НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ-1
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
водообмен |
способствует |
формированию |
скоплений |
углеводородов. |
Величины |
гидравлических |
уклонов |
свидетельствуют об условиях сохранения или механического разрушения залежей углеводородов пластовыми водами. Локальное понижение напоров подземных вод свидетельствует о наличии пьезоминимумов. К пьезоминимумам, связанным с очагами разгрузки подземных вод, часто приурочены области локализации нефти и газа, т.е. образование залежей.
Гидрогеотермические показатели - температура;
геотермическая ступень; геотермический градиент; плотность теплового потока. На основе интерпретации геотермических материалов выявляют зоны генерации жидких и газообразных углеводородов, их распространение в разрезе нефтегазоносного бассейна, наличие геотермических аномалий, зон перетоков флюидов и т.п.
Палеогидрогеолоаические показатели - данные о продолжительности элизионных и инфильтрационных этапов гидрогеологической истории. Так, если в пределах бассейна или. водоносного комплекса инфильтрационный водообмен на прошлых этапах гидрогеологической истории был сравнительно непродолжительным и по масштабам незначительный по сравнению с элизионным водообменом, то это можно расценивать как благоприятный признак нефтегазоносности. Палеогидрогеологические реконструкции позволяют установить унаследованность в пространственном положении зон нефтегазообразования и нефтегазонакопления, интенсивность движения флюидов и выявить наиболее перспективные территории в отношении нефтегазоносности.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ (к главе 9)
1.Какова роль подземных вод в миграции углеводородов ?
2.Какие факторы влияют на взаимодействие углеводородов и сульфатов ?
3.Какие факторы влияют на вымывание залежей углеводородов из ловушек ?
4.Какие вещества образуют ореолы рассеяния вокруг нефтяных залежей?
5.Какие категории нефтегазопоисковых гидрогеологических показателей наиболее информативны и чаще всего применяются на практике ?
-237
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Глава J-U
Нефтегазопромысловая гидрогеология
10.1. Промысловая классификация вод
Воды, находящиеся в нефтяных и газовых месторождениях, в промысловых условиях классифицируются по их пространственногеологическому отношению к залежам, которые служат объектами разработки.
Выделяются следующие группы вод (рис.58): грунтовые, нефтяного (газового) пласта, непродуктивного (водоносного пласта), тектоническая, техногенная. Группы подразделяются на подгруппы. В продуктивном пласте (рис.59) 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 (рис.59) 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, содержащим 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 (рис.59) 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.) называют техногенной.
-238
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
| Внутри залежи I | Законтурная
Рис.58. Схема классификации вод нефтяных и газовых
месторождений |
|
|
|
|
||
Рис.59. Промысловая |
классификация |
|||||
вод: |
|
|
|
|
|
|
1 |
- грунтовая; |
2 |
- |
промежуточная; |
||
3 |
- краевая нижняя; 3' |
- подошвенная; |
||||
4•законтурная; |
5 |
- |
верхняя; |
|
||
6-нижняя; 7 - краевая |
верхняя; |
|
||||
8 |
- тектоническая; 9 - |
техногенная |
|
|||
|
При |
разработке |
газовых, |
|
||
газоконденсатных |
|
залежей и |
залежей |
|||
нефти, |
отличающихся |
высокой |
|
|||
газонасыщенностью, |
|
получают |
мало- |
|||
минерализованную воду, именуемую конденсатной. Эта вода образуется в стволах эксплуатационных скважин и в промысловых коммуникациях в результате конденсации паров воды, содержащейся в газе.
Выделяют также конденсатогенные 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
-239
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
опресненных вод может происходить в результате массопереноса пресной влаги из газоконденсатной 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 300-400 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 вод. Если пластовые воды относятся к хлоридно-кальциевому типу, то конденсатогенные - к сульфатнонатриевому 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.
10.2. Гидрогеологические наблюдения при бурении и опробовании водоносных горизонтов
Главная задача бурения скважин - выявление как продуктивных, так и водоносных горизонтов с последующим их опробованием. По данным бурения определяются глубины залегания и мощность водоносных горизонтов или комплексов, их литологический состав и возраст, изучаются различные водопроявления в скважинах. В процессе бурения ведется наблюдение за выходящей промывочной жидкостью (глинистым раствором), определяются вязкость выходящего раствора, а также соленость его фильтрата. Понижение вязкости глинистого раствора, изменение его химического состава и минерализации свидетельствуют о проходке водоносного горизонта. В ряде случаев наблюдается поглощение промывочной жидкости. Это может быть связано со вскрытием высокопористых, трещиноватых, кавернозных коллекторов с карстовыми полостями или с проходкой зон тектонических нарушений.
-240 -
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Большое значение имеют геофизические исследования в скважинах. Электрометрия скважин методом сопротивлений и естественных потенциалов, помимо литологических особенностей, позволяет определять положение в разрезе горизонтов с пресными и минерализованными водами, Горизонты пресных вод отбиваются максимумами электрических сопротивлений и естественных потенциалов, а горизонты с солеными водами или рассолами дают минимумы на кривой сопротивлений и максимумы на кривой естественных потенциалов. Целесообразно применять также гаммаметод. Гидрогеологическое опробование заключается в определении статических уровней, дебитов, производительности водоносных горизонтов, в замерах температуры, в отборе проб подземных вод для установления ионно-солевого и газового состава вод, содержания органических веществ, радиоактивных элементов и т.п.
Достоверность получаемых материалов зависит от качества подготовки скважины к гидрогеологическим исследованиям. Необходимо учитывать, что в процессе бурения нарушается естественное физико-химическое состояние подземных вод в зоне взаимодействия со стволом скважины. Фильтрат глинистого раствора оттесняет пластовые воды из призабойной зоны или проникает по наиболее проницаемым участкам пласта, смешиваясь с подземными водами. Поэтому в процессе освоения скважины из нее необходимо выкачать больше жидкости, чем могло проникнуть в пласт при бурении. Это достигается откачкой не менее трех-пяти объемов скважины. На практике качество освоения скважины считается удовлетворительным, если по всему ее стволу устанавливается столб воды с постоянной плотностью.
После замеров плотности жидкости по стволу скважины снимается кривая восстановления уровня. Существуют два способа снятия кривой восстановления уровня. Первый заключается в понижении уровня жидкости и прослеживании за его изменением во времени до положения статического. В тех случаях, когда приток слаб и уровень поднимается медленно, статический уровень можно определять путем долива воды в скважину и последующего наблюдения за повышением уровня до статического положения.
Второй способ используется реже. На положение статического уровня в скважине влияет степень газированное™ подземных вод. В скважинах с сильно газированной жидкостью статический уровень может быть завышенным, так как пузырьки газа уменьшают плотность воды и поэтому уровень поднимается на более высокую абсолютную отметку. Методика определения статического уровня подземных вод в таких скважинах описана в работе В.Н.Корценштейна (1976). Для гидродинамических
16 Каналин |
-241 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
исследований важное значение имеют наблюдения за изменением уровней в пьезометрических скважинах. Пьезометрические скважины сохраняют на длительный срок для постоянных наблюдений. Скважины-пьезометры должны обладать постоянством состава воды и хорошей сообщаемостью с пластом. Само исследование пьезометрических скважин сводится к регулярным замерам уровня воды и пластового давления.
Впереливающих (фонтанирующих) скважинах статический уровень определяется путем наращивания труб. Если это технически невозможно, уровень рассчитывают, используя замеры избыточного давления на устье образцовыми манометрами.
Изменение уровня воды в скважинах прослеживается с помощью различных приборов: элекгроуровнемеров, эхолотов, а для постоянной записи колебаний уровня воды - пьезографов и лимниграфов.
Температурные измерения в скважинах проводятся ртутными манометрическими и электрическими термометрами. Наибольшее распространение получили максимальные ртутные термометры. Они более точны. Показания манометрических и электрических термометров часто проверяют показаниями максимальных ртутных термометров, причем погрешности бывают существенными. Достоверность данных и температуре в пластовых условиях зависит от времени пребывания скважин в покое перед замерами. Практика показывает, что тепловой режим устанавливается в скважине в течение 15-25 сут. Температурные измерения проводят через равные интервалы по стволу скважин. Следует измерять температуру у подошвы и кровли толщ, различных по литологическому составу.
Впереливающих скважинах температуры замеряют при закрытом устье через лубрикатор.
Для отбора проб из скважины в простейшем случае используют желонку. Глубинные пробы воды с сохранением пластового давления отбирают при помощи глубинных пробоотборников. Наиболее известны пробоотборники ПД-03, ПД-ЗМ, ПРИЗ-2 и др. На рис.60 показана конструкция пробоотборника ПД-03, представляющего собой цилиндр длиной 2,6 м, массой 10,5 кг и емкостью камеры 0,8 л. Спуск
иподъем различных приборов и в том числе пробоотборников осуществляют при помощи лебедок. Пробоотборники позволяют получить глубинные пробы' с теми свойствами, которыми они обладают в пластовых условиях. Наиболее достоверные данные по ионно-солевому и газовому составу вод получают при анализе проб, отобранных у забоя скважины. В пробах, отобранных в приустьевой части в силу дегазации при движении вод от забоя к устью, газонасыщенность уменьшается.
-242
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Рис.60. Принципиальная схема пробоотборника ПД-03:
1 - проволока; 2,18 - переходники; 3 - нижний клапан; 4 - тяга; 5,12-трубы; 6,15 - замки; 7 - стакан; 8 - спусковой рычаг; 16-9 - верхний клапан; 10,14 - муфты; 11 - фрикцион; 13 - часовой механизм; 16 - хвостовик; 17 - шток; 19 - кожух; 20 - термометр
Пробоотборники системы ПД снабжены термометрами, поэтому пластовая температура измеряется одновременно с отбором глубинных проб. Данные о температурах используют для расчета геотермических параметров, а также на последующих этапах работы скважин для сравнительного анализа и получения сведений о динамике изменения температурного режима в процессе разработки. При нефтегазопромысловых исследованиях большое значение приобретает отбор проб для определения содержания органических веществ и естественной радиоактивности. Содержание и состав органических веществ используют для оценки перспектив нефтегазоносности.
Данные о естественной радиоактивности вод и изотопном составе элементов позволяют судить о характере движения подземных вод, положении и скорости перемещения контура нефтеносности. Специфика отбора и хранения проб для этих целей рассмотрена в специальных руководствах (М.И.Суббота, В.Ф.Клейменов, Е.В.Стадник, 1980).
Все получаемые в процессе бурения и опробования данные используют для поисков, разведки, проектирования и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений.
10.3. Гидрогеологические основы прогнозирования условий проводки скважин
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, поглощение промывочных жидкостей и т.п.
16* |
-243 |
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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.13) и принципиальная схема генетических соотношений между гидрогеологическими условиями и параметрами, характеризующими пластовые давления в нефтегазоводоносных комплексах.
Таблица 13
Типы |
геогидродинамических систем (по |
||||
А.А.Карцеву с изменениями) |
|||||
|
|
|
|
|
|
Типы ГГДС |
Характерные |
|
PmlРу. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Элизионные |
Интенсивное |
|
1,2-2,0 |
|
|
геостатические |
прогибание |
|
|
|
|
Элизионные |
Дренированные |
|
1 и<1 |
|
|
геостатические |
|
|
|
|
|
Элизионные |
Интенсивное |
|
1,2-2,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Элизионные |
Интенсивное |
|
>2,0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Инфильтрационн |
С |
высокогорными |
>1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
С |
низкогорными, |
-1 или |
|
|
|
холмистыми |
и |
<1 |
|
|
|
равнинными зонами |
|
|
||
Депрессионные |
Поглощение |
|
<1 |
|
|
|
(засасывание) |
вод |
|
|
|
Техногенные |
Отбор нефти |
или |
~1 или |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Искусственная |
|
>1, |
|
|
|
|
|
|
|
|
В соответствии с этой классификацией в элизионной системе геостатического (литостатического) типа выделяются развивающиеся и вырождающиеся ГГДС. К развивающейся
-244 -
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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 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 ра-попроявления 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 нефтегазонос-ного 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 p^l ру^от С\,2р,о2,0).
Сверхгидростатические давления характерны и для геодинамических ГГДС. 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 ^/ру^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 Дщ/^.г.
значительно превышающие единицу. -245 -
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
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 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 р^1 л,.гили близкие к единице, или еще меньше. В пределах некоторых водонапорных
систем могут создаваться зоны с пластовым давлением ниже условного гидростатического, т.е. р^л'Ру.т 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 или газа на естественных режимах в продуктивных пластах Й1Л/ /Ту .г может сохраняться равным 1 или создаваться дефицит давления (рпл/ру.г<^) "рм интенсивном отборе углеводородов. Для
второго случая характерны величины отношения рпл^.г
превышающие 1,0, иногда достигающие -1,2 при интенсивной закачке воды.
Таким образом, при бурении в случае, если рпл/ Pv.r равно 0,9
или меньше, возможны поглощения. . Нормальные условия проводки скважин создаются при рпл1ру.т, изменяющемся в
-246 -