VIP Studio ИНФО Гидрогеохимия техногенеза при разработке нефтяных месторождений
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

В.В. Муляк,  (Акционерное общество открытого типа “ЛУКОЙЛ”)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-3
 

 

Связи нефтяных месторождений с окружающей геологической средой обширны. Они формируются как в процессе их образования, так и во время разработки залежей нефти. Воды, закачиваемые для активизации процесса вытеснения нефти, зачастую отличны от пластовых по генезису и химическому составу, что провоцирует сдвиг геохимических равновесий в системе вода – порода, приводит к изменению фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и, как следствие, инициирует неравномерное обводнение продуктивных горизонтов, межпластовые перетоки подземных вод и нефти.

Количественная оценка масштабов и особенностей техногенной трансформации гидрогеохимической среды при эксплуатации нефтяных месторождений малоизученная, но очень важная проблема как с геолого-промысловых, так и геоэкологических позиций. Ключ к ее решению лежит в проведении на нефтяных месторождениях гидрогеохимического мониторинга. Пока таковой внедрен лишь на действующих нефтепромыслах Беларуси и отдельных российских месторождениях, на которых была доказана высокая эффективность гидрогеохимических методов контроля за их разработкой.

Теоретическая основа изучения гидрогеохимического техногенеза нефтяных месторождений.

Термин “техногенез” впервые ввел в научный обиход академик А.Е.Ферсман, который неоднократно подчеркивал геохимическую сущность техногенеза, в частности выдвигал на первый план неизбежность формирования техногенных геохимических ландшафтов при добыче полезных ископаемых [4]. В дальнейшем в геохимии техногенеза сформировалась самостоятельная ветвь – гидрогеохимия техногенеза, изучающая взаимовлияния гидрогеосферы Земли и ее геолого-технических систем в различных пространственно-временных масштабах [2, 3] и др. Согласно Ф.И.Тютюновой, метаморфизация пластовых вод, происходящая под техногенными нагрузками (техногенная минерализация пластовых вод), наиболее чутко отражает направленное изменение химического состава и свойств вод при освоении месторождений полезных ископаемых [3]. Другими словами, именно динамика гидрогеохимических параметров месторождений УВ наиболее информативна для исследования совокупных (наложенных) процессов трансформации естественной природной среды на нефтяных промыслах.

Высокая информативность гидрогеохимического контроля за разработкой залежей УВ обеспечена тем, что пластовые воды имеют генетическое родство с ОВ (как продукты литогенеза), а химический состав вод способен чутко отражать техногенно обусловленные сдвиги в геохимическом равновесии системы вода – породообразующие минералы пород-коллекторов, которые, в свою очередь, контролируют характер и направленность геофлюидодинамических процессов.

Таким образом, если рассматривать систему УВ – вода – порода как нефтегазопромысловый (особенно нефтепромысловый) объект, то надо признать, что именно вода является тем элементом системы, на который выпадает основная техногенная нагрузка (из-за прямого контакта с техническими водами, используемыми для поддержания пластового давления). Те геохимические изменения, которые происходят с другими элементами системы, вторичны, а поэтому менее выражены. Анализ гидрогеохимического техногенеза месторождений УВ дает возможность, в частности, прогнозировать закономерности изменений гидродинамических условий на месторождениях УВ, что имеет важный практический смысл.

Значимость гидрогеохимического мониторинга как источника ценных сведений о природно-техногенных системах определяется соотношением кинетики физико-химических превращений и скоростей геофлюидодинамических процессов в нефтегазовых промысловых системах. Известно, что в природных условиях взаимосвязи гидродинамических, гидрохимических и литолого-минералогических параметров пластовых систем проявляются лишь в масштабе геологического времени, а на коротких временных дистанциях они размыты. При техногенном режиме скорости движения подземных вод многократно возрастают. Например, при разработке залежей УВ градиенты напоров на месторождениях юго-восточного склона Южно-Татарского свода в водоносных комплексах терригенных отложений среднего и верхнего девона выросли в 12 раз по сравнению с природными, нижнего карбона – в 10 раз (Ибрагимов Р.Л., 2005).

Гидрогеохимия техногенеза месторождений УВ “проросла” из многолетних наблюдений за поведением попутных вод, их трансформацией на действующих нефтяных промыслах. В свое время считалось, что изменения химического состава попутных вод нефтяных месторождений – результат простого смешивания пластовых и закачиваемых для подержания пластового давления вод. О том, насколько широко были распространены эти представления, можно судить по большому объему довоенных публикаций по вопросам нефтегазопромысловой гидрогеологии. По мере накопления фактического материала стало очевидно, что процессы смешивания вод различного состава проходят при активном участии легкорастворимых породообразующих минералов, что приводит к необратимым изменениям в системе вода – породообразующие минералы. В 80-х гг. возникло новое научно-практическое направление литогидрогеохимия [1], которое в последующие годы служило концептуальной основой интерпретации результатов гидрогеохимического контроля за разработкой нефтяных месторождений (Порошин В.Д., Муляк В.В., 2004; Муляк В.В. и др., 2006).

Интересно отметить, что развитие теории гидрогеохимии техногенеза с некоторым отставанием “вторило” смене основных концепций в геологии нефти и газа. Это, по-видимому, было следствием заимствования теоретического знания из нефтегазовой геологии, его переноса в нефтепромысловую гидрохимию. Например, развитие литолого-стратиграфической концепции образования нефти и газа повлекло за собой исследование в области взаимодействия природных и техногенных вод не только между собой, но и с вмещающей их литологической средой (таблица).

Таблица.

Сопоставительный анализ отдельных концепций геологии нефти и газа и нефтепромысловой гидрогеохимии.


Основные концепции

в геологии нефти и газа [5]

в нефтепромысловой
гидрогеохимии

Литолого-стратиграфическая, придающая основное значение в процессах формирования залежей УВ времени и литолого-фациальным условиям
захоронения исходного ОВ.
50-70-е гг. ХХ в.

Литогидрохимическая, придающая большое значение геохимическим равновесиям в системе вода – породообразующие минералы и рассматривающая процессы обводнения эксплуатационных скважин и заводнения продуктивных пластов с позиций вторичных литологических процессов с участием пластовых и попутных вод.
70-80-е гг. ХХ в.

Геохимическая, раскрывающая значение типа исходного ОВ и степени его катагенеза под действием термобарического фактора.
70-90-е гг. ХХ в.

Гидрогеохимическая, рассматривающая взаимодействия вод (пластовых и технических) не только с вмещающей литологической средой (породообразующими минералами), но и солевыми компонентами нефтей.
С начала 90-х гг. ХХ в. по настоящее время

Геофлюидодинамическая, развивающая системные представления об общности всех флюидов земной коры, динамическом характере их взаимодействия с минеральной матрицей вмещающих пород.
С 90-х гг. ХХ в. по настоящее время

Начало сопряженного изучения гидрогеохимических и геофлюидодинамических эффектов при разработке месторождений УВ.
С конца 90-х гг. ХХ в. по настоящее время

 

Наши представления о том, что из себя представляет в настоящее время теоретическая база гидрогеохимии техногенеза месторождений УВ показано на рис. 1.

 

Рис. 1. СВЯЗЬ ТЕОРЕТИЧЕСКОГО БАЗИСА ГИДРОГЕОХИМИИ ТЕХНОГЕНЕЗА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ
С ОСНОВНЫМИ ПРИКЛАДНЫМИ И ФУНДАМЕНТАЛЬНЫМИ НАУКАМИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО ЦИКЛА

 

Подчеркнем важное: не только фундаментальные и прикладные разделы физической химии, гидродинамики, геологии “питают” рассматриваемое научное направление, но и оно дает богатейший материал для осмысливания механизмов разрушения залежей УВ в природных условиях, например в момент интенсивных восходящих тектонических движений, сопровождающихся резким падением пластового давления. Иными словами, с одной стороны, для развития теоретических основ гидрохимических методов контроля за разработкой УВ востребован целый комплекс геологических дисциплин, с другой – результаты нефтегазопромыслового гидрогеохимического мониторинга способствуют развитию прикладных и фундаментальных направлений геологии в целом.

Гидрогеохимический анализ и контроль разработки нефтяных месторождений как прикладная функция гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений.

Взаимообусловленность поведения подземных вод, УВ между собой и с вмещающими их породами, проявляемая как в природных, так и техногенных условиях, дает возможность по состоянию параметров гидрогеологической среды следить за поведением других элементов пластовых систем месторождений УВ, в частности по изменению в химическом составе вод и нефтей предсказывать целый спектр происходящих в продуктивном пласте и его окружении процессов. На свойстве чуткого отклика гидрохимии вод и геохимии нефтей базируется гидрогеохимический метод анализа и контроля за разработкой месторождений УВ (рис. 2).

 

Рис. 2. СТРУКТУРА ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКОГО МЕТОДА КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Гидрогеохимический метод контроля разработки месторождений УВ позволяет решать целый ряд важнейших практических задач. К ним, в частности, относятся:

  • определение природы вод, поступающих в добывающие скважины попутно с основной УВ-продукцией;
  • выявление аварийных скважин,
  • прогнозирование времени начала, темпов и характеристик водопроявлений в добывающих скважинах;
  • нахождение направлений и скоростей перемещения закачиваемых вод;
  • оценка взаимосвязи добывающих и нагнетательных скважин;
  • выделение наиболее промытых участков залежей и участков, неохваченных процессом вытеснения, где могут находиться остаточные запасы нефти;
  • оценка изменений объема сети фильтрационных каналов в пласте-коллекторе;
  • установление проявлений водонапорного режима, оценка объемов внедряющихся пластовых и конденсационных вод при разработке газовых залежей;
  • изучение характера, объема и закономерностей поступления пластовых вод в залежи нефти, разрабатываемые с применением заводнения;
  • уточнение энергетического состояния залежей и корректировка построения карт изобар;
  • выдача рекомендаций по регулированию разработки залежей на перспективу с целью предотвращения неоправданных потерь в недрах УВ-сырья и преждевременного обводнения добывающих скважин;
  • прогноз и предупреждение солеотложения в продуктивных пластах, скважинном и наземном оборудовании;
  • установление качества проведтий в добывающих скважинах.

Помимо перечисленных и некоторых других прикладных вопросов оптимизации эксплуатации месторождений УВ, гидрогеохимические исследования в регионах с нефтяными и газовыми промыслами приобретают также все большее значение для решения таких задач, как: а – оценка совокупных техногенных воздействий на геологическую и окружающую природную среду; б – контроль состояния природных вод, в том числе объектов питьевого водоснабжения; в – захоронение жидких промстоков; г – использование попутных промысловых вод в качестве гидроминерального сырья и бальнеологических целей. В целом можно говорить о гидрогеохимическом мониторинге нефтегазодобывающих регионов, центральное место в котором следует отводить гидрохимическому контролю разработки месторождений УВ.

Методика гидрогеохимического контроля, разрабатываемая на протяжении многих лет, в настоящее время усилена совокупным анализом геохимических параметров системы вода – породы – УВ*, а также индикаторными исследованиями – эффективным инструментарием для исследования техногенных геофлюидодинамических изменений (Муляк В.В. и др., 2007). Реализуя методические приемы гидрогеохимического контроля на целом ряде объектов, были получены весьма обнадеживающие практические результаты.

С учетом усиления геохимической “составляющей” методики, она в трактовке автора статьи называется “гидрогеохимический метод контроля за разработкой месторождений нефти”.

Примеры реализации методики гидрогеохимического контроля и анализа разработки нефтяных месторождений как прикладной функции гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений.

На огромном фактическом материале (> 68 тыс. определений хлоридов в нефтях только по одному Речицкому месторождению) было показано, что перед началом обводнения в нефтях растет содержание хлора. Это, с одной стороны, – явное доказательство неразрывности флюидов нефтегазовых пластовых систем, с другой – основа прогноза обводнения продуктивных горизонтов на разрабатываемых нефтяных месторождениях (рис.3, А); одновременно повышается плотность нефти (рис. 3, Б).

 

Рис. 3. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ В НЕФТЯХ (А) И ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ (Б) ПО скв. 150 РЕЧИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Полученная закономерность носит устойчивый характер: та же ситуация проявляется и на других месторождениях (рис. 4). Механизм этого явления связан с подтягиванием к залежи погребенных вод, химический состав которых значительно отличается от химического состава пластовых вод. При определенных условиях некоторая часть погребенных вод становится подвижной и выносится с нефтью на поверхность, что и обусловливает постоянное присутствие хлористых солей в нефти. При этом нельзя исключить влияние и солюционных вод.

 

Рис. 4. ИЗМЕНЕНИЕ СОДЕРЖАНИЯ ХЛОРИСТЫХ СОЛЕЙ В НЕФТЯХ (А)
И ПЛОТНОСТИ НЕФТЕЙ (Б) ПО скв. 128 ЮЖНО-ОСТАШКОВИЧСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Важно подчеркнуть, что схожие графики были построены более чем по 1000 эксплуатационным скважинам и картина, аналогичная на рис. 4, нередко затушевывалась различного рода “помехами”. Часто, к примеру, высокое содержание хлоридов в нефтях было связано с проведением капитального ремонта скважин, ГТМ, подливами в скважину различных вод. Наши исследования показали, что более устойчивым показателем зачастую является плотность нефти.

Второй пример показывает возможности метода гидрогеохимического анализа разработки на материалах подсолевой залежи нефти Вишанского месторождения, находящейся в окружении высокоминерализованных хлоркальциевых рассолов. После первых лет разработки и неудачной попытки создания системы законтурного заводнения была организована закачка пресных, а затем и высокоминерализованных вод в два ряда разрезающих скважин, разбивающих залежь на восточный, центральный и западный участки. Массовые данные по составу и плотностям попутных вод появились с 1973 г. С этого времени нефть добывалась совместно с водой различной минерализации.

В начальный период обводнения в скважины поступали высокоминерализованные рассолы, в дальнейшем минерализация попутных вод снижалась. Определены основные направления фильтрационных потоков (рис. 5), и оценена скорость продвижения закачиваемых вод от внутриконтурных скважин к эксплуатационным, которая колебалась от 1,2 до 9,4 м/сут (среднее значение – 3,76 м/сут).

 

Рис. 5. СХЕМАТИЧЕСКАЯ КАРТА НАПРАВЛЕНИЙ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ ПОТОКОВ
ПОДСОЛЕВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ ВИШАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (1972-1978 гг.) (Муляк В.В., Порошин В.Д., 2005)
Скважина: 1 – нагнетательная (числитель – номер скважины, знаменатель – месяц и год начала закачки вод),
2 – добывающая (числитель – номер скважины, знаменатель – месяц и год начала снижения плотности попутных вод);
3 – начальное положение ВНК; 4 – направления фильтрационных потоков

 

По этим данным, а также с учетом изменения плотности вод показано, что с начала эксплуатации и до 1975 г. почти повсеместно происходит вытеснение проникших в залежь пластовых рассолов закачиваемыми водами и смешивание вод различного генезиса. На более поздних стадиях разработки состав попутных вод формируется практически только за счет закачиваемых вод без заметного участия приконтурных рассолов. Оценка избыточного количества хлоридов натрия в попутных водах, формирующегося за счет растворения вторичных галитовых выполнений трещин, пор и каверн продуктивных горизонтов, свидетельствует о том, что максимальные его значения тяготеют к приразломным частям структуры.

В целом надо отметить, что внутриконтурное заводнение залежи пресными водами на начальном этапе ее эксплуатации привело к расширению системы основных фильтрационных каналов, увеличению фильтрационно-емкостной неоднородности пластов по площади и разрезу, резкому обводнению добываемой нефти и уменьшению охвата продуктивной части разреза выработкой. В сложившихся условиях УВ вытеснялись преимущественно из высокопористых и проницаемых участков и пропластков. Особенно это характерно для западной части залежи, где в результате закачки пресных вод в скв. 17, несмотря на невысокие отборы (скв. 48, 66, 67 и др.), отмечалось интенсивное обводнение продукции и большая часть пластов оказалась неохваченной выработкой. Этот участок представляет несомненный интерес для его доразработки. Более равномерно вытеснение нефти происходило в районе расположения скв. 7, 76, 77, 92, в его пределах до настоящего времени ведется добыча нефти. Близкая, хотя и менее выраженная, картина отмечена также в пределах узкой полосы, примыкающей в центральной части структуры к разрывному нарушению (скв. 3, 33, 47, 62, 64).

Проведенные балансовые гидрохимические расчеты показывают, что за весь период разработки из подсолевой залежи нефти с попутными водами было вынесено около 612 тыс. м3 растворенного в нефтесодержащих отложениях галита. По состоянию на 01.01.2003 г. средневзвешенное значение избыточного содержания хлористого натрия в попутных водах за весь период их добычи оценивается в 64,95 г/л. Так как пластовые воды практически не способны растворять галит из-за их предельной насыщенности по хлористому натрию, галит растворялся только в закачиваемых водах, доля которых в составе попутных достигла 0,92. В таких условиях в каждом 1 л закачанных вод растворилось 70,6 г хлористого натрия.

В общем объеме (20232 тыс. м3) попутно добытых вод закачиваемых – около 18533 тыс. м3. Суммарный объем закачанных в залежь вод равен 35723 тыс. м3, из которых 17190 тыс. м3 осталось в продуктивных пластах. Эти воды могли растворить около 552 тыс. м3 галита (а при полном насыщении их хлористым натрием – > 1000 тыс. м3). При растворении такого количества галита уменьшение объема за счет проявления электрострикции составит 138-250 тыс. м3. В результате общее уменьшение объема с учетом растворившегося и вынесенного с попутными водами галита может достигать 300-400 тыс. м3, что необходимо учитывать при проведении балансовых расчетов.

Изучение особенностей изменения плотности добываемой нефти в процессе эксплуатации скважин, а также гидрохимические материалы, свидетельствующие об отсутствии влияния законтурного заводнения на вытеснение нефти, позволили обосновать наличие остаточных запасов на отдельных участках, прилегающих к водонефтяному контакту. Закачка агрессивных по отношению к галиту пресных вод и вод пониженной минерализации в нагнетательные скважины, а также периодически создававшиеся перепады пластовых давлений между законтурной зоной и зоной отбора привели к частичному разрушению экрана, существовавшего на водонефтяном контакте. Все это указывало на целесообразность вовлечения в разработку приконтурных участков нефтяной залежи путем восстановления и использования в системе поддержания пластового давления законтурных нагнетательных скважин. Эти планы были реализованы начиная с декабря 2004 г. вводом под нагнетание простаивающей скв. 19, а в течение 2005 г. – скв. 32, 36 и 37. Проведенные мероприятия способствовали смене фильтрационных потоков и вытеснению дополнительных объемов остаточных запасов нефти, в том числе и из приконтурной зоны.

ВЫВОДЫ

На основе гидрогеохимии техногенеза нефтяных месторождений создана современная наукоемкая, высокоэффективная технология анализа, контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений. Методически технология представлена обширным комплексом способов установления выработки запасов и оценки роли пластовых, закачиваемых и других технологических вод в вытеснении нефти к забоям добывающих скважин из различных продуктивных пластов на обводненных участках конкретных месторождений. Важно, что при этом методика малозатратна. Наряду с решением прямых задач, методика позволяет оценивать целесообразность использования попутных вод в качестве гидроминерального сырья, уточнять распределение остаточных запасов на площади, что немаловажно для деятельности вертикально-интегрированных компаний. Практические сферы внедрения – многочисленные месторождения нефти и газа, где накопленный гидрогеохимический материал не систематизирован, его анализ не соответствует возможностям современных научно-методических подходов и требованиям современного нефтегазового промысла.


СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Карцев А.А. Использование результатов литогидрогеологических исследований при поисках нефти и газа (на примере Припятского прогиба и некоторых регионов Сибирской платформы) / А.А.Карцев, А.Н.Дмитриевский, В.Д.Порошин и др. // Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа. – М., 1989. – Вып. 7.
2. Плотников Н.И. Введение в экологическую гидрогеологию. – М.: Изд-во МГУ, 1998.
3. Тютюнова Ф.И. Физико-химические процессы в подземных водах. – М.: Наука, 1976.
4. Ферсман А.Е. Геохимия. – Л.: ОНТИ: Химтеорет, 1934. – Т. 2.
5. Хаин В.Е. Флюидодинамический анализ – новый этап развития учения о нефтегазоносности осадочных бассейнов / В.Е.Хаин, Б.А.Соколов // Флюидодинамический фактор в тектонике и нефтегазоносности осадочных бассейнов. – М., 1989.


©  В.В. Муляк, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-3.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru