Промысловая классификация подземных вод нефтяных и газовых месторождений
В нефтяных и газовых месторождениях встречаются все подземные воды, которые нами были рассмотрены ранее. Относительно нефтяного и газоносного пласта, пластовые воды разделяются на:
1) пластовые воды, залегающие в нефтяном (газоносном) пласте или воды продуктивных пластов;
2) пластовые воды, не связанные с нефтегазовой залежью (воды пустых пластов и структур);
3) тектонические воды;
4) конденсатогенные воды;
5) техногенные воды.
Как видно из рисунка 8, пластовые воды продуктивных пластов подразделяются на контурные, подошвенные и промежуточные воды.
Контурные – воды, залегающие в нижних частях нефтяных пластов и подпирающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности.
Подошвенные – распространены в пределах контура нефтегазоносности и залегающие в нижней части нефтяного пласта.
Промежуточные – воды, приуроченные к проницаемым пропласткам, залегающие в нефтяном пласте и насыщенные только водой.
Конденсационные.
Пластовые воды непродуктивных пластов разделяются на верхние и нижние воды.
Тектонические напорные воды залегают и циркулируют или в отдельных тектонических трещинах, или в зонах тектонических нарушений, имеющих место в районе нефтяных или газовых месторождений. Эти воды часто поступают с больших глубин, пересекают на своём пути водоносные горизонты с пластовыми водами, смешиваются с ними, изменяя как свой первоначальный состав, так и состав пластовых вод и их гидравлический режим.
Кроме перечисленных (естественных) п.в., в разрезах нефтегазовых месторождений на эксплуатационных площадях встреч. воды, введенные искусственно в нефтяной пласт при бурении скважин, площадном и законтурном заводнении. Они сильно искажают природные геохимические, термодинамические и гидродинамические условия месторождения, что необходимо учитывать.
Рис. 8. Подземные воды нефтяных и газовых месторождений
Движение контурных вод в нефтяных и газовых месторождениях
При одновременном присутствии в пласте различных флюидов (вода, нефть, газ), они распределяются соответственно их удельным весам.
При антиклинальном строении нефтегазового месторождения газ скапливается в сводовой части структуры, ниже – нефть, а в пониженных частях крыльев – вода.
Граница, разделяющая в пласте газ и воду – ГВК (в разрезе) и контур газоносности (в плане). Аналогично ВНК и контур нефтеносности. В пологих нефтеносных и газоносных структурах при большей мощности продуктивных пластов различают внешний и внутренний контур (нефтеносности, газоносности). Внешний – по кровле, внутренний – по подошве.
Движение контурных вод при эксплуатации
В этом случае скважины, пройденные в пределах внутреннего контура нефтеносности, вскроют безводную нефть, между внутренним и внешним контурами - нефть вместе с водой, а за пределами внешнего контура – только воду.
Рис. 9.
Сводовая пластовая залежь Пологая структура большой
с газовой шапкой мощности
При извлечении нефти или газа контурная вода поднимается вверх по восстанию пласта, что вызывает стягивание контура нефтеносности (газоносности) в горизонтальной плоскости. Стягивание контура зависит от свойств горных пород и от условий эксплуатации. Оно может быть равномерным или неравномерным во времени.
Равномерное стягивание – в условиях однородной проницаемости пласта и при оптимальном отборе нефти с учётом допустимых депрессий пластового давления.
Неравномерное стягивание – при различной проницаемости пласта на отдельных его участках и неправильном способе эксплуатации (интенсивный отбор нефти за счёт недопустимой депрессии пластового давления и др.).
При отборе нефти контурные воды продвигаются от начального контура к последнему ряду скважин или одной эксплуатационной скважине, заложенной в центре залежи.
По Г.Н.Каменскому и др. (1953) следует различать три вида движения контурных вод:
1) вода движется с повышенной скоростью и обгоняет нефть;
2) скорости движения воды и нефти равны;
3) вода поднимается вверх, образуя конусы обводнения.
C движением контурных и подошвенных вод связано обводнение нефтяных и газовых месторождений, во избежание которого необходимы специальные мероприятия.
При эксплуатации возможно обводнение всего месторождения и отдельных нефтяных скважин. Первое при равномерном стягивании контура способствует максимальному извлечению нефти из пласта. При неравномерном стягивании образуются «языки» обводнения, которые расчленяют залежь на блоки.
Обводнение скважин может быть при следующих случаях:
1 - обводнение подошвенными и контурными водами скважин, расположенных вблизи контура нефтеносности;
2 - обводнение контурными водами скважин, расположенных в пределах контура нефтеносности, в центральной части структуры;
3 - обводнение нижними и верхними (посторонними) пластовыми водами по трубам и затрубному пространству;
4 - за счёт несовершенства скважин.
Все случаи обводнения, не отвечающего нормальным условиям эксплуатации скважин приводят к потере нефти в недрах земли.
Нормальная система эксплуатации включает следующие мероприятия:
1. Равномерный отбор нефти при допустимых депрессиях Рпл.
При газонапорном режиме – необходимо сохранять соот. Ргаза в газовой шапке и в пластовых водах, которые имели место до эксплуатации. В противном случае необходима закачка газа в газовую шапку.
2. В начальный (фонтанный) период необходим равномерный и ограниченный отбор нефти – чтобы избежать «языков» и «конусов» обводнения.
3. В конечной стадии (насосный период) – усиленный отбор нефти и воды (при глубоком спуске эксплуатационной колонны), что способствует захвату нефти водой.
4. Для борьбы с «языками» обводнения производится откачка воды из специальных регулировочных скважин (в задней части «языков»), что приводит к отрыву «языков» от нефт. скважин.
В случае возможного обводнения подошвенными водами предусматриваются следующие мероприятия:
1. Бесконусная эксплуатация, при которой из нефтяных скважин одновременно откачивается и нефть и вода специальными двухступенчатыми насосами.
2. Цементаж эксплуатационных скважин от нижней границы их перфорации до водоупорных пластов.
3. Прекращение эксплуатации обводненной скважины на время, необходимое для естественного спада конуса.
Среди других мероприятий, направленных на упорядочение режима контурных вод и повышение нефтеотдачи, особое место занимает нагнетание воды в водоносную часть нефтяного пласта через специальные нагнетательные скважины – т.н. законтурное заводнение, которое очень широко применяется в нефтепромысловой практике.
Цель законтурного заводнения – поддержание или увеличение пластового давления, которое по мере сработки месторождения снижается. Для проектирования законтурного заводнения необходимы гидрогеологические данные (положение области питания пласта, связь контурных, верхних и нижних вод с этой областью, производительность водоносных горизонтов, физические свойства и химический состав вод), данные о физических свойствах нефтяного пласта и водоносных горизонтов (проницаемость, пористость и др.) и их строении, данные о пластовом давлении в продуктивных водоносных горизонтах, схема расположения нагнетательных и эксплуатационных скважин.
Для закачки применяют как поверхностные, так и подземные воды, которые должны удовлетворять следующим правилам:
1) содержание механических примесей не более 1 мг/л;
2) вода не должна вызывать коррозию трубопроводов;
3) содержание Fe не более 0.5 мг/л;
4) вода должна сохранять стабильность в пластовых условиях;
5) содержание примесей нефти не более 0.5 мг/л;
6) вода не должна содержать водорослей и микроорганизмов;
7) не должна снижать проницаемость пород продуктивного горизонта;
8) при содержании растворённых H2S и CO2 вода должна подвергаться аэрации.
Контроль за продвижением контура нефтеносности в процессе разработки осуществляется:
методом электрометрии и радиометрии;
гидродинамическими методами и по карте изобар;
по картам обводнения месторождения;
по наблюдениям за изменением химического состава и свойств воды, извлекаемой вместе с нефтью;
по специальным картам и графикам, отражающим перемещения ВНК за многолетний период эксплуатации месторождения.
(Коротко раскрыть каждый из методов и указать большую перспективу использования для этих целей микроэлементов, органического вещества, рН, Еh, т.е. новых данных по геохимии подземных вод).
В последние годы в большинстве нефтегазодобывающих регионов России проводятся опытно – промышленные работы по оптимизации процесса нефтегазоизвлечения и особенно по применению нестационарных методов воздействия на нефтяные пласты в различных геологических условиях в зависимости от степени выработанности запасов. При этом предпочтение отдаётся малозатратным и энергосберегающим методам. Одним из таких методов является разработанная и апробированная на ряде разрабатываемых нефтяных месторождений Тимано-Печорского бассейна (Джьерское, Нижнее-Омринское, Возейское, Западно-Тэбукское и др.месторождения нефти) технология импульса высокого пластового давления (ИВПД). Сущность заключается в интенсивном нагнетании воды в залежь при остановленной работе добывающих скважин. Нагнетание воды производится до достижения в залежи пластовых давлений, равных или превышающих начальное пластовое давление. Продолжительность периода нагнетания зависит от уровней текущего пластового давления и возможностей системы закачки воды. После достижения необходимых уровней пластового давления закачка прекращается и через 3-5 суток начинается отработка импульса добывающими скважинами. 3-5 суток выстойки необходимы для перераспределения давлений в пласте и восстановления температурного баланса.