Гидрогеологические аспекты разработки залежей нефти и газа

С.Б. Вагин

Глава из монографии: «Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов» М. –Изд-во «Нефть и газ».-2002. Авторы: И.П.Чоловский, М.М.Иванова, И.С. Гутман, С.Б. Вагин, Ю.И. Брагин.

2.1. Промысловая классификация вод

Воды, находящиеся в нефтяных и газовых место­рождениях, в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам, кото­рые служат объектами разработки (рис. 114).

Рис. 114. Схема классификации вод нефтяных и газовых месторождений

Выделяются следующие группы вод: грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта), тек­тонические, техногенные. Группы подразделяются на подгруп­пы. В продуктивном пласте внутри самой залежи нефти и газа содержится остаточная вода, т.е. вода, оставшаяся в пустотном пространстве коллектора после заполнения его нефтью или га­зом. Это в основном прочносвязанная, рыхлосвязанная и сты­ковая вода.

К промежуточной относится вода, насыщающая слои и линзы внутри залежи, являющейся единым объектом эксплуатация. Вода в продуктивном пласте, находящаяся под залежью в пре­делах внешнего и внутреннего контуров нефтеносности (газоносности), относится к нижней краевой. В случае, когда залежь водоплавающая, вода обычно называется подошвенной.

Вода, находящаяся за внешним контуром нефтеносности (газоносности), именуется законтурной. К верхним краевым от­носится вода, находящаяся в пласте, содержащем залежь, и за­легающая выше залежи. Случай довольно редкий. Воды водо­носных горизонтов, залегающих выше продуктивного пласта, обычно называют верхними, а ниже — нижними. Это название условное, так как в многопластовом месторождении один и тот же водоносный горизонт может быть нижним по отношению к расположенному выше продуктивному пласту и верхним по от­ношению к залегающей ниже продуктивной толще.

К тектонической относится вода, внедряющаяся в продук­тивный пласт по тектоническим нарушениям. Вода, попадаю­щая в нефтеносный (газоносный) пласт, в результате процессов, связанных с бурением скважин, их ремонтом, а также с разра­боткой месторождения (закачка вод для поддержания пластово­го давления, введение различных растворов при других методах воздействия на пласт и т.п.), называется техногенной.

Выделяют также конденсатогенные воды, впервые описан­ные Б. И. Султановым (1961) в Азербайджане, а позднее изу­ченные А. М. Никаноровым и Л. Н. Шалаевым (1972), а также В. В. Коллодием (1975). Образование конденсатогенных вод многие исследователи связывают с конденсацией паров воды в процессе формирования (или переформирования) скоплений углеводородов за счет вертикальной миграции флюидов снизу из зон с более жесткими термобарическими условиями. Отме­чено, что под залежью образуется слой маломинерализованных конденсатогенных вод, толщина которого может быть незна­чительной, но может достигать и нескольких сотен метров. Так, по данным А. М. Никанорова, слой конденсатогенных вод на Старогрозненском нефтяном месторождении составляет 300— 400 м. Минерализация конденсатогенных вод на Старогроз­ненском месторождении равна 11—16 г/л, на Эльдаровском — 7—15 г/л, в то время как минерализация пластовых вод превы­шает 40 г/л. Существенно различаются и составы воды. Если Пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу, то конденсатогенные — к сульфатно-натриевому или гидрокарбо-натно-натриевому.

При разработке конденсатных месторождений образуют конденсационные воды, накапливающиеся в сепарационнъ установках. По мнению В. И. Петренко (1995), в течение дли тельного периода разработки газоконденсатных залежей полу чают маломинерализованные конденсационные воды в виде сме си двух типов вод — первичных и вторичных конденсационных Последние именуют дистилляционными. Кроме того, выделя­ются эпиконденсационные воды, образующиеся в газоконден­сатных залежах в результате конденсации паровой фазы воды сопровождающей ретроградную конденсацию тяжелых углево­дородов при снижении пластового давления.

Нередки случаи и повышения солености законтурных вод. Это может быть связано с приуроченностью залежей нефти и газа к застойным гидрогеологическим зонам.

Повышение минерализации и хлоридности вод отмечено в залежах литологического типа, залежах заливообразных, харак­терных для майкопских отложений Кубани, залежах стратигра­фического типа, приразломных ловушках, описанных Г. М. Су­харевым (1971) и т.п.

Знание химического состава и минерализации пластовых, подошвенных и законтурных вод до начала разработки позволя­ет использовать эти данные для контроля за процессом эксплу­атации нефтяных и газовых месторождений.

2.2. Учет гидрогеологических условий при освоении залежей нефти и газа

Гидрогеологические условия имеют важное зна­чение в формировании и распределении давлений в земной коре. При поисково-разведочных работах необходимо знание условий проводки скважин, связанных с пластовым давлением в нефте-газоводоносных комплексах. Правильно выбранная технология бурения и вскрытия водоносных горизонтов позволяет предуп­редить возможные осложнения — выбросы, провалы инструмента, поглощение промывочных жидкостей и т.п.

При разработке залежей нефти и газа также важны сведения о пластовых давлениях в продуктивных и водоносных горизон­тах, так как они регламентируют процесс освоения месторождения — отбор нефти и газа, характер заводнения, объемы закачи­ваемых жидкостей или газов в продуктивные пласты, выбор объектов для захоронения промстоков и т.п.

А.А. Карцевым (1980) предложены классификация гидроди­намических систем (ГГДС) (табл. 3.1) и принципиальная схема генетических соотношений между гидрогеологическими услови­ями и параметрами, характеризующими пластовое давление в нефтегазоносных комплексах.

В соответствии с этой классификацией в элизионной систме геостатического (литостатического) типа выделяются развивающиеся и вырождающиеся ГГДС. К развивающейся следует относить геогидродинамическую систему, находящуюся в оса дочном бассейне, испытывающем интенсивное прогибание накопление покрывающих толщ. Возникновение и поддержа­ние величин пластовых давлений в этом типе ГГДС происходят в результате гравитационного уплотнения вмещающих толщ Гравитационное уплотнение как основной фактор возникнове­ния и сохранения сверхгидростатического пластового давления проявляется и в современных условиях, например, в областях интенсивного прогибания.

В.М. Добрынин и В.А. Серебряков (1978) на примере За­падного Предкавказья показали, что современные величины сверхгидростатического давления коррелируются со скоростью осадконакопления. Распространение сверхгидростатического давления характерно и для песчаных прослоев и линз в глини­стых толщах, например, в майкопской свите в пределах Вос­точного Предкавказья. В соленосных толщах встречаются зоны со скоплениями рапы, также характеризующиеся избыточным давлением. Зоны рапопроявления выявлены при проходке сква­жинами толщ солей в Прикаспии, Средней Азии и других рай­онах. В развивающихся геостатических ГГДС создаются сверх­гидростатические давления, превышающие условные гидроста­тические в 1,1 раза в краевых зонах и в 2,0 раза в наиболее погруженных частях нефтегазоносного бассейна. Если процесс прогибания в осадочном бассейне продолжается и геостатичес­кая ГГДС погружается на большую глубину в зону высоких дав­лений и температур (100—150"С и выше), то она превращается в элизионную термодегидратационную ГГДС, для которой так­же характерны сверхгидростатические давления рплу.г от 1,2 до 2,0 и выше.

Сверхгидростатические давления характерны и для геодина­мических ГГДС. В возникновении и поддержании величин пла­стовых давлений в системах этого типа решающая роль принад лежит геотектоническим давлениям стрессового характера. Он типичны для тектонически активных, высокосейсмических о ластей. Критерием отнесения ГГДС к этому типу является отношение рплу.г выше 2,0. Существовать они могут в условиях хорошей изоляции. При образовании проводящих тектонических разломов и разгрузке вод, а также других видов дренирования водоносных горизонтов происходит снижение давления вплоть до величины условного гидростатического. Для инфильтрационных систем с высокогорными зонами создания напоров ГГДС характерны также величины отношения рплу.г, значительно пре­вышающие единицу.

Для инфильтрационных водонапорных систем с низкогор­ными и равнинными зонами создания напора при достаточном питании ГГДС присущи величины отношения рплу.г, близкие к единице, т.е. пластовые давления примерно соответствуют ус­ловному гидростатическому давлению. Бывают случаи, когда вследствие плохих коллекторских свойств и недостаточного пи­тания водоносных горизонтов пластовые давления в них ниже условных гидростатических.

К геостатическим вырождающимся относятся ГГДС, в кото­рых процесс компрессии осадков давно закончился, и в резуль­тате дренирования водоносных горизонтов нарушена изоляция пластов. Такие ГГДС деградируют, пластовые давления в них могут падать ниже величин условных гидростатических давле­ний. Для этого типа ГГДС характерны величины pплу.г или близкие к единице, или еще меньше. В пределах некоторых во­донапорных систем могут создаваться зоны с пластовым давле­нием ниже условного гидростатического, т.е. рплу.г меньше еди­ницы. Такое явление имеет место в областях развития тектони­ческих растяжений. Ю.И. Яковлевым и Р.Г. Семашевым на материалах по Восточной Сибири выделены природные водона­порные системы депрессионного типа. Механизм образования таких систем заключается в частичном поглощении (засасыва­нии) вод из осадочного чехла в раздробленные породы разломных зон верхней части фундамента.

Техногенные ГГДС возникают внутри природных систем при отборе нефти и газа на естественных режимах, а также при ис­кусственных мероприятиях по поддержанию пластового давле­ния, связанных с закачкой в подземные резервуары газов и жидко­стей в процессе разработки. В первом случае при добыче неф­ти и газа на естественных режимах в продуктивных пластах рплу.г может сохраняться равным 1 или создаваться дефицит Давления (рплуг < 1) при интенсивном отборе углеводородов.

Для второго случая характерны величины отношения рплу.г превышающие 1,0, иногда достигающие 1,2 при интенсивной закачке воды.

Таким образом, при бурении в случае, если рпл/ руг равно 0,9 или меньше, возможны поглощения. Нормальные условия про­водки скважин создаются при рплу.г, изменяющемся в диапа­зоне величин от 0,9 до 1,4. Осложнения в виде водопроявлений и выбросов могут наблюдаться при рплу.г, равным 1,4—2,0 и более.

2.3. Гидрогеологические условия проявления

различных режимов нефтегазоносных пластов

Залежи нефти и газа являются элементами при­родных водонапорных систем, поэтому их пластовая энергия обусловлена давлениями, существующими в этих системах и продуктивных горизонтах. Влияют и другие источники энергии, связанные с газонасыщением вод и нефти, деформацией пород и т.д. В чистом виде все режимы проявляются редко. В процессе разработки залежи в зависимости от характера проявления ис­точников пластовой энергии могут осуществляться последова­тельно и несколько режимов.

С гидрогеологической точки зрения по характеру доминиру­ющего источника энергии основное внимание следует обратить на естественный жестководонапорный, упруговодонапорный и газовый режимы.

При жестководонапорном режиме основным видом энергии является напор краевых вод, которые внедряются в залежи нефти и могут полностью компенсировать в объеме залежи от­бираемое количество нефти и попутной воды. Такой режим характерен для залежей нефти, приуроченных к природным во­донапорным системам инфильтрационного типа, преимуще­ственно с высокогорными зонами создания напора. Для этого режима свойственны хорошая гидродинамичная связь залежи с законтурной частью пласта, наличие высоких скоростей под­земного потока и большие гидравлические уклоны. При этом возможны и смещения залежей по направлению движения пластовых вод.

Наиболее наглядно это можно проиллюстрировать результа­тами исследований В.Н.Корценштейна (1960), проведенными Б Центральном Предкавказье по хадумскому горизонту, содер­жавшему крупные газовые залежи, такие, как Северо-Ставро­польское, Кугультинское, Расшеватское и др. Уникальность этих исследований заключается в том, что все результаты замеров ста­тических уровней (более чем в 100 скважинах) получены до на­чала разработки газовых залежей, в условиях ненарушенного естественного жестководонапорного режима. На карте хадумского водоносного горизонта (рис. 115) показаны гидроизопьезы, свидетельствующие о движении подземных вод с запада — юго-запада на северо-восток. В результате влияния потока пласто­вых вод газовые залежи смещались по направлению потока. Величины смещения были разными и определялись в профильных сечениях, указанных на рис. 115, а. Так, на Северо-Ставрополь-ском месторождении, профильный разрез I—I которого показан на примере рис. 115, б, величина смещения залежи по вертикали составила 55 м, на Сенгелеевском — 70, Расшеватском — 30— 35, Кугультинском — 35—40 м.

В инфильтрационных водонапорных системах этого типа в результате интенсивного водообмена и промытости пластов воды обычно обладают низкой минерализацией. Подобный режим выявлен также в залежах караган-чокракских отложений Тарс-ко-Сунженского бассейна в Восточном Предкавказье и верхних горизонтах межгорных бассейнов Скалистых гор США.

При упруговодонапорном режиме нефть, газ и вода, которые отбираются из пласта, замещаются водой, поступающей за счет расширения сжатой в водонапорном комплексе воды и частич­но породой, вследствие падения давления в области эксплуата­ционных скважин. Упруговодонапорный режим проявляется в различных гидрогеологических условиях. Им могут обладать за­лежи, приуроченные к природным водонапорным системам ин-фильтрационного типа с холмистыми и равнинными зонами создания напора, имеющие слабую гидродинамическую связь с областью питания вследствие большой удаленности от нее. Этот режим проявляется при небольших скоростях естественного под­земного потока и небольших гидравлических уклонах. Существен­ное значение имеют и размеры залежи. При больших размерах залежей и невысокой проницаемости коллекторов, а также при изолированности залежей от водоносной части пласта основной формой энергии будут упругие свойства флюидов и породы.

Рис. 115. Смещение хадумских газовых залежей в результате движения подземных вод (по В. Н. Корценштейну, с сокращениями):

а — изопьезы хадумского горизонта; б — газовые залежи: 1 — Ивановс­кая, 2 — Кугультинская, 3 — Безопасненская, 4 — Расшеватская, 5 — Северо-Ставропольская, 6— Пелагиадинская, 7— Казинская, 8— Сен-гилеевская. Профили залежей: I—Г (Северо-Ставропольская); II—II' (Сен-гилеевская); III—III' (Расшеватская); IV—IV (Безопасненская); V—V (Ку­гультинская)

Химический состав и минерализация вод могут быть различ­ными. Однако обычно преобладают высокоминерализованные воды (рассолы) хлоридно-кальциевого типа. Упруговодонапорный режим характерен для залежей, приуроченных, например, к геостатическим вырождающимся ГГДС с пластовыми давлениями, близкими к условным гидростатическим. В элизионных геостати­ческих развивающихся ГГДС со сверхгидростатическими давле­ниями в процессе разработки залежей отмечается быстрое сни­жение пластовых давлений, но все же при этом обеспечиваются более высокий коэффициент извлечения нефти и более интен­сивный темп разработки (М. М. Иванова, И. П. Чоловский, 2000).

При газовых режимах воды неподвижны и отбор нефти и газа, а частично и попутных вод происходит за счет расширения газа. Газовые режимы характерны для залежей, содержащих раство­ренный, свободный и окклюдированный газ в нефти, приуро­ченных к водонапорным комплексам небольших размеров и ха­рактеризующихся небольшими скоростями подземного потока.

При отсутствии значительного количества газа и изолиро­ванности от воды в залежи нефти возможен гравитационный режим. Основным источником энергии, продвигающим нефти к забоям скважин, является действие силы тяжести.

Таким образом, для прогноза возможных режимов нефтегазоводоносных пластов по гидрогеологическим данным необхо­димо изучение типа и строения водонапорных систем, а также их взаимосвязи в нефтегазоносном бассейне. Существенное зна­чение имеют определение наличия или отсутствия тектоничес­ких нарушений, разделяющих залежи на блоки, установление гидравлической связи этих частей залежи с законтурной зо­ной. Важное значение имеет и определение положения зон создания напора и очагов разгрузки, гидрохимической харак­теристики пластовых вод, гидродинамических градиентов и т.п. Все эти данные могут быть взяты за основу прогнозирования режимов залежей.

2.4. Использование гидрогеологических данных при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений

При проектировании разработки гидрогеологичес­кие данные позволяют уточнить энергетические характеристики нефтегазовых залежей, наличие или отсутствие гидравлической сообщаемости продуктивных горизонтов между собой, опреде­лить влияние разработки залежи на соседние месторождения, приуроченные к единой водонапорной системе и т.п.

При проектировании разработки существенное значение имеет Установление гидродинамической связи залежей нефти и газа с законтурной водоносной зоной, так как эти условия в ряде слу­чаев определяют выбор методов воздействия на пласт и техно­логию разработки залежей углеводородов.

Имеются многочисленные примеры, когда залежи изолированы от пластовых вод кальцитовым цементом и битумом. Толщина битумизированной зоны может достигать нескольких мет ров, но может составлять и сотни метров. Такой слой битума и является экраном, запечатывающим залежь от водоносной час­ти коллекторов. Подобное явление отмечено в залежах, при­уроченных к карбонатным коллекторам Куйбышевского По­волжья, к рифогенным карбонатным массивам артинского возраста в Предуральском краевом прогибе, в турнейских по­родах Большикинельского вала в Оренбургской области, в за­лежах с песчаными коллекторами в Азербайджане и в ряде дру­гих районов.

В начальный период разработки связь таких залежей с за­контурной зоной крайне незначительна и она начинает прояв­ляться лишь при очень больших перепадах давления. Изучение гидродинамической связи залежей нефти необходимо и на ста­дии проектирования и в последующем в процессе разработки. Об изолированности или взаимосвязи залежей и пластовых вод можно судить, анализируя динамику пластового давления в экс­плуатационных и пьезометрических скважинах (метод гидропрос­лушивания). Такие исследования были проведены Ю. П. Гаттенбергером и В. П. Дьяконовым в 1963—1965 гг. в начале освоения нефтяных месторождений Западной Сибири.

Так, на Мегионском месторождении по пласту БВ8 исследо­вались три пары скважин, расположенных на западном и вос­точном крыльях структуры. Импульс давления создавался пос­ледовательным пуском и остановкой трех нефтяных скважин. Для улавливания импульса были оборудованы две законтурные пьезометрические скважины. Давления в них регистрировались с помощью устьевых дифференциальных манометров. Было ус­тановлено, что импульс давления регистрируется через 4—5 су­ток при расстоянии между скважинами 1,7—2,3 км. Гидропрос­лушивание показало, что при прохождении волн давления че­рез область водонефтяного контакта каких-либо аномальных отклонений не происходит, т.е. нефтяная и водная зоны пласта БВ8 гидродинамически связаны между собой. Аналогичные ис­следования были проведены и по другим месторождениям За­падной Сибири и затем учтены в соответствующих проекта разработки.

Метод гидропрослушивания, наряду с использованием дан­ных о химическом и газовом составах вод, может с успехом при­меняться и для выявления сообщаемости различных пластов в вертикальном разрезе единого месторождения. Те же исследова­тели (Ю.П. Гаттенбергер и В.П. Дьяконов, 1964 г.) во время опытной эксплуатации Усть-Балыкского месторождения в За­падной Сибири установили гидродинамическую связь между пластами БС1 и БС2-3, хотя никаких признаков литологических окон в глинистых породах раздела между ними до этого обнаружено не было. Гидропрослушивание было проведено в центральной части месторождения между двумя скважинами (рис. 116), вскрывшими пласт БС1 (скв. 62) и пласт БС2-3 (скв. 80). В скв. 80, вскрывшей пласт БС2-3, создавали импульс давления — скважину пускали в эксплуатацию, а затем закры­вали. Между двумя скважинами установлено четкое взаимо­действие, зафиксированное понижением, а затем ростом дав­ления. Факт наличия гидравлической взаимосвязи пластов Усть-Балыкского месторождения подтвердился позже в процессе раз­работки.

Важность выявления гидравлической связи между продуктив­ными горизонтами газоконденсатных месторождений, приуро­ченных к единой водонапорной системе, подтверждается исследованиями В. В. Савченко (1994), проведенными на Северном Кавказе. Так, на Ленинградском газоконденсатном месторожде­нии при анализе разработки залежей отдельных эксплуатацион­ных объектов установлена их взаимосвязь не только в газонасы­щенной части пласта, но и за ее пределами.

Рис. 116. Выявление гидродинамической связи пластов в разрезе месторождения (кривая изменения устьевого давления в скв. 62 пласта БС, от пуска и остановки

скв. 80 пласта БС2+3 Усть-Балыкского месторождения),

по Ю. П. Гаттенбергеру, В. П. Дьяконову:

1 — пуск в эксплуатацию скв. 80,  2 — остановка скв. 80

Следствием такой взаимосвязи являются расширение зале­жей, не введенных в разработку, снижение в них пластового дав­ления, возможность прорыва газа расширяющейся залежи в во-донасыщенную часть, уход газа в вышележащие горизонты. Та­ким образом, неучет факта взаимодействия продуктивных гори­зонтов может значительно осложнить разработку газовых место­рождений и привести к снижению конечной газоотдачи. Для проектирования разработки большое значение приобретает оцен­ка энергетических возможностей того или иного режима. Ввиду того, что упругая стадия проявляется при всех режимах, суще­ственное значение имеет определение упругого запаса жидкости в пласте. Под упругим запасом жидкости в пласте понимается количество жидкости, которое извлекается из пласта при сни­жении давления за счет объемной упругости самого пласта. Уп­ругий запас характеризует потенциальные возможности добычи жидкости из пласта при заданном снижении давления. Упругий запас жидкости в пласте определяется по формуле, предложен­ной В. Н. Щелкачевым:

  ,

где ΔV3, — упругий запас жидкости внутри объема пласта Voпри снижении давления на величину Δp, м3; m — пористость пласта; βж — коэффициент сжимаемости жидкости, МПа-1; βc — коэффициент сжимаемости породы, МПа-1; Δp — заданное из­менение пластового давления, МПа.

Величина коэффициента сжимаемости пластовых вод заклю­чена в пределах от 2,7-10-5 до 5,0·10-5  МПа-1, но при значительной газонасыщенности она может в несколько раз увеличиваться.

Объем пласта, в котором снижается давление, может быть найден по данным пьезометрических скважин, удаленных на раз­личные расстояния от разрабатываемой залежи. Материалы по замерам уровней в пьезометрических скважинах позволяют  оценить величину радиуса воронки депрессии, в пределах которой определяются объем пласта Vo и среднее снижение пластового давления.

Данные об упругом запасе можно использовать для прогноза процесса разработки залежи и определения мер воздействия на пласт.

Большое значение имеют гидрогеологические материалы для вычисления коэффициента возмещения (KB), предложенного А. Л. Козловым и Е. М. Минским. Этот коэффициент также характеризует режимы нефтегазоносных пластов. Его вычисля­ют по формуле:

,

где V1 — объем жидкости, поступающей в депрессионную зону в результате перепада давления между скважиной (или группой скважин), эксплуатирующей пласт, и контуром питания; V2 — упругий запас жидкости в пласте, м3; Qж+г — извлекаемый объем жидкости и газа, м3.

Величину V1 определяют исходя из заданного перепада давле­ния между скважиной (группой скважин) и контуром питания и значения заданного радиуса воронки депрессии по формуле Дарси. Для ее вычисления необходимо знать проницаемость кол­лектора, вязкость воды в пласте и пластовое давление (или при­веденный статический уровень) на внешнем контуре воронки депрессии (условном контуре питания). Упругий запас жидко­сти в пласте V2, рассчитывают по формуле В. Н. Щелкачёва. При заводнении необходимо учитывать объем воды, закачанной в пласт — V3.  В этом случае формула будет иметь вид:

Теоретически величина KB может колебаться от единицы при жестководонапорном режиме до нуля при газовом режиме. При значениях KB, меньших единицы, но больших нуля, вода может поступать в залежь и за счет подземного потока и за счет упру­гих сил, т.е. может быть упруговодонапорный режим или сме­шанные формы водонапорного и упругого режимов.

Таким образом, KB рассчитывают с использованием гидрогеологических материалов и, прежде всего, карт гидроизопьез (гидроизобар) и учитывают при характеристике режима и составлении проекта разработки.

Многолетний опыт разработки групп месторождений свиде­тельствует о наличии взаимосвязи залежей нефти и газа, даже находящихся на значительном расстоянии друг от друга. Поэто­му актуальным стало рассмотрение условий разработки групп нефтяных, и особенно газовых, месторождений как единого це­лого. Такие исследования проводились в Краснодарском крае в Западном Узбекистане и других районах.

При комплексном проектировании разработки групп место­рождений роль гидрогеологических исследований особенно зна­чительна.

Важной задачей гидрогеологических исследований в процес­се проектирования разработки залежей нефти является выбор водоисточников для закачки воды в продуктивные горизонты в целях поддержания пластового давления. Для закачки в нефтя­ные пласты используют воду различных водоисточников (рек, озер, морей, подземных водоносных горизонтов), воду, добыва­емую попутно с нефтью из нефтяных пластов, а также сточную воду промышленных производств. Проще и, казалось бы, де­шевле использовать воду речную или озерную. Однако это мо­жет привести к истощению водных ресурсов, особенно в за­сушливых районах. К тому же поверхностные воды содержат большое количество взвешенных частиц, растворенный кисло­род, а также сульфатредуцирующие бактерии, что может приве­сти к сероводородному заражению и образованию нераствори­мых осадков.

Кроме того, установлено (Э. М. Халимов, 2001 г.), что нефте­отдача пластов при закачке пресных вод ниже по сравнению с нагнетанием пластовых минерализованных вод. Известно, что одним из факторов, влияющих на извлечение нефти, является нефтевымывающая способность вод, которая зависит от состава нефтей, солевого состава вод и от содержания поверхностно-активных веществ в водах и нефтях. Опыт заводнения на ряде нефтяных месторождений показывает, что с применением в качестве нефтевымывающего агента минерализованных вод коэф­фициент вытеснения нефти становится выше на 5—10 %, чем при закачке пресных вод. Сейчас при закачке применяют мине­рализованные воды как нижних, так и верхних водоносных го­ризонтов. Так, в Среднем Приобье на ряде месторождений воду получают из альб-сеноманских отложений, которую затем зака­чивают в продуктивные пласты неокома. Широко используются попутные воды нефтяных промыслов и сточные воды промыш­ленных предприятий. Добыча попутной воды по мере эксплуа­тации месторождения постоянно возрастает, поэтому ее исполь­зование в системах заводнения нефтяных месторождений явля­ется перспективным направлением, так как способствует утили­зации попутных вод.

На проектной стадии при освоении нефтяного месторожде­ния целесообразно проводить предварительную оценку водонос­ных горизонтов и их потенциальных возможностей как водоис­точников. Выбранные наиболее перспективные горизонты тща­тельно опробуют и исследуют. С этой целью используют как ранее пробуренные, но не давшие притоков нефти и газа, так и специальные скважины. В них замеряют дебиты воды, опреде­ляют величины статических уровней, фильтрационные парамет­ры, температуру, отбирают пробы воды для изучения ее хими­ческого состава и водорастворенных газов, подсчитывают эксп­луатационные запасы водоносных горизонтов.

При выборе вод для закачки в продуктивные горизонты не­обходимо учитывать, что закачиваемая вода любого происхож­дения встречается с пластовой водой и вступает с ней во взаи­модействие, которое может привести к выпадению осадков и выделению газов. Это необходимо учитывать при законтурном и внутриконтурном заводнении. При идентичности химического состава вод, т.е. химической совместимости, реакции между ком­понентами растворов не идут. При химической несовместимос­ти закачиваемых и пластовых вод возможны следующие наибо­лее характерные реакции. Например, между сульфатом кальция закачиваемой воды (морской) и карбонатом натрия пластовой воды:

CaSO4 + Na2CO3 -> Na2SO4 + СаСО3 v;     (3.16)

между сульфатом магния закачиваемой воды (морской) и хло-Ридом кальция пластовой воды:

MgSO4 + СаС12 -> MgCl2 + CaSO4v;          (3.17)

между растворенным молекулярным кислородом закачивае мой воды (речной, морской и др.) и сероводородом пластовой воды:

1/2O2+ H2S > Н2О + S,                                 (3.19)

Эти реакции приводят к образованию осадков карбоната и сульфата кальция, а также свободной серы, кольматирующих и цементирующих поры, пустоты, трещины в породах, ухудшаю­щих фильтрационно-емкостные свойства продуктивных гори­зонтов.

При выборе водоисточников для заводнения необходимо учитывать возможности сероводородного заражения. Серово­дород может образоваться в результате взаимодействия суль-фатсодержащих закачиваемых вод (речных, озерных, морских) с нефтью при участии бактерий, заносимых с закачиваемыми водами. В этом случае идет образование сероводорода, вызыва­ющего коррозию металла и цемента. Это явление наиболее ши­роко проявляется на нефтяных месторождениях с интенсивной закачкой вод при значительном обводнении залежей и отмечено в различных нефтедобывающих районах (Арланское, Ромашкин-ское, Жетыбайское, Узеньское и другие месторождения). При обнаружении сульфатредуцирующих бактерий в водах, предла­гаемых для закачки в продуктивные пласты, следует проводить их обработку — стерилизацию, чтобы избежать образования сероводорода.

Для внутриконтурного заводнения нефтяных залежей Азер­байджана А.Р.Ахундовым сформулированы требования к каче­ству воды, которые могут учитываться при аналогичных работах и в других районах. Они предусматривают, что закачиваемая вода должна: обладать высокой нефтевымывающей способностью; по составу быть стабильной — при температуре пласта не давать осадка солей, быть близкой к пластовой; не иметь взвеси более 1 мг/л; не содержать различных солей, способных выпадать в осадки, не содержать глинистых частиц, нефти более 3—5 мг/л; ле обладать коррозионными свойствами. Перечисленные основ­ные требования к качеству воды предусматривают изучение при­родных вод различных водоисточников и изыскание необходимых методов обработки воды для доведения их до требуемых кондиций.

2.5. Гидрогеологические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений

Гидрогеологические данные, полученные в ре­зультате опробования продуктивных и водоносных горизонтов, в процессе разведки и освоения нефтяных и газовых месторож­дений могут быть представлены в виде разрезов, профилей, карт и графиков.

Для построения гидрогеологического разреза используются наиболее достоверные, типичные или средние анализы вод по отдельным горизонтам, данные о статических уровнях, составе водорастворенных газов, сведения о температуре и содержании микрокомпонентов, а также вся информация о подземных водах в виде различных коэффициентов, характеризующих специфи­ческие особенности вод продуктивных пластов.

В качестве примера приведен сводный гидрогеологический разрез Вуктыльского месторождения (рис. 117), описанный в разделе справочника «Воды нефтяных и газовых месторождений СССР», посвященном Тимано-Печерскому бассейну (Г. П. Лы­сенко, Н. М. Невская, 1989 г.).

При существенном изменении состава вод по площади про­дуктивного горизонта целесообразно построение гидрогеохи­мических карт для отдельных пластов. Такие карты позволяют Детально изучать изменения состава вод в зависимости от гео­логического строения, особенно при наличии зон выклинива­ния, стратиграфических несогласий, экранирующих тектони­ческих нарушений и т.п. Показательными могут быть карты, построенные до начала разработки и пополняющиеся данны­ми, уже полученными в процессе эксплуатации. Сопоставление таких карт дает возможность судить о характере обводне­ния залежи в процессе разработки.

Наряду с гидрогеологическим разрезом и гидрохимическими картами целесообразно построение гидрохимических профилей, особенно, если месторождение имеет сложное строение.

При построении гидрогеологических профилей используют всю информацию о составе подземных вод; сведения о минера­лизации, типах вод и т.п. Такие гидрохимические профильные разрезы были выполнены Г. М. Сухаревым (1956) для сложно-построенных нефтегазовых месторождений Терско-Сунженской области (Октябрьского, Гора-Горского, Вознесенского).

Рис. 117. Сводный гидрогеологический разрез Вуктыльского месторождения (изогипсы проведены по кровле артинских отложений).

1 — галька и валуны; 2 — песок и супесь; 3 — суглинок; 4 — песчаник и алевролит, 5 — глина и аргиллит; 6 — мергель; 7 — известняк; 8 — доломит; 9 — гипс и ангидрит; 10 — глинистость пород; 11 — стратиграфическое несогласие; 12 -  абсолютная отметка статического уровня в пересчете на пресную воду, м; на схеме месторождения; 13 — изогипсы кровли нижнепермских известняков, км; скважина; 15 — общий контур продуктивности; 16— линия разреза; на разрезе по линии I—I; 17 — водоупорный комплекс (основная покрышка на месторождении); 18 — газовая или газоконденсатная залежь; 19 — разрывные нарушения

Для наглядного изображения изменения состава вод, особен­но в процессе заводнения, используются различные графики, составленные по материалам отдельных скважин, графики зави­симости между отдельными геохимическими параметрами, пред­назначенными для выявления гидрогеохимических показателей отдельных горизонтов, свит, пачек.

Вся геологическая и гидрогеологическая информация позво­ляет составить геолого-гидрогеологическую модель месторожде­ния, которая уточняется в процессе освоения залежей. Исходя из знания этой модели, по существу, и составляется проект раз­работки и определяется технология добычи нефти и газа конк­ретных залежей.

Важной задачей, при решении которой используются данные ефтепромысловой гидрогеологии, является контроль за обвод­нением скважин и залежей в процессе разработки. При опреде­лении аварийных притоков вод в скважине сопоставляются дан­ные о составе вод, поступающих в нее, с составом вод эксплуати­руемых и вышележащих пластов. Различие в свойствах и составе исследуемой воды и вод пластов, эксплуатируемых данной сква­жиной, свидетельствует о наличии аварийного притока.

По сравнению с другими способами определения аварийных притоков, таких, как электрометрия, закачка изотопов и термо­метрия, гидрохимический метод отличается невысокой стоимо­стью и оперативностью.

Подобные исследования проводились на месторождениях Урало-Поволжъя В.И.Вищезеровым (1968). Так, на месторож­дении Красный Яр наблюдалось интенсивное обводнение сква­жин, ранее дававших чистую нефть.

Часть исследователей считала это обводнение естественным происходящим в результате замещения нефти пластовыми водя' ми. Однако химические анализы попутной воды показали, чТо во многих скважинах она значительно отличается от пластовой Детальные исследования подземных вод разреза отложений по­зволили установить, что попутная вода является посторонней и проникает в скважины через нарушения колонн вследствие се­роводородной коррозии последних.

Из 21 скважины, обследованной гидрогеологами, подверглись ремонту 11 скважин, и все они затем стали давать безводную нефть.

Гидрохимический метод определения притоков вод в сква­жинах возможен при детальном знании гидрогеологических по­казателей отдельных горизонтов, хорошей изученности свойств вод продуктивных пластов и изменения их по площади.

Гидрохимический метод контроля за обводнением залежей основан на наблюдениях за химическим составом вод, получае­мых в процессе разработки залежи нефти и газа. При разработке залежей углеводородов на естественных режимах обводнение происходит за счет продвижения краевых (подошвенных) вод. По изменению состава вод в отдельных скважинах во времени можно судить о темпе и направлении перемещения вод по пла­сту при его эксплуатации.

Гидрохимический метод контроля обводнения применяется при разработке газовых и газоконденсатных залежей, где обвод­нение за счет законтурных вод, сопровождаемое заменой полу­чаемой вместе с газом пресной конденсатной воды высокоми­нерализованной краевой, хорошо маркируется по резкому воз­растанию минерализации или хлоридности. Опыт разработки газоконденсатных месторождений Краснодарского края (Ленин­градское, Каневское, Челбасское) показывает, что гидрохими­ческий метод позволяет регулировать отборы газа, фиксиро­вать начало обводнения скважин и динамику их обводнения, уточнять положение газоводяного и водоконденсатного контак­тов в процессе разработки, контролировать прохождение кон­денсатной оторочки, намечать водоопасные направления, конт­ролировать качество ремонтно-изоляционных работ на месторож­дениях (Г. В. Россохин, И. А. Леонтьев, В. И. Петренко, 1979 г., В. И. Петренко и др., 1995 г.).

Гидрохимический метод контроля заводнения нефтяных за­лежей применялся П. К. Азимовым, И. Б. Розенбергом и изу­чался А. Р. Ахундовым, А. М. Никаноровым, Л. Н. Шалаевым. По составу попутной воды и изученным закономерностям сме­щения пластовой и нагнетаемой вод гидрохимический метод по­зволяет оценить скорость перемещения закачиваемой воды, оп­ределить ее долю в составе попутной и судить о путях ее пре­имущественного движения.

На основе работ ряда исследователей (А. Н. Огильви и др.), А. Р. Ахундов (1969) предложил формулу для определения про­порций двух смешивающихся вод в составе смесей:

,                                                   (3.20)

где X— содержание закачанной воды в составе смеси, %; А — содержание какого-либо компонента химического состава (на­пример, хлора) в пластовой воде, мг-экв/л; В — содержание того же компонента в закачанной воде, мг-экв/л; С — содержание того же компонента в смеси, мг-экв/л.

Формула справедлива для тех случаев, когда не происходит вторичных процессов, выпадения осадков, выделения газов и т.п.

В противном случае нарушается прямолинейная зависимость, так как часть ионов выводится из состава вод-смесей.

Для более точного решения задачи рекомендуется определять все главнейшие компоненты состава вод, а затем выводить сред­нюю величину X, т.е.:

 ,                                                                               

,                                             (3.21)

где Х1, Х2, ... Хn — содержания закачанной воды в составе смеси, определенные по отдельным компонентам (хлору, натрию и др.); n — число рассматриваемых компонентов.

Рис. 118. Карта распределения нагнетаемой воды в заводненном

объеме верхнемеловой залежи месторождения Карабулак-Ачалуки

по состоянию на 01.01.1964 г. (по А. М. Никанорову):

1 — изогипсы на кровле верхнемеловых отложений, м; 2— текто­нические нарушения; 3 — линии равного процентного соотноше­ния пластовой и нагнетаемой вод; скважины: 4 — добывающие, 5— нагнетательные; зоны с содержанием нагнетаемой воды в пла­стовой (% по объему): 6— от 0 до 50; 7— более 50

В качестве примера использования гидрохимического ме­тода контроля заводнения следует привести результаты ис­следования, проведенного А.М.Никаноровым (1977) на ме­сторождении Карабулак-Ачалуки. Нефтяная залежь в верхнемеловых отложениях месторождения Карабулак-Ачалуки приурочена к толще трещиноватых известняков толщиной около 300 м. Проницаемость обусловлена наличием трещин различной раскрытое™. Максимальная трещиноватость на­блюдается в сводовой части складки и на участках, примыка­ющих к тектоническим нарушениям, разделяющим залежь на пять блоков. Залежь подпирается водами хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 1100—1700 мг-экв/л. Начиная с 1959 г., началось нагнетание пресной воды в приконтурную зону пласта.

Результаты подсчета процентного соотношения вод плас­товых и закачиваемых в смеси использованы для построения карт заводненности коллектора. Пример такой карты показан на рис. 118, из которого видно, что внедрение закачиваемых вод в пласт происходит неравномерно.  Положение фронта нагнетания локализовалось вокруг нагнетательных скважин, со временем удаляясь от них на различные расстояния, зави­сящие от перепадов давления и фильтрационных свойств коллектора. Динамика процесса заводнения может быть просле­жена при сравнении таких карт, построенных на разные даты разработки. По разности заводненных объемов между каки­ми-либо датами определяется объем, заполненный нагнетае­мой водой в рассматриваемый период времени. По анализу состояния нагнетания, скоростям продвижения вод и поло­жению фронта нагнетания были сделаны рекомендации по ограничению отборов и закачки в некоторых добывающих и нагнетательных скважинах, т.е. конкретные рекомендации по регулированию разработки Карабулак-Ачалукского месторож­дения.

Гидрохимические методы контроля за обводнением и завод­нением залежей нефти отличаются технической простотой, боль­шой надежностью и экономичностью.

Авторы: 

Тематические разделы: