воде (Naизб) по формуле:

Naизб = Naпоп - Naтеор ,          (1)

где Naпоп - фактическая концентрация ионов натрия в попутно добываемой воде;

Naтеор - теоретическая (расчетная) концентрация натрия в смеси закачиваемой и пластовой воды.

При определении теоретического содержания Na+ следует учесть степень разбавления пластовых рассолов закачиваемыми водами. В качестве индикаторов разбавления могут быть использованы фоновые содержания брома, калия и кальция, а также минерализация пластовой, закачиваемой и извлекаемой совместно с нефтью вод. Основной недостаток использования для этих целей брома и калия заключается в том, что их концентрация в попутных водах обычно не определяется, а контроль за содержанием этих ионов в нагнетаемых в залежи водах до последнего времени вообще не производился. На содержание же кальция в попутной воде, кроме процесса смешения, определенное влияние может оказать изменение сульфатного и карбонатного равновесия, приводящее к выпадению или растворению сульфатов или карбонатов кальция. В связи с вышеперечисленными причинами, в качестве наиболее приемлемого “индикатора” долевого смешения анализируемых вод может быть принята общая минерализация пластовой (Мпл), закачиваемой (Мз) и извлекаемой совместно с нефтью (Мпоп) воды:

Х = (Мпл - Мпоп) / (Мпл - Мз),     (2)

где Х - доля закачиваемой воды в попутно добываемой.

В таком случае:

Naтеор  =  [Naз  . (Мпл - Мпоп)  + Naпл  . (Мпоп - Мз)] / (Мпл - Мз) ,     (3)

где Naз и Naпл  - соответственно содержание ионов натрия в закачиваемой и пластовой воде.

Тогда избыточное содержание натрия в попутной воде может быть определено по формуле (1), а избыточное содержание NaCl по формуле:

NaClизб = 2,54 . Naизб,    (4)

где 2,54 - коэффициент, позволяющий по количеству натрия и молекулярной массе химических элементов (Na и Cl), входящих в формулу галита, рассчитать количество NaCl в растворе.

Следует однако отметить, что общая минерализация попутно извлекаемых рассолов определяется не только смешением пластовых и закачиваемых вод, но и растворением галита:

Мпоп = М/поп + Мизб,     (5)

где М/поп - минерализация попутных рассолов, сформировавшаяся за счет смешения пластовых и закачиваемых вод;

Мизб - избыточная величина общей минерализации, сформировавшаяся за счет растворения галитовых выполнений.

Поэтому для определения степени разбавления пластовых рассолов закачиваемыми водами и расчета истинной величины избыточного натрия по формуле (3) вместо Мпоп следует использовать М/поп.

Исключить влияние избыточной величины минерализации на достоверность определения содержаний в попутных водах дополнительно растворенного NaCl можно методом последовательных итераций, суть которого заключается в том, что на каждом шаге по формулам (3-5) определяются избыточные содержания натрия и NaCl. Затем они вычитаются из концентрации натрия в попутных водах и их минерализации, соответственно. На последующем шаге в расчете принимаются эти исправленные величины, после чего расчеты повторяются. Общее количество содержащегося в попутной воде дополнительного NaCl определяется как сумма избыточных его концентраций на каждом шаге итерации. Для практически полного исключения влияния растворенного галита на точность расчетов вполне достаточно 8-10 итераций, причем, чем ближе между собой составы закачиваемых и пластовых вод, тем меньше требуется таких шагов.

Количество растворенного и вынесенного из пласта галита (m NaCl) по залежи (или участку залежи, контролируемому одной или группой добывающих скважин) за период времени t определятся по формуле:

m NaCl = S Схi NaClизб . Qt . t,   (6)

где Схi NaClизб - избыточная концентрация хлористого натрия в попутной воде, добываемой из i-ой скважины в период времени t, кг/м3;

Qt - дебит воды по i-ой скважине в период времени t, м3/сут;

t - время, сут.

Объем фильтрационных каналов, образовавшихся в процессе выщелачивания выполнений галита при заводнении залежи, можно определить по формуле:

Vy(t) = m NaCl / r NaCl,  (7)

где Vy(t) - объем искусственных фильтрационных каналов, образовавшихся за период времени t в зоне дренирования y-ой группой скважин;

r NaCl - плотность галита, 103 кг/м3 .

На основании предложенной методики разработан алгоритм и составлена программа GALIT, реализованная на языке программирования FoxPro.

Результаты расчетов содержания NaClизб в попутных водах нефтяных месторождений Беларуси и колоссальные объемы добываемых с нефтью вод указывают на огромную массу выщелоченного галита и свидетельствуют о значительном изменении емкостных (до 10% от общей емкости) и фильтрационных свойств продуктивных пород в процессе разработки залежей нефти.

Расчет объема растворенного ангидрита

Содержание сульфатов в попутных рассолах зачастую не согласуется с их концентрацией в закачиваемых и пластовых водах. Обогащение попутных вод сульфат-ионами связывается с процессом растворения вторичных сульфатных выполнений (достаточно широко представленных в залежах) промысловыми водами при их продвижении от нагнетательных скважин к эксплуатационным [9, 10]. Проведенные впоследствии режимные гидрохимические наблюдения на Тишковском и Березинском месторождениях подтвердили данные выводы. Это позволило предложить способ контроля формирования фильтрационных каналов в процессе разработки нефтяных залежей, позволяющий рассчитывать массу и объем растворенных в пласте сульфатных выполнений [11]. Однако описанная в приведенных работах методика требовала дальнейшего совершенствования. В целях повышения точности производимых расчетов при применении рассмотренного способа нами рекомендуется учитывать происходящие в залежах процессы растворения катагенетического галита и смешения закачиваемых вод с пластовыми. Практически расчеты предлагается проводить по формулам 2-8, с той лишь особенностью, что в качестве контролируемых компонентов следует рассматривать SO42- (вместо Na) и CaSO4 (вместо NaCl), а при переходе от SO42- к CaSO4 применять коэффициент 1,42. С учетом вышеописанных изменений разработан алгоритм и составлена программа SULFAT, реализованная на том же языке, что и программа GALIT.

Расчет объема выпавшего кальцита

В большинстве случаев содержание HCO3- в попутных водах оказывается более низким, чем в пластовых и закачиваемых, что позволило обосновать положение о преимущественном выпадении кальцита в продуктивных пластах по мере продвижения закачиваемых вод от нагнетательных скважин к добывающим. Последнее, очевидно, связано с тем, что в изменившихся термобарических условиях пласта закачиваемые воды, как правило, становятся перенасыщенными по отношению к этому минералу.

 С использованием вышеописанного подхода по расчету баланса галита и ангидрита в закачиваемых и попутных водах разработан способ оценки объемов выпадающего в продуктивных пластах кальцита. При этом в формулах 1-7 в качестве анализируемых компонентов принимаются HCO3 (вместо Na) и CaCO3 (вместо NaCl). Для расчета коэффициента, позволяющего по количеству гидрокарбонат-ионов и молекулярной массе химических элементов оценить количество CaCO3 в объеме раствора, следует учесть, что при образовании кальцита происходит промежуточная реакция с образованием определенного количества Ca(HCO3)2, который в дальнейшем разлагается [1] и образуется осадок карбоната кальция по реакции:

Ca(HCO3)2 = CaCO3 ↓ + CO2↑   (8)

Исходя из этого, искомый коэффициент составит 1,328.

Согласно данной методике разработан алгоритм и составлена программа CARBON, реализованная  на том же языке, что и две предыдущие.

Комплексная методика контроля за формированием фильтрационных каналов в процессе разработки нефтяных месторождений

Выше приведено описание трех самостоятельных методик и программ расчета баланса NaCl, CaSO4 и CaCO3 в закачиваемых, пластовых и попутно добываемых водах. Методики позволяют судить о масштабах растворения или выпадения минералов в пластовых условиях и, соответственно, об изменении емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пластов в процессе разработки залежей нефти. Следует оговориться, что каждая из предложенных методик характеризует происходящие в породе процессы лишь при условии растворения или выпадения одного, отдельно взятого минерала. Фактически же в продуктивных пластах все рассмотренные процессы протекают одновременно. Влияние их на результаты расчетов по различным минералам будет разным и должно зависеть, прежде всего, от величин избыточных концентраций различных элементов в попутных водах. Следует отметить, что игнорирование или недоучет процесса растворения, например, галита, может внести значительную ошибку в расчет баланса ангидрита и кальцита. В связи с этим разработана комплексная методика, в которой учтено взаимовлияние всех вышерассмотренных процессов, что позволило существенно повысить точность расчетов объемов растворенных (или выпавших) галита, ангидрита и кальцита. Суть подхода по увязке трех методик заключается в корректном определении доли смешиваемых (закачиваемых и пластовых) вод. Последняя рассчитывается с учетом происходящих в пласте процессов растворения и (или) выпадения всех анализируемых минералов и их совместного влияния на величину М/поп, сформировавшуюся только за счет смешения пластовой и закачиваемой вод. Это становится возможным, если на каждом шаге итерации в расчетах по приведенным выше формулам в качестве Мизб использовать сумму избыточных содержаний NaCl, CaCO3 и CaSO4.

В условиях нефтяных месторождений Беларуси комплексная методика делает гораздо более представительными расчеты по ангидриту и кальциту. Изменения в расчетах по галиту сравнительно невелики.

На основе изложенных выше методических подходов разработана комплексная программа KANAL, предназначенная для работы на персональных компьютерах.

Оценка масштабов проявления процессов растворения катагенетических выполнений и выпадения минеральных новообразований при разработке залежей нефти

Используя программу KANAL, а также сведения об изменении химического состава закачиваемых и попутно добываемых вод, можно количественно оценить влияние процесса разработки на изменение емкостных (а, следовательно, и фильтрационных) свойств продуктивных пород прежде всего для межсолевой залежи Дубровского месторождения и подсолевых (саргаевской и семилукской) залежей Золотухинского месторождения, в пределах которых в течение 1996-1998 г.г. проводился гидрохимический мониторинг (более 280 анализов химического состава вод). Полученные материалы указывают на то, что различные скважины, эксплуатирующие залежь, характеризуются разным осредненным содержанием избыточного NaCl в попутно добываемых водах. Так, для задонско-елецкой залежи Дубровского месторождения данная величина колеблется в пределах 15-34 г/л при средней по скважине 22,7 г/л. Саргаевско-семилукский эксплуатационный объект Золотухинского месторождения отличается более резким колебанием рассматриваемой величины (4-44 г/л) при близкой к Дубровскому месторождению средней концентрации избыточного галита по отдельным скважинам (27,3 г/л). Суммарные объемы вынесенных отдельными скважинами из продуктивных пластов галитовых выполнений колеблются от 27,4 до 530,8 м3 по межсолевой залежи Дубровского месторождения и от 3,1 до 1230,2 м3 по подсолевым залежам Золотухинского месторождения. В среднем, по данным залежам к настоящему времени вынесено соответственно 336 и 503 м3 вторичного галита на одну эксплуатационную скважину (табл. 1).

Оценка объемов сформировавшихся каналов за счет растворения выполнений сульфата кальция свидетельствует о том, что как для Дубровского, так и для Золотухинского месторождений характерно и растворение и выпадение ангидрита. При этом для Дубровского месторождения более характерно выпадение (0,69 м3 на скважину) ангидрита, а для Золотухинского - растворение (1,36 м3 на скважину) данного минерала.

Объемы выпавшего кальцита из попутных вод  межсолевой залежи Дубровского месторождения колеблются от 0,02 м3 в сети фильтрационных каналов скв. 40 до 2,8 м3 по скв. 33 при средней величине около 1,0 м3 на скважину. Для подсолевых залежей Золотухинского месторождения характерны несколько меньшие значения данного показателя (0,03-1,25 м3).

Как видим, рассматриваемые залежи, на которых проводился гидрохимический мониторинг, несмотря на разницу в их геологическом строении, характеризуются близкими величинами изменения емкостных свойств пород за счет литогидрохимических процессов, протекающих при их разработке. Связано это, как нам представляется, прежде всего с тем, что в системе поддержания пластового давления (ППД) этих месторождений используются одни и те же высокоминерализованные рассолы.

Следует отметить, что процесс растворения галита влияет на изменение емкостных и фильтрационных свойств пород несравненно более сильно, чем процессы растворения (выпадения) ангидрита и выпадения кальцита. Так, объем сформировавшихся каналов за счет растворения катагенетического галита превышает изменение объема каналов за счет растворения или выпадения сульфатов и карбонатов на два-три порядка.

В целях выяснения масштабов протекающих процессов изменения емкостных свойств продуктивных пород в залежах, на которых для ППД используются пресные воды, приведем результаты расчетов по двум скважинам Березинского месторождения (скв. 105 и 133), по которым имеется значительное количество представительных анализов попутных вод. Расчеты свидетельствуют о том, что изменение емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород Березинского месторождения более существенно, чем на Дубровском и Золотухинском месторождениях. Так, с попутными водами, извлекаемыми совместно с нефтью, из скв. 105 Березинской вынесено свыше 5 тыс. м3  вторичного галита, около 14 м3 ангидрита и выпало из закачиваемых вод более 6 м3 карбоната кальция (табл. 1). Эти цифры на порядок превышают аналогичные для Дубровского и Золотухинского месторождений.

Расчет баланса NaCl, CaSO4 и CaCO3 в пластовых, закачиваемых и попутных водах самой крупной в Беларуси межсолевой залежи нефти Осташковичского месторождения показывает, что с попутно добываемыми водами отдельными скважинами (скв. 75) за весь период их эксплуатации вынесено более 100 тыс. м3 растворенных галита и 105 м3 ангидрита и из этих вод выпало 134 м3 кальцита. Весьма большие величины приводимых цифр связаны не только (и не столько) с относительно низкой минерализацией закачиваемых вод, сколько с огромными объемами добытой скважиной 75 попутной воды (~ 2,8 млн. м3).

Таблица 1

Изменение объема сети фильтрационных каналов за время эксплуатации некоторых скважин нефтяных месторождений Беларуси (по состоянию на 01.07.1997 г.)

Месторождение Залежь N скв.

Основные показатели

  NaClизб, г/л QNaCl , м3 QСaSO4, м3 QСaCO3, м3
Дубровское Золотухинское Березинское Осташковичское Межсолевая Подсолевая Межсолевая Межсолевая 3 8 22 26 33 40 51 55 58 105 133 75 34,84 32,26 18,41 16,52 14,85 19,31 44,35 33,60 4,06 100,91 83,69 80,33 464,87 146,41 520,36 530,78 325,12 27,43 1230,15 277,10 3,09 5229,32 1401,66 103838,3 -1,52 -0,68 1,07 -1,48 -1,52 -0,03 -0,18 4,27 -0,02 14,37 8,87 104,90 -0,39 -0,36 -0,51 -1,66 -2,80 -0,02 -1,25 -0,58 -0,03 -6,29 -1,80 -133,96

Примечание: QNaCl, QСaSO4, QСaCO3 – объемы растворенных  или выпавших (-) галита, ангидрита и кальцита, соответственно.

Результаты расчетов, проведенных по отдельным скважинам, по которым имеются многочисленные данные о химическом составе попутных вод, подтверждаются и при оценке объемов растворенных или выпавших минералов в целом по залежам (табл. 2). Масштабность этих процессов может быть продемонстрирована на примере межсолевой залежи Осташковичского месторождения, в процессе разработки которой к настоящему времени с попутными водами вынесено более 1,1 млн. м3 катагенетического галита, порядка 650 м3 ангидрита, и при этом из вод выпало около 2,2 тыс. м3 кальцита.

Столь существенное изменение объема сети фильтрационных каналов в процессе разработки нефтяных месторождений Беларуси оказывает значительное влияние на характер вытеснения нефти из залежей и охват их выработкой, что следует учитывать при контроле за разработкой таких залежей и служит основанием для принятия необходимых технологических и управленческих решений.

Таблица 2
Изменение объема сети фильтрационных каналов за весь период разработки
отдельных наиболее обводнившихся залежей нефти Беларуси (по состоянию на 01.07.1999 г.)  
                     
    Коли- Объем Растворенные (выпавшие) Изменение
Месторождение Залежь чество добытой галит сульфаты карбонаты объема
    опре- воды, масса объем масса объем масса объем каналов,
    делений тыс. м3 тыс. т тыс. м3 тыс. т тыс. м3 тыс. т тыс. м3 тыс. м3
Березинское межсолевая 75 776,38 39,43 18,338 0,29 0,125 -0,11 -0,042 18,421
В-Первомайское подсолевая 18 157,44 9,56 4,445 -0,02 -0,008 -0,02 -0,007 4,430
Вишанское подсолевая 188 17484,45 1278,74 594,761 7,33 3,160 -2,75 -1,034 596,887
Давыдовское межсолевая 17 25,71 0,31 0,144 0,00 0,000 0,00 -0,001 0,143
Дубровское межсолевая 135 334,27 12,77 5,942 -0,02 -0,008 -0,11 -0,040 5,894
Дубровское подсолевая 9 10,17 0,24 0,112 0,00 0,000 0,00 -0,001 0,111
Малодушинское подсолевая 5 43,76 6,44 2,996 0,01 0,003 0,00 0,002 3,001
Осташковичское межсолевая 295 44046,53 2496,41 1161,123 1,51 0,649 -5,84 -2,196 1159,576
Осташковичское подсолевая 50 6027,36 159,29 74,090 1,46 0,629 -0,78 -0,292 74,427
Речицкое межсолевая, IV пачка 120 7413,74 363,54 169,089 -2,76 -1,192 -0,44 -0,165 167,732
Речицкое межсолевая,VIII пачка 25 154,31 24,00 11,163 -0,12 -0,050 0,00 0,001 11,114
Речицкое подсолевая 182 20268,25 677,18 314,967 4,48 1,931 -2,81 -1,055 315,843
Тишковское подсолевая 110 2495,92 89,93 41,826 0,47 0,203 -0,28 -0,107 41,922
Ю-Сосновское межсолевая 93 857,95 25,38 11,805 0,13 0,054 -0,15 -0,056 11,803

Сумма 1322 100096,24 5183,22 2410,801 12,76 5,496 -13,29 -4,993 2411,304

Влияние процесса преобразования продуктивных карбонатных пород на зменение их емкостных свойств при разработке нефтяных залежей

Кроме рассмотренных процессов растворения и выпадения минеральных новообразований при разработке нефтяных залежей происходит процесс дедоломитизации продуктивных пород [12]. В пользу этого свидетельствует существенное снижение кальций-магниевого коэффициента (r Ca/Mg) в попутных водах по сравнению с пластовыми рассолами (табл. 3). В связи с тем, что для ППД на нефтяных месторождениях кроме пластовых рассолов используются пресные воды, сколь-нибудь значительного снижения рассматриваемого коэффициента за счет смешения пластовых и пресных вод произойти не может. Процессы растворения галита и ангидрита и выпадения кальцита также не могли привести к значительному изменению установившегося в пластовых водах соотношения концентраций кальция и магния. Поэтому отмеченная особенность химического состава попутных вод, очевидно, связана с заменой кальция закачиваемых для ППД вод на магний продуктивных пород в процессе дедоломитизации последних. При этом отмечается, что наиболее интенсивно этот процесс проявился в пределах тех залежей, приконтурные воды которых отличаются повышенными значениями кальций-магниевого соотношения (рис. 1).

Таблица 3

Сравнение средних величин кальций-магниевого коэффициента пластовых и попутных вод нефтяных месторождений Беларуси (по состоянию на 01.01.1999 г.)

Месторождение Залежи Пластовые Попутные ?r Ca/Mg

r Ca/Mg n r Ca/Mg n  
Месторождения Беларуси в. т.ч. по наиболее обводнившимся за-лежам: Березинское В-Первомайское Вишанское Давыдовское Дубровское Малодушинское Осташковичское Речицкое Тишковское Ю-Сосновское 36 залежей подсолевые - 19 межсолевые – 17 межсолевая подсолевые подсолевые межсолевая подсолевые межсолевая подсолевые подсолевые межсолевые подсолевые межсолевые подсолевые межсолевая 5,96 6,91 5,33       4,13 9,08 6,61 5,58 7,88 6,31 6,56 7,71 5,93 5,91 4,87 8,60 4,87   931 374 557       75 31 26 95 14 30 31 14 66 21 35 23 13 4,42 4,61 4,27       4,00 4,17 3,23 5,21 5,41 5,04 3,90 4,63 3,92 4,00 3,60 5,00 4,10 2163 969 1192       205 66 209 28 8 140 36 60 285 184 139 210 99 1,54 2,30 1,06       0,13 4,01 3,38 0,37 2,47 1,27 2,66 3,08 2,01 1,91 1,27 3,60 0,77

Примечание: n – количество химических анализов пластовых и попутных вод;

?r Ca/Mg – разность r Ca/Mg в пластовых и попутных водах

Учитывая объемы попутных вод нефтяных месторождений Беларуси, можно провести оценку объема преобразованных пород, принимая условно, что при этом какая-то часть «чистых» доломитов превратилась в известняки. Для проведения подобной оценки нами были рассчитаны средние концентрации магния в пластовых, пресных закачиваемых и попутно добываемых водах. По программе KANAL оценена доля пластовых рассолов в попутно добываемой воде, что позволило установить теоретическую и избыточную концентрацию магния (Mg изб) в попутных водах (табл. 4). Избыточное содержание магния в попутных водах определялось путем умножения Mg изб на суммарные ресурсы попутных вод. Исходя из разницы в молекулярной массе преобразованного доломита – CaMg(CO3)2 и известняка - CaCO3, а также доли магния в доломите и величины избыточного содержания магния во всем объеме попутных вод, произведена оценка массы и объема дедоломитизированных пород, которые составляют 1777,8 тыс. т и 623,8 тыс. м3, соответственно. Учитывая, что при дедоломитизации объем образовавшегося метасоматического известняка увеличится [13, 14], это должно привести к уменьшению объема пор, трещин и каверн продуктивных пород рассмотренных залежей нефти на 101,73 тыс. м3. Несмотря на кажущуюся громадность полученных цифр при сравнении с объемом продуктивных пород и их емкостью, занятой попутными водами (около 120,9 млн. м3), эти значения оказываются относительно небольшими. В целом, данный процесс оказывает сопоставимое влияние на изменение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пород с процессами растворения или выпадения сульфатных и карбонатных новообразований (табл. 2, 4).

Приведенные выше цифры характеризуют суммарные объемы дедоломитизированных пород по вышерассмотренным (табл. 4) наиболее обводненным залежам нефти, что могло привести к некоторому уменьшению пустотного пространства (пористости) в залежах.


Таблица 4
Расчет изменения объемов карбонатных пород в процессе их дедоломитизации (по состоянию на 01.07.1999 г.)
 
    Концентрации Mg, мг/л Ресурсы Избыточ- Количество Количество Изме-
    в зака- в попут- в плас- теоре- избы- попут- ное со- преобразованного образовавшегося нение
Залежь X чива- ной товой тиче- точ- ных держание доломита, кальцита объема
    емой воде воде ская ная вод, Mg, т масса, объем, масса, объем, тыс. м3
    воде         тыс. м3   т тыс. м3 т тыс. м3  
Березинское, МС 0,52 16 4441 7646 3678 762 4328 3299 25031 9 27173 10 -1,43
В-Первомайское, ПС 0,45 16 5117 5359 2955 2162 4326 9353 70959 25 77029 29 -4,06
Вишанское, ПС 0,63 16 4990 8396 3116 1873 14518 27196 206340 72 223992 84 -11,81
Давыдовское, МС 0,40 16 3859 5807 3490 368 2317 853 6475 2 7029 3 -0,37
Дубровское, ПС 0,48 16 3684 5894 3072 611 351 215 1628 1 1768 1 -0,09
Дубровское, МС 0,36 16 4648 5733 3675 974 1369 1333 10112 4 10977 4 -0,58
Малодушинское, ПС 0,76 16 2760 6930 1675 1085 3829 4154 31516 11 34213 13 -1,80
Осташковичское, ПС 0,44 16 4538 5341 2998 1540 6585 10139 76924 27 83505 31 -4,40
Осташковичское, МС 0,35 16 6834 6199 4035 2800 36948 103436 784778 275 851912 320 -44,91
Речицкое, ПС 0,54 16 4855 6802 3138 1717 25472 43744 331892 116 360284 135 -18,99
Речицкое, МС 0,09 16 5101 3898 3549 1553 8084 12553 95237 33 103384 39 -5,45
Тишковское, ПС 0,46 16 4921 5214 2823 2098 3574 7498 56891 20 61758 23 -3,26
Ю-Сосновское, МС 0,31 16 5615 6464 4465 1150 9176 10551 80048 28 86896 33 -4,58
Сумма 120877 234324 1777831 624 1929917 726 -101,73
Примечание: ПС - залежи подсолевого комплекса, МС - межсолевого комплекса;
                          X - доля закачиваемой воды в попутной

В целях сравнения величин изменения объема сети фильтрационных каналов за счет дедоломитизации пород, с одной стороны, и за счет растворения катагенетических выполнений и выпадения минеральных новообразований, с другой, по отдельным скважинам, можно привести результаты оценки изменения баланса доломита и кальцита в результате эксплуатации скважины 105 Березинского месторождения. Расчеты свидетельствуют о том, что попутно добываемыми водами данной скважины было дедоломитизировано 79,9 м3 пород, в результате чего их объем увеличился на 11,2 м3. Для сравнения, за время эксплуатации скважины с попутными водами было вынесено 5529,3 м3 растворенных в пласте галитовых и 14,4 м3 ангидритовых катагенетических выполнений и выпало 6,3 м3 карбоната кальция (см. табл. 1). Таким образом, влияние процессов дедоломитизации карбонатных пород, растворения (выпадения) катагенетических ангидритовых выполнений и выпадения новообразований кальцита, происходящих при разработке обводнившихся нефтяных залежей, на изменение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пород оказывается относительно небольшим (на 2-3 порядка меньшим) по сравнению с влиянием процесса растворения катагенетических галитовых выполнений.

Следует отметить, что растворение галита зачастую приводит к резкому увеличению неоднородности продуктивных пластов, прорыву по сформировавшимся фильтрационным каналам закачиваемых вод и росту обводненности добываемой продукции. Данное заключение можно подтвердить результатами проведенных ранее промысловых исследований. Так, исследование особенностей заводнения нефтяных залежей Беларуси путем закачки меченных жидкостей позволило установить, что скорости движения нагнетаемой воды увеличиваются во времени [15, 16]. Все это, как правило, приводит к снижению охвата залежи нефти разработкой, формированию целиков оставшейся в пласте нефти и, в конечном итоге, к уменьшению коэффициента нефтеотдачи. Особенно ярко вышеописанные процессы проявляются в пределах тех залежей нефти, для поддержания пластового давления в которых используются пресные воды (залежь III блока Березинского месторождения, Полесское месторождение и т.д.). Поэтому на участках наиболее интенсивного проявления процессов выщелачивания катагенетического галита следует проводить различного рода геолого-технические мероприятия (водоизоляционные работы и т.д.), основной целью проведения которых является смена установившихся фильтрационных потоков и повышение охвата залежей разработкой. Для каждой конкретной залежи, с учетом особенностей их разработки и всей имеющейся гидрохимической информации, должны разрабатываться свои рекомендации по оптимальному составу вод, используемых для поддержания пластовых давлений. Связано это с тем, что процесс растворения галита нередко способствует предельному насыщению попутных вод по NaCl. При подъеме этих вод на поверхность обычно происходит осаждение галита в стволах добывающих скважин и на нефтепромысловом оборудовании, что существенно усложняет эксплуатацию добывающих скважин.

Экспресс-оценка изменения объема сети фильтрационных каналов

Расчет объемов формирующихся фильтрационных каналов при разработке нефтяных залежей можно производить по разработанной нами методике и компьютерной программе KANAL. Для проведения таких расчетов необходимо иметь данные по химическому составу пластовых, закачиваемых и попутно добываемых вод. Однако сведения о составе закачиваемых и попутных вод обычно являются фрагментарными. Поэтому для получения наиболее достоверных результатов расчетов нужно использовать материалы режимных гидрохимических исследований, которые, как правило, отсутствуют. Проведение же гидрохимического мониторинга на всех месторождениях требует существенных материальных затрат, что затрудняет, а где-то делает невозможным использование предложенных методических приемов контроля за изменением фильтрационных каналов при разработке многих залежей нефти. Последнее касается ретроспективных исследований, имеющих немаловажное значение при рассмотрении истории разработки месторождений.  В связи с названными причинами, мы попытались оценить возможность использования для решения данной задачи многочисленных сведений о плотностях закачиваемых и попутных вод.

   Сведения о плотностях попутных вод имеются практически по всем скважинам, которые добывают обводненную продукцию. Количество определений данного параметра по добывающим скважинам достигает 10-15 в месяц и чаще всего колеблется в пределах 3-8 определений. Это позволяет строить как оперативные, так и ретроспективные карты плотностей подземных вод, а также графики изменения данного параметра во времени.

   Анализ построенной нами серии помесячных карт осредненных плотностей нефтепромысловых вод по обводнившимся залежам Беларуси свидетельствует о закономерном нарастании плотности закачиваемых вод по мере их продвижения  от зоны нагнетания к зоне отбора.  Эта особенность может служить отправной точкой для решения задачи по контролю за формированием дополнительной емкости в продуктивных пластах за счет растворения аутигенных галитовых выполнений.

   Контроль за изменением объема фильтрационных каналов при разработке залежей нефти с применением внутриконтурного заводнения (залежь VIII пачки Речицкого месторождения и др.) по данным о плотностях закачиваемых и попутных вод особой сложности не представляет. С этой целью, вначале необходимо определить избыточную плотность  попутно добываемой воды (rизб) по сравнению с закачиваемой (rзак).

rизб = rпоп -rзак,   (9)

где rпоп - плотность попутно добываемых вод, 103 кг/м3.

   Избыточная плотность и избыточная минерализация попутных вод, в данном случае, практически полностью определяются избыточным количеством содержащегося в них NaCl, появившегося за счет растворения катагенетических галитовых выполнений.

   Между плотностью вод и их общей минерализацией существует тесная зависимость [17]:

 r = M/1500+1,    (10)

где М - общая минерализация вод, г/л.

Тогда:

NaCl изб = 1500*rизб     (11)

   Количество растворенного и вынесенного из пласта галита по залежи (или участку залежи, контролируемому одной или группой добывающих скважин) за период времени t определяется по формуле (6), а объем фильтрационных каналов, образовавшихся в процессе выщелачивания выполнений галита закачиваемой водой - по формуле (7).

   В случае законтурного (приконтурного, подконтактного) заводнения залежей нефти избыточную плотность попутной воды , сформировавшуюся за счет растворения катагенетических галитовых выполнений каверн и трещин, следует определять с учетом избыточной плотности, образованной за счет смешения закачиваемой воды с пластовой:

rизб = rпоп - . [x*rзак - (1-х)* rпл ],    (12)

где х- доля закачиваемой воды в попутно добываемой;

rпл  - плотность пластовой воды.

   Значение плотности пластовой воды для каждой конкретной залежи принимается постоянным и рассчитывается как среднеарифметическая величина по наиболее представительным результатам химических анализов пластовых вод.

   Для прогноза долевого содержания закачиваемой воды в попутно добываемой нами использовались результаты расчета данной величины по межсолевой залежи Дубровского месторождения и по подсолевой залежи Золотухинского месторождения, по которым длительное время проводился гидрохимический мониторинг. Расчеты, которые велись по программе KANAL, показывают, что средняя величина рассматриваемого показателя по 7 обводнившимся скважинам Дубровского месторождения составила 0,75, а по 5 скважинам Золотухинского месторождения - 0,76. Близкие значения коэффициента, отражающего долю закачиваемой воды в попутно добываемой, позволяют использовать при экспресс-расчетах величину х, равную 0,75. С учетом принятого значения х  по формуле 4 вычисляют избыточную плотность попутных вод, сформировавшуюся за счет растворения аутигенных галитовых выполнений. В случае существенного изменения величины х в пределах отдельных залежей (межсолевая залежь Осташковичского месторождения и др.) следует использовать особенности  и закономерности изменения этого показателя, установленные в результате обработки данных, полученных при расчетах по программе KANAL.

   В дальнейшем оценку изменения объемов фильтрационных каналов в процессе разработки залежей нефти с законтурным заводнением  следует вести по аналогии с методическим подходом, предложенным для залежей, разрабатываемых с внутриконтурным заводнением (формулы 10, 11, 6, 7).

   Основная ошибка вышеизложенного методического подхода связана с точностью прогноза величины х - доли закачиваемой воды в попутно добываемой. Вместе с тем, наличие массовых данных по плотностям вод может привести к тому, что результаты оценки объемов сформировавшихся фильтрационных каналов по данной экспресс методике окажутся более точными, чем результаты расчетов по более жесткой и надежно обоснованной методике и программе KANAL. Связанно это с тем, что необходимых для проведения расчетов по программе KANAL гидрохимических данных, как правило, оказывается на 2 - 3 порядка меньше, чем сведений о плотностях вод.

На основании вышеизложенной методики разработана компьютерная программа EXPRESS.

Следует отметить, что наличие массовых данных о плотностях закачиваемых и попутно добываемых с нефтью вод, а также проведенные расчеты по оценке доли закачиваемой воды в попутно добываемых рассолах по большинству обводнившихся залежей нефти (по программе KANAL) позволяет более точно решать поставленную задачу по программе EXPRESS. По целому ряду скважин оценка объемов формирующихся каналов по данной программе является единственной возможной из-за отсутствия или невысокого качества имеющихся гидрохимических данных.

Для сравнения получаемых результатов расчеты объемов вынесенного попутными водами галита проводились по компьютерным программам KANAL и EXPRESS с использованием как относительно малочисленных данных по химическому составу вод, так и массовых сведений по их плотностям.

При этом, такие расчеты проведены прежде всего по скважинам различных месторождений, которые лучше других охарактеризованы данными по химическому составу попутных вод (табл. 5).

Результаты проведенных расчетов, с одной стороны, позволяют судить об объемах формирующихся фильтрационных каналов при эксплуатации отдельных обводнившихся скважин, расположенных в пределах разных залежей, а с другой , представляют возможность оценить сходимость результатов, полученных при использовании различных методических подходов. Анализ материалов, приведенных в таблице, указывает на неплохую подтверждаемость результатов расчетов объемов вынесенного катагенетического галита по программам KANAL и EXPRESS в случае наличия достаточно большого количества (~ 10 и более) представительных гидрохимических данных. При недостатке сведений о химическом составе вод различия могут быть более существенными. Однако, следует признать, что в том и другом случае наиболее достоверные результаты могут быть получены по программе EXPRESS, т.к. она не только опирается на программу KANAL, но и использует гораздо большее количество первичного материала.



Таблица 5
Сопоставление данных расчета выноса галита по программам Express и Kanal

 

Количе- По программе Express По программе Kanal Рас-
    ство Объем Избыточ- Объем Избыточ- Объем хож-
NN Блок, анализов добытой ный вынесенного ный вынесенного дение,
скважин залежь или воды. галит, галита, галит, галита, %
    замеров тыс. м3 кг/м3  м3 кг/м3 м3  
Березинское
105 III бл. 78 112,373 83,24 4574,070 89,37 5229,305 14
133 III бл. 72 35,818 92,37 1561,663 76,62 1401,655 -10
Вишанское
101 п/с 197 837,047 29,82 9513,016 26,87 6887,449 -28
Дубровское
3 м/с 69 37,011 8,22 627,132 20,29 464,862 -26
8 м/с 86 10,542 -10,17 81,457 17,50 146,640 10
22 м/с 70 74,606 -6,86 196,160 15,36 520,328 -38
33 м/с 61 50,484 -6,60 348,797 12,91 325,107 -7
Золотухинское
51 п/с 81 65,770 1,56 1066,486 36,76 1230,107 15
Осташковичское
2 м/с 237 1243,208 11,44 12910,097 15,82 15561,747 21
32 м/с 280 2234,947 49,04 62291,796 52,81 87807,194 41
51 м/с 209 959,588 22,09 13725,626 10,82 12763,428 -7
Полесское
1 м/с 151 21,754 109,10 1240,461 101,72 1113,036 -10
Речицкое
157 п/с 274 1906,635 44,34 37800,407 37,01 41620,024 10
166 п/с 236 1459,621 25,96 13120,825 18,73 13285,525 1
Южно-Осташковичское
137 м/с 249 762,132 32,76 12755,695 39,20 9489,658 -26
174 м/с 102 154,037 65,55 6361,089 53,75 6106,605 -4
191 м/с 203 619,326 99,88 29975,772 72,66 24795,149 -17

Использование вышеописанной экспресс-методики, с одной стороны, существенно расширяет область применения практически невостребованных данных по плотностям закачиваемых и попутно добываемых вод, а с другой будет способствовать повышению качества и достоверности контроля за процессом разработки подсолевых и межсолевых залежей нефти и принятию оперативных технологических и управленческих решений.

В заключение следует отметить, что вышеописанные подходы могут быть применены не только в Припятском прогибе, но и в ряде других нефтедобывающих регионов (Иркутский, Триасовый, Мичиганский и др.), продуктивные породы-коллекторы нефтяных месторождений которых содержат катагенетический галит.


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. 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.
  6. Порошин В.Д. Гидрогеохимическая оценка масштабов катагенетического галитообразования в отложениях соленосных осадочно-породных бассейнов и ее практическое значение // ДАН Беларуси. - 1996. - Т. 40. -№ 6. - С. 100-104.
  7. Порошин В.Д. Ионно-солевой состав вод эвапоритсодержащих осадочных бассейнов в связи с поисками, разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений // Автореферат докторской диссертации. - М.: ГАНГ. - 1997, - 44 с.
  8. Порошин В.Д., Хайнак В.П. Гидрохимические методы контроля за формированием фильтрационных каналов в процессе разработки нефтяных месторождений Беларуси // Минерально-сырьевая база Республики Беларусь: состояние и перспективы. – Минск: БелНИГРИ. – 1997. - С. 189-191.
  9. 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.
  10. Порошин В.Д., Муляк В.В. Изменение емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород при разработке нефтяных месторождений Беларуси // Э.И. Сер. Нефтепромысловое дело. - М.: ВНИИОЭНГ. - 1987. -Вып. 9. - С. 1-4.
  11. А.С. 1130689 СССР МКИ5 Е 21 В 47/00. Способ контроля формирования фильтрационных каналов в процесе разработки нефтяной залежи / Санников В.А., Порошин В.Д., Оноприенко В.П., Муляк В.В. // Открытия. Изобретения. - 1992, - Бюл. №9.
  12. Порошин В.Д., Хайнак В.П. Взаимодействия в системе порода-вода при разработке залежей нефти в подсолевых и межсолевых отложениях (на примере Припятского прогиба), // Литология и полезные ископаемые. – 2000. - № 5. – С. 544-553.
  13. Постседиментационные изменения карбонатных пород и их значение для историко-геологических реконструкций / Под ред. В.Г. Кузнецова. - М.: Наука, 1978. – 328 с.
  14. Карцев А.А., Дмитриевский А.Н., Порошин В.Д. и др. Использование результатов литогидрогеологических исследований при поисках нефти и газа (на примере Припятского прогиба и некоторых регионов Сибирской платформы) // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. - Вып. 7. М.: ВИЭМС. - 1989. – 36 с.
  15. Чернорубашкин А.И. Изучение механизма движения нагнетаемой воды с помощью индикаторов в трещиноватых коллекторах // Нефтепромысловое дело. - 1979. - № 10. – С. 5-6.
  16. Чернорубашкин А.И., Макеев Г.А., Гавриленко Г.А. Применение индикаторных методов для контроля за разработкой нефтяных месторождений. // Обзор. Сер. «Нефтепромысловое дело». - Вып. 5 (94). , - М.: ВНИИОЭНГ, 1985. – 40 с.
  17. Порошин В.Д., Стадник Е.В. Использование результатов изучения ионно-солевого состава пластовых вод в комплексе поисковых работ на нефть и газ в регионах мощного развития соленосных толщ // Геологические методы поисков и разведки месторождений нефти и газа: Обзор. - М.: ВИЭМС. - 1987. - 44 с.
  18. ПОДРИСУНОЧНАЯ ПОДПИСЬ

    Рис. 1. Зависимость разности кальций-магниевого коэффициента пластовых и попутных вод нефтяных месторождений Беларуси от кальций-магниевого соотношения пластовых вод.


    Нефтяные залежи подсолевого (1) и межсолевого (2) комплексов.

Авторы: 

Тематические разделы: