Геолого-гидрогеологическое моделирование при разработке месторождений нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция

Геолого-гидрогеологическое моделирование при разработке месторождений нефти и газа

Учет гидрогеологических условий при освоении залежей нефти и газа

Все геологические и гидрогеологические данные, получаемые в процессе освоения нефтяных и газовых месторождений, ложатся в основу геолого-гидрогеологического моделирования местоскоплений углеводородов. При этом следует подчеркнуть, что такая модель создается не только для отдельных залежей, а в целом для всего месторождения. Это связано с тем, что, во-первых, необходима стратификация чисто водоносных, водоупорных и нефтегазоводоносных (продуктивных) отложений в разрезе месторождения. Во-вторых, важное значение имеет выяснение наличия тектонических и литофациальных особенностей разреза. Так, разломы (в первую очередь проводящие), зоны трещиноватости, гидрогеологические окна могут способствовать появлению флюидоперетоков. В-третьих, анализы подземных вод как продуктивных, так и водоносных горизонтов необходимы для получения данных о коррелятивах в целях контроля обводнения продуктивных горизонтов в процессе разработки. В качестве таких коррелятивов могут быть данные о минерализации вод отдельных горизонтов и их различий. К числу коррелятивов может относиться повышенное и пониженное содержание каких либо микроэлементов в различных горизонтах и т.д. В ряде случаев в водах продуктивных или водоносных горизонтов отмечается повышенное содержание таких элементов как йод, бром, литий, рубидий, которые могут представлять промышленный интерес. Такие подземные воды могут рассматриваться как жидкие руды.

Не менее важное народнохозяйственное значение имеют термальные воды нефтяных и газовых месторождений - среднепотенциальные, температура которых составляет 70 - 1000С и высокопотенциальные с температурой свыше 1000С.

Детальное изучение гидрогеологических условий нефтегазового месторождения позволяет выявить горизонты, воды которых могут быть использованы для заводнения. Следует при этом учитывать, что подземные воды для инжекционных процессов должны обладать химической совместимостью с водами продуктивных отложений и иметь значительные эксплуатационные запасы. По мере освоения нефтяных месторождений обводненность продукции растет. Появляется необходимость закачки подтоварных вод, нередко с токсичными веществами, в поглощающие горизонты, обычно располагающиеся под залежами.

Объемы этих вод растут в процессе разработки, нередко исчисляясь млн.м3, что также требует знания гидрогеологических особенностей разреза нефтегазоносной структуры.

При создании геолого-гидрогеологической модели используются гидрогеологические данные, получаемые в результате испытания как продуктивных, так и водоносных горизонтов, различные промысловые наблюдения и лабораторные анализы. Все эти материалы обобщаются, систематизируются и представляются в виде различных разрезов, профилей, карт по отдельным горизонтам.

Так, для построения гидрогеологического разреза используются наиболее достоверные, типичные или средние анализы вод по отдельным горизонтам, данные о статических уровнях, состав растворенных газов, сведения о температуре и содержании микроэлементов, а также информация о подземных водах в виде различных коэффициентов, характеризующих специфические особенности вод продуктивных пластов.

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.

Выделяются следующие группы вод: грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного) пласта, тектоническая, техногенная. Группы подразделяются на подгруппы. В продуктивном пласте (рис.36) 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 эксплуатации. 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 водам 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. Схема классификации вод нефтяных и газовых месторождений по М.А.Жданову

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. Промысловая классификация вод (по М.А.Жданову) 1 - грунтовая; 2 - промежуточная; 3 - краевая нижняя; 3' - подошвенная; 4 - законтурная; 5 - верхняя; 6 - нижняя; 7 - краевая верхняя; 8 - тектоническая; 9 - техногенная

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.

При разработке газовых, газоконденсатных залежей и залежей нефти, отличающихся высокой газонасыщенностью, получают маломинерализованную воду, именуемую конденсатной. Эта вода образуется в стволах эксплуатационных скважин и в промысловых коммуникациях в результате конденсации паров воды, содержащейся в газе.

Выделяют также конденсационные воды, впервые описанные Б.И.Султановым (1961) в Азербайджане, а позднее изученные А.М.Никаноровым и Л.Н.Шалаевым (1973), 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. По мнению В.И.Петренко (1993), образование в нижней части газоводяного контакта оторочек опресненных вод может происходить в результате массопереноса, пресной влаги из конденсатной залежи в законтурную зону.

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 300-400м.

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 вод. Если пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу, то конденсатогенные - к сульфатно-натриевому или гидрокарбонатно-натриевому типам.

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

Повышение минерализации и хлоридности вод отмечено в залежах литологического типа, в залежах заливообразных, характерных для майкопских отложений на Кубани, для залежей стратиграфического типа, для приразломных ловушек, 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.

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 пластовыми давлениями в нефтегазоводоносных комплексах.

Правильно выбранная технология бурения и вскрытия водоносных горизонтов позволяет предупредить возможные осложнения - выбросы, провалы инструмента, поглощения 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 геогидродинамических систем (ГГДС) (табл.) и принципиальная схема генетических соотношений между гидрогеологическими условиями и параметрами, характеризующими пластовое давление в нефтегазоводоносных комплексах.

Таблица Типы геогидродинамических систем (по А.А.Карцеву с изменениями)

В соответствии с этой классификацией в элизионной системе геостатического (литостатического) типа выделяются развивающиеся и вырождающиеся ГГДС. К развивающейся следует относить геогидродинамическую систему, находящуюся в осадочном бассейне, испытывающем интенсивное прогибание и накопление покрывающих толщ. Возникновение и поддержание величин пластовых давлений в этом типе ГГДС происходит 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, характеризующиеся избыточным давлением. Зоны рапопроявления выявлены при проходке скважинами толщ солей в Прикаспии, в 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 ГТДС погружается на большую глубину в зону высоких давлений и температур (100-1500С и выше), то она превращается в элизионную термодегидратационную ГГДС, для которой также характерны сверхгидростатические давления Рпл/Ру.г. от (1,2 до 2,0).

Сверхгидростатические давления характерны и для геодинамических ГТДС. В возникновении и поддержании величин пластовых давлений в системах этого типа решающая роль принадлежит геотектоническим давлениям стрессового характера. Они типичны для тектонически-активных, высокосейсмических областей. Критерием отнесения ГГДС к этому типу является отношение Рпл/Ру.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 Рпл/Ру.г значительно превышающие единицу. Для инфильтрационных водонапорных систем с низкогорными и равнинными зонами создания напора при достаточном питании ГГДС присущи величины отношения Рпл/Ру.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 Рпл/Ру.г или близкие к единице, или еще меньше. В пределах некоторых водонапорных систем могут создаваться зоны с пластовым давлением ниже условного гидростатического, т.е. Рпл/Ру.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 Рпл/Ру.г может сохраняться равным 1 или создаваться дефицит давления (Рпл/Ру.г < 1) при интенсивном отборе углеводородов.

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

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

гидрогеологический вода месторождение нефть

Контрольные вопросы

1. Почему геолого-гидрогеологическое моделирование проводится для всего месторождения?

2. Кто предложил промысловую классификацию вод?

3. Что является основой промысловой классификации вод?

4. Как подразделяются по типам геогидродинамичес кие системы?

5. Почему выделяются «развивающиеся» и «вырождающиеся» элизионные системы?

Размещено на Allbest.ru