Гидрогеологические исследования, проведенные в процессе разведки и опытно-промышленной эксплуатации астраханского и карачаганакского месторождений

О.М. Севастьянов

В сб. «Актуальные проблемы нефтяной гидрогеологии» М., Наука, 1993. С.100-104.

Основные газоконденсатные залежи крупнейших месторождений Прикаспийской впадины — Астраханского (АГКМ) и Карачаганакского (КГКМ) — залегают на глубинах (соответственно) 3760—3980 и 3680— 5250 м. Они приурочены к сводам антиклинальных структур, сложенных карбонатными породами, возраст которых на АГКМ среднекаменно-угольный, а на КГКМ — позднедевонский, каменноугольный и ранне-пермский, по артинский век включительно. Залежи подстилаются и окон-туриваются мощными водонапорными системами в тех же отложениях. Покрышкой служат отложения кунгурского возраста, представленные каменной солью с подчиненными пластами сульфатных, карбонатных и терригенных пород. Они образуют соляные купола, мощность которых достигает 4000 м, и межкупольные впадины, где мощность кунгурского яруса сокращается до первых сотен и даже десятков метров.

Подземные воды в кунгурских отложениях встречаются в виде изоли­рованных линз. Надсолевые, преимущественно терригенные и в меньшей степени карбонатные отложения позднепермского, триасового, юрского, мелового, палеогенового и четвертичного возраста, обладают наиболь­шей мощностью (до 4300 м) и полнотой разреза в межкупольных мульдах. Здесь с ними связано множество этажно расположенных водоносных горизонтов и комплексов. Над соляными куполами из разреза выпадают верхняя пермь, частично или целиком триас и некоторые более молодые стратиграфические подразделения. Неизменно присутствуют четвертич­ные и неогеновые отложения, иногда палеогеновые и мезозойские, вклю­чая верхнюю часть разреза триаса. Общая мощность отложений над ку­полами 100—300 м. Соответственно сокращается число надсолевых водо­носных горизонтов.

В процессе разведки месторождений изучение гидрогеологических ус­ловий ограничилось исследованиями подошвенных и контурных вод ос­новной залежи, причем недостаточно полно. В пластовых водах не производилось определение иона калия — наиболее информативного компонента для их идентификации. Не изучались конденсационные воды газоконденсатной залежи, сведения о которых необходимы для разра­ботки методов гидрохимического контроля за обводнением газовых скважин. Подземные воды надпродуктивных отложений были изучены на глубину всего лишь 100—200 м от земной поверхности в связи с проблемой водоснабжения. К моменту ввода в опытно-промышленную эксплу­атацию на месторождениях оказалась неизученной в гидрогеологическом отношении огромная толща пород 3—4-километровой мощности. Поэто­му не была получена основа для реализации подземного захоронения промстоков, а также для контроля техногенной загазованности надпро­дуктивных отложений и борьбы с ней.

Недостатки гидрогеологической изученности на разведочном этапе были частично восполнены в процессе опытно-промышленной эксплуата­ции месторождений. На основе изучения химического состава техногенно-конденсационных вод и более углубленного исследования компонент­ного состава подошвенных вод разработаны методы гидрохимического контроля обводнения скважин АГКМ и КГКМ. За основной показатель принята концентрация К+, по величине которой можно зафиксировать самую раннюю стадию обводнения скважин.

На КГКМ химический состав вод газоконденсатной залежи (так назы­ваемых техногенно-конденсационных вод) изучен по результатам анализа вод, поступивших из залежи вместе с углеводородной продукцией при исследованиях эксплуатационных скважин через установку «Порта-Тест». Пробы воды имеют плотность 0,830—1,000 г/см3, общую минерализацию 0,39—8,08 г/л, содержание метана 1,4—65,0% об., калия 1,1—76,4 мг/л, принадлежат к гидрокарбонатно-натриевому, хлормагниевому, хлоркальциевому типам (по В.А. Сулину). Подошвенные воды, вскрытые в интер­вале глубин 5237—5333 м, характеризуются самоизливом с дебитом 1,9— 49,0 м3/сут, устьевым статическим давлением 2,390—3,303 МПа, плот­ностью 1,075—1,131 г/см3, общей минерализацией 101,7—194,5 г/л. Ион­ный состав вод хлоридный, натриевый, тип хлоркальциевый, содержание отдельных компонентов составляет (в мг/л): К 1000—1400, Вr 209—558, I 10-45, В 59—170, Sr 60—250,  Cl/Br = 158÷341.

Подошвенные воды АГКМ имеют плотность 1,038—1,062 г/см3, общую минерализацию 61,0—110,0 г/л и относятся к двум типам: хлор-кальциевому и гидрокарбонатно-натриевому. Преимущественным рас­пространением пользуются хлоркальцевые воды с содержанием (в мг/л): К 450--475, Вr 16,5—64,0, Li 18,3—26,3, Sr 54,1—272,5, F 0,6—1,7, В 40,0— 46,0, Cl/Br = 711÷3251. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа развиты ограниченно в виде маломощной мозаичной оторочки, подстилающей местами газоконденсатную залежь. Конденсационные воды залежи при­надлежат хлор-кальцевому и гидрокарбонатно-натриевому гидрохими­ческим типам, характеризуются средним содержанием К 3,1—4,6 мг/л и максимальным 24,0 мг/л, относительным содержанием Са менее 25%-экв., общей минерализацией 0,23—39,2 г/л.

На АГКМ и КГКМ особую группу составляют техногенно-конденсационные воды хлоркальциевого типа, содержащие продукты солянокислотных обработок (СКО) скважин. Для них характерно низкое (до 26 мг/л на АГКМ и до 80 мг/л на КГКМ) содержание К и повышенное (более 25%-экв.) относительное содержание Са. Нередко Са содержится 40— 80%-экв. при содержании Сl 72—93%-экв.

Автор разработал методику гидрохимического контроля за эксплуата­цией скважин АГКМ и КГКМ по концентрации К. Основное положение этой методики следующее. Если в пробе воды, выносимой с газом из сква­жин, концентрация К не превышает максимальных значений, свойствен­ных техногенно-конденсационным водам данного месторождения, значит примесь пластовой воды отсутствует. Повышение концентрации К свиде­тельствует о поступлении первых порций пластовой воды. По мере нарастания концентрации К оценивается доля пластовой воды в пробе (от 5 до 100% oб.), т.е. от первых порций до выноса чисто пластовой воды, что свидетельствует о полном обводнении скважины. В методиках содер­жатся также критерии идентификации фильтрата бурового раствора и продуктов СКО с использованием, кроме К, других компонентов и гид­рохимических коэффициентов.

Эксплуатация газоконденсатных месторождений невозможна без ре­шения проблемы обезвреживания жидких отходов (промстоков), которое наиболее рационально осуществлять путем подземного захоронения в глубокозалегающие надежно изолированные водоносные (поглощающие) горизонты. Поиски и разведка этих горизонтов проведены в процессе освоения и опытно-промышленной эксплуатации месторождений. Было признано, что водоносные комплексы подсолевых карбонатных отложе­ний, развитые под газоконденсатными залежами АГКМ и КГКМ, непри­годны для захоронения промстоков из-за большой глубины залегания и низких коллекторских свойств. Для этой цели перспективны надсолевые терригенные отложения в межкупольных мульдах, где чередуются в раз­резе пористые песчаные водонасыщенные пласты (резервуары) и глинис­тые водоупорные толщи (экраны).

На АГКМ зона затрудненного водообмена с минерализацией вод 120— 340 г/л развита ниже регионального водоупора акчагыльских глин. Сква­жины глубиной до 2200 м, пройденные до кровли кунгура, показали, что триасовый, среднеюрский и верхнемеловой водоносные горизонты не­пригодны для захоронения промстоков из-за низких коллекторских свойств. Верхнеюрский, неокомский и альбский водоносные горизонты, обладающие высокой приемистостью (204—545 м3/сут • МПа) и водопроводимостью (5,5—50,8 м2/сут • МПа) перспективны для захоронения промстоков. С 30. 06. 1987 г. осуществляется закачка промстоков в верх­неюрский горизонт в интервал 1528—1577 м через три нагнетательные скважины. Вышележащие неокомский (интервал 1392—1488 м) и альбс­кий (интервал 1218—1365 м) поглощающие горизонты являются резерв­ными. На 1. 07. 1990 г. (т.е. за 3 года) захоронено 178 500 м3 промстоков. Ежесуточно закачивается около 300 м3. Контроль по наблюдательным скважинам, ориентированным на водоносные горизонты от рабочего верхнеюрского до первого от поверхности земли хазарско-хвалынского, показал отсутствие перетоков захороняемых промстоков в вышележащие горизонты.

На КГКМ для захоронения промстоков перспективны песчаные резер­вуары триаса и татарского яруса верхней перми со средней проницае­мостью, соответственно, 430 • 10-15 м2 и 39 • 10-15 м2. Нагнетательные скважины, пробуренные в центре межкупольной мульды, совпадающим с центром месторождения, оборудованы под закачку промстоков в песча­ники татарского яруса в интервале 1800—1870 м. Пластовая вода здесь имеет минерализацию 281 г/л и непригодна для народнохозяйственного использования. Опытная закачка показала приемистость 360 м3/сут приустьевых давлениях 5—7 МПа, что обеспечит захоронение образующихся сейчас небольших объемов промстоков на установке комплексной подго­товки газа (УКПГ). В качестве резервных имеются триасовые поглощаю­щие горизонты, развитые в интервалах 1672—1790 и 1467—1525 м. В свя­зи с введением в строй новых УКПГ, строительством нефтеперерабаты­вающего завода и других объектов ведутся поиски поглощающих гори­зонтов непосредственно вблизи от этих новых источников промстоков.

В 1987 г. на КГКМ возникла техногенная загазованность надсолевых отложений, проявившаяся в виде газоводяных грифонов. Причиной ее является аварийное поступление газа и газоконденсатной залежи через недостроенную скважину 427 с забоем 3995 м и обсадной колонной, спу­щенной на глубину 996 м и нарушенной на глубине 280 м. Установлено наличие двух этажей техногенной загазованности: верхнего — от поверх­ности земли до 300 м и нижнего — в интервале 850—862 м. Для их лик­видации пробурено 32 разгрузочные скважины глубиной от 83 до 315 м и скв. 1001 глубиной 1250 м. На устье некоторых скважин отмечалось, избыточное давление 0,1—2,0 МПа, излив воды с дебитом до 140— 192 м3/сут, истечение газа и конденсата, которые сжигались на факелах. К настоящему времени уровень воды в большинстве скважин снизился до их естественного положения, но пять скважин продолжают газировать. Происходит постепенная дегазация верхнего этажа техногенной загазо­ванности. Разгрузочная скв. 101, пробуренная через год после аварии на скв. 427 в 625 м к северо-востоку от нее, вскрыла второй этаж техноген­ной загазованности в триасовых отложениях в интервале 850—862 м с пластовым давлением 13,1 МПа и устьевым статическим давлением 11,2 МПа. Из этой скважины, работавшей со средним дебитом газа 22,5 тыс. м3/сут, выпущено около 2 млн м3 газа. Пластовое давление снизилось до 9,6 МПа и не увеличилось за четыре месяца простоя, что говорит об отсутствии подпитки газом из более глубоких горизонтов.

Из вышеизложенного очевидна необходимость детального изучения геологического строения и гидрогеологических условий надпродуктивных отложений высоконапорных глубокозалегающих нефтегазоконденсатных месторождений на стадии их разведки.

***

Авторы: 

Тематические разделы: