1.4 Гидрогеологическая характеристика месторождения.
Размеры и параметры водонапорного бассейна
Водонапорная система ОНГКМ, подстилающая и оконтуривающая
основную газоконденсатную и нефтяные залежи, приурочена к
карбонатным породам каменноугольно-артинского возраста. Толщина
водонапорной системы изменяется от 500 до 1500 м (в среднем 1000 м).
Водовмещающими породами являются пористые, трещиноватые и
кавернозные пласты известняков, невыдержанные по разрезу и
простиранию. В толще водонапорной системы выделяется множество
водоносных горизонтов, которые гидродинамически связаны между
собой, т.к. в разрезе не имеется регионально развитых водоупоров.
Поэтому пластовые воды разных водоносных горизонтов образуют
единую пьезометрическую поверхность статических уровней,
характеризуются одинаковым распределением пластовых давлений и
имеют практически идентичный химический состав.
До начала разработки статические уровни в скважинах,
пробуренных на различные водоносные горизонты (от артинского до
турнейского) в широком спектре глубин (от 1720 до 3470 м),
устанавливались на близких глубинах – от 35 до 157 м (абсолютные
отметки от плюс 72 до минус 41 м, чаще от плюс 30 до минус 10 м).
Пластовой давление в водонапорной системе, приведенное к
абсолютной отметке газожидкостного контакта (минус 1750 м),
составляло до начала разработки ОНГКМ от 20,3 до 21,0 МПа и принято
в среднем по месторождению 20,6 МПа.
В гидрохимическом отношении пластовые воды бассейна весьма
однородны. Они имеют плотность 1,16-1,18 г/см3, минерализацию 240-
280 г/л, относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Температура
пластовых вод на отметке ГЖК составляет 32 0С, на глубине 3-3,5 км
42 0С. Вязкость пластовых вод – 0,964 мПа·с; объемный коэффициент –
1,06; газонасыщенность – от 1,5 до 3,8 м3/м3, в среднем 2,6 м3/м3.
Коллекторские свойства пород водоносного бассейна очень
неоднородны и изменяются в широких пределах. Пористость колеблется от
0,4 до 30%, в среднем оценивается в 10%. Проницаемость изменяется от
0,1·10-15 до 1170·10-15 м2 при преобладающих значениях (0,1-10) ·10-15 м2.__
Неоднородность коллекторских свойств водовмещающих
карбонатных пород обуславливает различную их водоносность. В
отложениях артинского, сакмарского, ассельского ярусов нижней перми, в
верхнекаменноугольных породах и отложениях московского яруса
среднего карбона дебиты воды при опробовании скважин в процессе
разведки ОНГКМ в большинстве случаев были небольшими и составляли
от 0,2 до 10 м3/сут и от 10 до 50 м3/сут при депрессиях до 10-12 МПа. В
ряде случаев притока воды не было, а в наиболее обводненных зонах
дебиты воды достигали 864 м3/сут. Коэффициент продуктивности обычно
составлял 0,16-3,5 м3/сут/МПа.
В нижезалегающих породах башкирского яруса среднего карбона,
серпуховского и визейского ярусов нижнего карбона водопритоки в целом
были несколько выше: до 110-360 м3/сут, а при опробовании
значительных по протяженности (170-650 м) интервалов вскрытия этих
пород дебиты воды достигали 864 м3/сут до СКО и увеличивались до
1382 м3/сут после СКО. В турнейских породах нижнего карбона были
получены водопритоки дебитом 1,5-153,4 м3/сут.
Водоносные горизонты, приуроченные к московско-артинским
отложениям, имеют непосредственную связь и контакт с продуктивными
породами ОНГКМ. Глубокие водоносные горизонты, развитые в толще
визейско-башкирских и турнейских отложений, выхода в основную
залежь ОНГКМ не имеют. В них производится подземное захоронение
сточных вод, образующихся при эксплуатации газового комплекса.
Газоконденсатная залежь и водонапорная система
гидродинамически взаимосвязаны, что обусловлено широким развитием
трещиноватости и закарстованности карбонатных пород как
продуктивного, так и подстилающего его водонасыщенного разреза.
Наблюдения за реакцией водонапорной системы ведутся с самого
начала разработки ОНГКМ по пьезометрическим скважинам,
вскрывающим различные стратиграфические горизонты в контуре
месторождения и в законтурной зоне. Кроме того, для этих целей
используются простаивающие поглощающие скважины ОНГКМ и
наблюдательная скважина Г-2 на полигоне № 1 подземного захоронения
промстоков Оренбургского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ),
расположенная в 11-12 км севернее контура ОНГКМ и вскрывающая
глубокозалегающие водоносные горизонты в тульско-московских
отложениях, не имеющих выхода в газоконденсатную залежь.
Исследования наблюдательного фонда свидетельствуют о том, что
водонапорная система активно реагирует на отбор газа из залежи
снижением уровней воды и пластовых давлений в большинстве
пьезометрических скважин (расположенных как в контуре, так и за
контуром ОНГКМ и вскрывающих как продуктивные, так и не выходящие в
залежь отложения), поступлением воды в продуктивные пласты и
обводнением эксплуатационных скважин (рисунок 2.7). В результате
этого в водонапорной системе образовалась обширная депрессионная
воронка глубиной до 600 м ниже ГЖК и распространившаяся не менее
чем на 20 км к северу и югу от контура газоносности. По данным
наблюдений в скважине Г-2, было зафиксировано, что воронка депрессии
уже в 1984 г. достигла полигона № 1 ОГПЗ.
Площадь водонапорного бассейна ОНГКМ в пределах
депрессионной воронки составляет около 2000 км2, а с учетом
близлежащих оконтуривающих и реагирующих областей – порядка
10000 км2. В среднем активная площадь бассейна ОНГКМ оценивается в
5000 км2.
Основные сведения о водонапорной системе ОНГКМ приведены в
таблице 2.30.
Таблица 2.30 – Сведения о водонапорном бассейне ОНГКМ
Рисунок 2.7 – Схема обводнения залежей Оренбургского НГКМ
Физико-химическая характеристика вод
Физико-химическая характеристика пластовых вод продуктивных
отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и
артинского ярусов нижней перми представлена в таблице 2.31.
Из таблицы видно, что пластовые воды имеют плотность в
стандартных условиях 1,160-1,180 г/см3, в среднем 1,170 г/см3, а в
пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см3. Вязкость
воды в пластовых условиях 0,964 мПа·с, объемный коэффициент 1,06.
Общая минерализация пластовых вод колеблется от 240 г/л до 280
г/л и равна в среднем 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и
натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (r Na + r K): r Cl
= 0,72-0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2-4 раза больше, чем магния.
Отношение r [ Сl - (Na + K)]: r Mg = 3-5, следовательно, гидрохимический
тип вод, по классификации В.А. Сулина, хлоркальциевый.
Содержание в пластовой воде иона калия находится в пределах от
1750 до 2250 мг/л и составляет в среднем 2000 мг/л. Повышенные
концентрации калия характерны для воды, насыщающей сакмаро-
артинские коллекторы.
Бром содержится в количестве 345-720 мг/л (в среднем 500 мг/л),
йод – от 6 до 12 мг/л (в среднем 9 мг/л), бор – от 80 до 120 мг/л (в
среднем 100 мг/л), литий – от 13 до 43 мг/л (в среднем 18 мг/л), стронций
– 165-308 мг/л (в среднем 240 мг/л). Пластовые воды характеризуются
высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем
1420 мг/л). Железа в воде немного, 0,8-4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л).
Хлорбромное отношение равно 200-400 (в среднем 300).
Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой
воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м3/м3 и в среднем равно 2,6 м3/м3. Состав
водорастворенных газов специфический. Характерным является высокое
содержание кислых газов – сероводорода и двуокиси углерода
(углекислого газа). Нередко сумма их близка к сумме углеводородных
компонентов, а иногда даже превышает ее. Сероводород содержится от
4-7 до 25-39 %, углекислый газ – от 2 до 30-50 %. Среди углеводородных
газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов
составляет обычно 2-3 %, азота 5-10 %.
Таблица 2.31 – Физико-химическая характеристика пластовых вод
продуктивных артинско-каменноугольных отложений
Оценка режима и характера вероятного продвижения пластовых вод
Для ОНГКМ характерно активное обводнение эксплуатационных
скважин и основной газоконденсатной залежи с самого начала
разработки месторождения. Оно развивалось по мере ввода в
эксплуатацию новых зон месторождения и увеличения добычи газа и
продолжает нарастать до настоящего времени, хотя месторождение уже
давно вступило в период падающей добычи газа.
По состоянию на 1.06.2005 г. общее число когда-либо обводненных
скважин на ОНГКМ составляет 314 единиц, что соответствует 36,5 % от
суммарного количества 860 скважин, когда-либо бывших в эксплуатации.
В настоящее время с выносом воды работают 155 скважин, а 36
обводненных скважин эксплуатируются с низкими дебитами газа, не
обеспечивающими вынос пластовой воды. 72 скважины из-за
обводнения были переведены в контрольный фонд или на другие
горизонты, либо находятся в ожидании ремонта или ликвидации. Из
переведенных скважин на другие горизонты 9 скважин в настоящее
время работают по I объекту с выносом воды, 1 скважина – по I объекту
без выноса воды из-за низкого дебита газа и 1 скважина эксплуатирует II
объект с выносом воды. Из-за обводнения 61 скважина ликвидирована.
Распределение когда-либо обводненных скважин ОНГКМ по
перечисленным категориям приведено в таблице 2.32. На основании этих
данных построена карта обводнения ОНГКМ (рисунок 2.7, Графическое
приложение 4). Из нее видно, что наиболее обводненной по II объекту
является центральная часть ОНГКМ (УКПГ-1, 2, 3, 6, 7, 8, 12). На УКПГ-2,
6, 8 заводнена большая часть их площади, на УКПГ-7 и 12 – половина их
территории, на УКПГ-1 и 3 – около трети их площади. Первый
эксплуатационный объект в центральной части ОНГКМ обводнен на
небольших по площади локальных участках. Краевые УКПГ-9, 10, 14, 15
обводнены мало.
Суммарное количество добытой воды составляет 20 млн.м3.
Несмотря на массовость обводнения эксплуатационных скважин и
значительность заводненной площади ОНГКМ в основную залежь
внедрилось немного воды, т.к. дебиты выноса воды из обводненных
скважин в большинстве случаев невысокие – до 5 м3/сут.
Механизм обводнения скважин и залежи на ОНГКМ сочетает в себе
вертикальное внедрение воды с последующим ее горизонтальным
растеканием. Сначала к скважине происходит вертикальное
конусообразное подтягивание воды по трещинам, потом ее ствол
постепенно заполняется водой, после чего поступление газа
прекращается, а вода из ствола ветвеобразно перемещается по
трещинам в направлении соседних работающих газом скважин.
Происходит также капиллярное пропитывание водой порового
пространства вокруг стволов обводняющихся скважин на небольшое
расстояние, но что, однако, создает эффект высокой водонасыщенности
порового коллектора по ГИС. В результате формируются неподдающиеся
прогнозированию «древоподобные» формы обводнения с целиками
блокированного водой газа. При этом поровое пространство пород на
обводненных площадях является водонасыщенным в небольшой
степени. В противном случае происходило бы восполнение пластового
давления в залежи, чего в действительности нет. По оценкам
обводненный поровый объем коллекторов в газовой залежи,
рассчитанный по данным ГИС, составляет свыше 1600 млн. м3 или 22 %
от первоначального газонасыщенного объема в поровых коллекторах.
Если бы такое огромное количество воды внедрилось в залежь, то
наблюдалась бы компенсация снижающегося в ней пластового давления
и отборы воды были бы намного больше. Поэтому обводненное
пространство продуктивных пород фактически представляет собой слегка
смоченный или незначительно заводненный объем пород.
Количество воды, вошедшей в залежь, оценено по снижению
пластового давления в водонапорной системе, которая
гидродинамически связана с залежью и активно реагирует на отбор
газа с образованием в ней обширной воронки депрессии.
По результатам наблюдений последних лет в пьезометрических,
простаивающих поглощающих и в наблюдательной скважине Г-2 на
полигоне № 1-ОГПЗ (таблица 2.33) построена карта изобар водонапорной
системы ОНГКМ на 1.06.2005 г (рисунок 2.8, Графическое приложение 5).
При ее построении учитывались данные по обводнению залежи, т.к.
процессы снижения давления в водонапорной системе и поступления из
нее воды в залежь взаимосвязаны. Особенно это касается восточной
части залежи, где обводнение незначительное.
В восточной зоне заканчивается развитие наиболее
отрабатываемого II эксплуатационного объекта, происходит
литологический изгиб продуктивных пород, в результате чего ВНК,
развитый здесь в I объекте, находится на большей глубине (абс. отметка
минус 1825 м), чем в пределах основной площади ОНГКМ. Этот факт
может свидетельствовать об обособленности данной части залежи и
подстилающей ее водонапорной системы.
Имеющаяся здесь единственная пьезометрическая скважина 640,
расположенная в зоне УКПГ-10 в поле развития только I объекта, долгое
время не реагировала на разработку, хотя находящаяся рядом зона
УКПГ-9 интенсивно отрабатывается по II объекту и пластовое давление в
газовой залежи здесь снижено в наибольшей степени по сравнению с
зонами других УКПГ. Тем не менее, ни обводнения скважин в зоне УКПГ-
9, ни снижения пластового давления в скважине 640 долго не
наблюдалось. И только в последнее время с ростом накопленной добычи
на УКПГ-10 при разработке основной газоконденсатной и ассельской
газонефтяной залежей в пьезометрической скважине 640 наметилась
тенденция небольшого снижения пластового давления. Одновременно с
этим на УКПГ-10 увеличилась интенсивность выноса пластовой воды из
газовых скважин основной залежи, добытое количество которой уже в 10
раз выше, чем на УКПГ-9. Разработка ассельской залежи также
сопровождается обводнением нефтяных скважин и выносом из них воды.
Отсюда следует, что в зоне УКПГ-10 в водонапорной системе
формируется своя индивидуальная малая воронка депрессии. Она
отрисована одной изобарой 20 МПа вокруг отрабатываемой части зоны.
Здесь отмечается наибольшее снижение пластового давления в
основной и ассельской залежах и происходит обводнение скважин.
Малая воронка имеет овальную форму и размеры 12 км по короткой оси
(с севера на юг) и 23 км по длинной оси (с запада на восток).
Большая депрессионная воронка охватывает значительную часть
ОНГКМ: от зон УКПГ-14 и 15 на западе до зоны УКПГ-9 на востоке.
В связи с незначительным обводнением залежи в зоне УКПГ-9 и
неимением здесь пьезометрических скважин предполагается сохранение
на площади УКПГ-9 в водонапорной системе на отметке ГЖК
первоначального пластового давления. Это может быть обусловлено
наличием плотных пород в водоносном разрезе данного участка,
препятствующих поступлению воды в залежь в зоне УКПГ-9. Поэтому
восточный контур большой депрессионной воронки в водонапорной
системе проведен вдоль западной границы зоны УКПГ-9, где проходят
изобары 19 и 20 МПа.
Западная граница большой депрессионной воронки проведена
вдоль контура газоносности ОНГКМ, т.к. в крайних западных
пьезометрических скважинах 333 и 15020 пластовой давление на отметке
ГЖК, составляющее около 18 МПа, снижено не очень существенно по
сравнению с первоначальным давлением.
Что касается простирания воронки в северном и южном
направлениях, то она уже давно удалилась на значительное расстояние
от контура газоносности, но внешнюю границу воронки здесь невозможно
показать из-за отсутствия пьезометрических скважин. В самой дальней
северной наблюдательной скважине Г-2 на полигоне № 1-ОГПЗ
пластовое давление на отметке ГЖК сейчас равно 17,11 МПа, а в крайних
южных пьезометрических скважинах 3п-7, 6п-6, 8п-5, расположенных в
приконтурной зоне, оно составляет 15,1-15,9 МПа.
Размеры большой воронки в отрисованных границах оцениваются в
49 км по короткой оси (вкрест простирания структуры) и в 60 км по
длинной оси (по простиранию структуры). Фактически размеры воронки
больше, особенно вкрест простирания структуры, где большинство
изобар показано условно.
Наибольшее снижение пластового давления в водонапорной
системе на отметке ГЖК наблюдается в районе пьезометрической
скважины 727, расположенной на северном контуре центральной части
ОНГКМ, в зоне УКПГ-1. Область наиболее пониженного пластового__
давления в водонапорной системе распространяется от скважины 727 в
северном направлении – в сторону скважины Г-2 и в южном направлении
– в зону УКПГ-2, от нее – в примыкающую восточную часть зоны УКПГ-3,
в зону УКПГ-6 и в западную половину зоны УКПГ-8.
Таким образом, наиболее глубокая и интенсивно развивающаяся
часть депрессионной воронки в водонапорной системе приурочена к
центральной части месторождения и совпадает с осевым
меридиональным направлением Оренбургского вала.
Темп снижения пластового давления на отметке ГЖК в скважинах,
контролирующих водонапорную систему, в последние годы составляет от
0,035 до 0,46 МПа/год, а в некоторых из них (скважины 202, 3г, 703, 14п-1)
снижение давления не отмечается (таблица 2.4). Средневзвешенное по
площади пластовое давление в водонапорной системе на отметке ГЖК в
пределах большой депрессионной воронки составляет 17,3 МПа.
Отсюда, средневзвешенное снижение давления в водонапорной системе
от первоначального 20,6 МПа составляет 3,3 МПа.
Исходя из размеров депрессионной воронки и среднего снижения в
ней пластового давления, проведена оценка ушедшего из нее и
внедрившегося в залежь количества пластовой воды по формуле В.Н.
Щелкачева:
V = β* · Vв · ΔР , (1)
где V – объем внедрившейся в залежь пластовой воды, тыс.м3;
β* – коэффициент упругоемкости пласта, принятое значение
которого 2·10-4 1/МПа;
Vв – объем воды в водонапорной системе в зоне реагирования,
тыс.м3;
ΔР – среднее снижение пластового давления в водонапорной
системе, которое составляет 3,3 МПа;
Объем воды в водонапорной системе определяется по формуле:
Vв = F · Hэф · Kn , (2)
где F – площадь реагирования водонапорной системы, т.е.
площадь депрессионной воронки, которая в отрисованных границах
составляет 1845·106 м2;
Hэф – эффективная водонасыщенная толщина водонапорной
системы, м; оценивается в 50 % от средней общей толщины системы,
т.е. в 500 м;
Kn – средняя пористость водонасыщенных пород, 0,1.
Исходя из приведенных параметров, объем воды в водонапорной
системе в границах большой депрессионной воронки составляет
Vв=92250 млн.м3. Количество воды, которое ушло из данного объема и
внедрилось в залежь, составляет V=61,6 млн.м3.
Таким образом, объем вошедшей в залежь воды сравнительно
невелик. Правда, он несколько занижен из-за того, что депрессионную
воронку невозможно полностью отрисовать в законтурных областях по
причине отсутствия там пьезометрических скважин. Предположим, что из
удаленных законтурных краевых частей воронки ушло еще около трети
подсчитанного количества воды, внедрившегося в залежь. Тогда всего в
залежь вошло порядка 85 млн. м3 воды.
Первоначальный газонасыщенный объем поровых коллекторов
газоконденсатной залежи равен 7327638 тыс.м3. Внедрившееся в залежь
количество пластовой воды составляет от него всего 1,16 %.
Наиболее обводненным является II эксплуатационный объект в
зонах УКПГ-1, 2, 3, 6, 7, 8, 12. При сравнении количества воды, вошедшей
в залежь, с первоначальным газонасыщенным поровым объемом II
объекта в целом (5313742,7 тыс.м3) и в зонах наиболее обводненных
УКПГ (3949501,6 тыс.м3) получится соотношение 1,16 % в первом случае
и 2,15 % – во втором.
Все эти сопоставления указывают на то, что обводненный объем
пород фактически водонасыщен очень незначительно и в нем
сосредоточено еще большое количество газа, который следует отбирать
в блоках пород между обводненными скважинами.
В зоне развития малой депрессионной воронки на востоке ОНГКМ,
где одновременно разрабатывается I объект основной залежи и
ассельская газонефтяная залежь, внедрение воды происходит в обе эти
залежи. Площадь малой воронки в отрисованных границах составляет
243 км2, реагирующий объем воды в водонапорной системе в ее
пределах – 12150 млн.м3, а среднее снижение пластового давления в
водонапорной системе оценивается в 0,15 МПа. Отсюда внедрившееся
количество пластовой воды на УКПГ-10 составляет 364,5 тыс.м3.
Добытые объемы пластовой воды из I объекта основной залежи
(39,72 тыс.м3) и из ассельской залежи (38,1 тыс.м3) на УКПГ-10
практически равны. Поэтому суммарно подсчитанное количество воды,
внедрившейся в зону УКПГ-10, делится поровну между этими объектами
и считается, что в каждый из них вошло по 182 тыс. м3 пластовой воды.__
