Гидрогеологические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Гидрогеологические методы контроля разработки нефтяных и газовых месторождений

разрез гидрогеологический скважина

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.39), 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 сложнопостроенных нефтегазовых месторождений Терско-Сунженской области (Октябрьского, Гора-Горского, Вознесенского).

Рис. 39 - 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; 14 - 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 нефтепромысловой 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-Поволжья В.И.Вищезеровым (1968). Так, на месторождении Красный Яр наблюдалось интенсивное обводнение скважин, ранее дававших чистую нефть.

Часть исследователей считала это обводнение естественным, происходящих в результате замещения нефти пластовыми водами. 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 смешения 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:

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.:

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

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 раскрытости. 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.40, 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.

Рис. 40 - 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

Динамика процесса заводнения может быть прослежена при сравнении таких карт, построенных на разные даты разработки.

Однако для месторождений с подсолевыми и межсолевыми карбонатными коллекторами (Белоруссия), для которых характерны крепкие рассолы, а главное литогидрогеохимические процессы, метод Ахундова неприменим. В.В.Муляк и В.Д.Порошин (2004 г.) предложили использовать новые методы и компьютерную программу «KANAL», учитывающие масштабы происходящих литогидрохимических процессов. Для определения долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах необходимы сведения об общей минерализации пластовой (М_пл), закачиваемой (М_з) и извлекаемой совместно с нефтью (М_поп) воды:

Х = (М_пл - М_поп)/(М_пл - М_з)

где Х - доля закачиваемой воды в попутно добываемой. При этом учитывается, что общая минерализация попутно извлекаемых рассолов определяется не только смешением пластовых и закачиваемых вод, но и растворением галита:

М_поп = М'_поп + М_изб

где М_поп - минерализация попутных рассолов, сформировавшаяся за счет смешения пластовых и закачиваемых вод; М_изб - избыточная величина общей минерализации, связанная с растворением галитовых выполнений. В связи с этим для оценки степени разбавления пластовых рассолов закачиваемыми водами, а также для других расчетов вместо М_поп следует использовать М'_поп.

Массу растворенных галитовых выполнений определяют с учетом сведений о содержании в попутной воде избыточного натрия:

Na_изб = Na_поп - Na_теор

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

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

Для исключения влияния растворенного галита на точность расчетов проводится 8-10 итераций. Все эти расчеты выполняются по программе «KANAL».

На рис.41 показана карта долевого участия закачиваемых вод при разработке залежи нефти III блока Березинского месторождения, указывающая на эффективность заводнения.

Рис. 41 - Залежь нефти III блока Березинского месторождения. Схематические карты долевого участия закачиваемых вод в попутно добываемых рассолах:

а - 1972-1994 гг.; б - 1994-1998 гг.

1 - добывающая скважина: в числителе номер скважины, в знаменателе - усредненная величина анализируемого показателя; 2 - нагнетательная скважина и ее номер; 3 - граница ВНК;

4 - изолинии равных значений анализируемого показателя; 5 - тектонические нарушения

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

Q_в = Q_н/с_н · в

где в - объемный коэффициент;

с_н - плотность дегазированной нефти, г/см³.

Объем оставшихся в залежи пластовых вод (Q_ост) определяется путем умножения величины Q_в на единицу минус доля закачиваемых вод по заводненной части залежи, а объем внедрившихся пластовых вод - путем суммирования пластовых рассолов, вынесенных с попутными водами и оставшихся в залежи.

Авторы считают, что результаты таких расчетов необходимы для изучения баланса закачиваемых и добываемых флюидов, в особенности при составлении гидродинамических моделей разработки группы рядом расположенных нефтяных залежей.

В настоящее время научно-производственным предприятием «Сирена 2» и Гидрохимическим институтом в Ростове-на-Дону, директором которого является проф. А.М.Никаноров, разработаны и опробованы новые многоцветные трассеры. Они созданы на дисперсной основе с использованием высокочувствительных люминисцентно-микроскопических ингредиентов. Эти вещества позволяют трассировать продвижение закачиваемых вод и делать выводы об охвате продуктивного пласта заводнением. Этот метод уже был опробован на Западно-Варьеганском месторождении (Западная Сибирь). Он позволил определить интенсивность продвижения закачиваемых вод, которая зависит от фильтрационно-емкостных свойств коллектора и, в конечном счете, позволяет судить об эффективности заводнения.

Важные задачи встают перед нефтегазопромысловой гидрогеологией при решении вопросов предупреждения солеотложения и борьбы с этим явлением. Солеотложение является одним из самых мобильных видов осложнений при добыче нефти и газа. Образование и отложение твердых неорганических солей в скважинах, подземном и наземном оборудовании промыслов и в коммуникациях (нефтепроводах, газопроводах и водопроводах) приводят к существенным осложнениям при разработке нефтяных и газовых месторождений. Наибольшую остроту оно получило на месторождениях Урало-Поволжья (Татарстана и Башкортостана, Самарской и Оренбургской областей, Пермского края и др.), Западной Сибири и Северного Кавказа. О региональных масштабах проблемы солеобразования на территориях нефтегазоносных провинций бывшего СССР можно судить по данным обобщенного анализа, представленного на рис.42.

Рис. 42 - Схематическая карта прогноза солеотложений в скважинах нефтедобывающих регионов стран бывшего СССР (составили С.Б.Вагин, О.Т.Золоев, Л.X.Ибрагимов)

Нефтегазоносные провинции: I - Волго-Уральская, II - Тимано-Печорская, III - Прикаспийская,

IV - Днепропетровско-Донецкая, V - Предуральская, VI - Прибалтийская, VII - Предкавказско-Крымская, VIII - Передовых прогибов Северного склона Большого Кавказа, IX - Закавказская,

X - Карпатская, XI - Туранская, XII - Западно-Туркменская, XIII - Западно-Сибирская.

1-4 - преобладающие соли: 1 - хлористый кальций, 2 - сульфат бария, 3 - сульфаты кальция,

4 - карбонат кальция (кальцит)

Из стран ближнего зарубежья интенсивное выпадение твердых осадков отмечено на месторождениях Беларуси, Азербайджана, Казахстана. Солеотложение фиксируется на месторождениях Канады, Алжира, США, Вьетнама, на Среднем Востоке.

В процессе разработки и эксплуатации залежей нефти и газа солевые отложения по составу фиксируются в виде следующих типов: кальцит - CaCO₃, гипс - CaSO₄·2H₂O, ангидрит - CaSO₄, барит - BaSO₄, баритоцелестин - Ba(Sr)SO₄, галит - NaCl.

Дополнительными компонентами могут быть сульфаты и карбонаты магния, гидроксиды кальция и магния, пирит, различные органические соединения и т.д. Большей частью, независимо от содержания основного солевого компонента, осадки имеют слоистую структуру. Непосредственно к стенкам труб примыкает слой микрокристаллического, скрепленного органическими веществами осадка, который по мере удаления от поверхности обрастает слоем мелких и средних кристаллов с переходом в более крупные кристаллы.

На рис.43 показаны срезы эксплуатационных труб, выполненных массой солей.

Рис. 43 - Срезы эксплуатационных труб

Важность проблемы солеотложений привлекла внимание многих специалистов. Так, при разработке газового месторождения Шебелинка В.А.Терещенко и Е.Д.Белых предложили метод количественного прогноза солеотложения в газовых скважинах. Методы прогнозирования отложения карбонатных солей предложили в 1974 году Г.П.Волобуев и Л.Е.Сокирко.

Метод оперативного прогноза осадкообразования комплекса солей в условиях нефтяного промысла предлагает В.Е.Кащевцев и т.д. Методов борьбы с солеобразованием имеется много. Однако своевременное прогнозирование выпадения солей позволяет более оптимальным образом выбрать источник водоснабжения и схему водоподготовки для заводнения. Это дает так же возможность определить на будущее методы предотвращения солеобразования и борьбы с ним.

Контрольные вопросы

1. Какая графика составляется при геолого-гидрогеологическом моделировании?

2. В чем заключается метод А.Р.Ахундова, каковы его ограничения?

3. В чем заключается метод В.В.Муляка и В.Д.Порошина?

4. Что дает метод использования трассеров при заводнении?

5. Почему происходит засоление эксплуатационных труб при разработке залежей УВ?

Размещено на Allbest.ru