Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология

Подождите немного. Документ загружается.

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 образу-

ется в стволах эксплуатационных скважин и в промысловых коммуни-

кациях 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

опресненных вод может происходить в результате массопереноса

пресной влаги из газоконденсатной залежи в законтурную зону.

Отмечено, что под залежью образуется слой маломинерализо-

ванных конденсатогенных вод, толщина которого может быть не-

значительной, но может достигать и нескольких сотен метров. Так, по

данным А.М.Никанорова, слой конденсатогенных вод на Старо-

грозненском 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 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.

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 -

Большое значение имеют геофизические исследования в сква-

жинах. 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 гамма-

метод. 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

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.

В переливающих (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.

В переливающих 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

и подъем 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

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

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

условия нахождения

Pml

Ру.

Элизионные

геостатические

Интенсивное

прогибание

1,2-2,0

Элизионные

геостатические

Дренированные 1 и<1

Элизионные

термо-

Интенсивное

прогибание

1,2-2,0

Элизионные

геодинамические

Интенсивное

прогибание

>2,0

Инфильтрационн

ые

С высокогорными

зонами создания

С низкогорными,

холмистыми и

равнинными зонами

-1 или

Депрессионные Поглощение

(засасывание) вод

Техногенные Отбор нефти или

газа без под-

~1 или

Искусственная

закачка газов и

>1,

иногда

В соответствии с этой классификацией в элизионной системе

геостатического (литостатического) типа выделяются

развивающиеся и вырождающиеся ГГДС. К развивающейся

-244 -

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 сверхгидро-

статического давления коррелируются со скоростью осадконакоп-

ления. Распространение сверхгидростатического давления харак-

терно 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 геодинами-

ческих 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 -

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 -

диапазоне величин от 0,9 до 1,4. Осложнения в виде водопроявлений

и выбросов могут наблюдаться при Рпл^.г'

равным 1,4-2,0 и более.

10.4. Гидрогеологические условия проявления различных

режимов нефтегазоносных пластов

Характеристика режимов нефтяных и газовых залежей подробно

изложена в гл.6 II раздела. Здесь мы остановимся на рассмотрении

роли гидрогеологических условий в формировании режимов и

возможности их прогнозирования.

Залежи нефти и газа являются элементами природных водона-

порных систем, поэтому их пластовая энергия обусловлена давле-

ниями, существующими в этих системах и продуктивных горизонтах.

Влияют и другие источники энергии, связанные с газонасыщением

вод и нефти, деформацией пород и т.п. В чистом виде все режимы

проявляются редко. В процессе разработки залежи в зависимости от

характера проявления источников пластовой энергии могут

осуществляться последовательно и несколько режимов.

С гидрогеологической точки зрения по характеру

доминирующего источника энергии основное внимание следует

обратить на естественный жестко-водонапорный, упруго-

водонапорный и газовый режимы.

При жестко-водонапорном режиме основным видом энергии яв-

ляется напор краевых вод, которые внедряются в залежь нефти и

могут полностью компенсировать в объеме залежи отбираемое ко-

личество нефти и попутной воды. Такой режим характерен для за-

лежей нефти, приуроченных к природным водонапорным системам

инфильтрационного типа, преимущественно с высокогорными зонами

создания напора. Для этого режима свойственны хорошая

гидродинамическая связь залежи с законтурной частью пласта,

наличие высоких скоростей подземного потока и большие

гидравлические уклоны. При этом возможны и смещения залежей по

направлению движения пластовых вод.

Наиболее наглядно это можно проиллюстрировать результатами

исследований В.Н.Корценштейна (1960), проведенными в

Центральном Предкавказье по хадумскому горизонту, содержащему

крупные газовые залежи, такие как Северо-Ставропольское,

Кугультинское, Расшеватское и др. Уникальность этих

исследований заключается в том, что все результаты замеров

статических уровней (более чем в 100 скважинах) получены до

-247 -

Рис.61. Смещение хадумских газовых залежей в результате движения

подземных вод (по В.Н. Корценштейну, с сокращениями). I - изопьезы

хадумского горизонта; II -газовые залежи: 1 - Ивановская, 2 -

Кугультинская, 3 - Безопасненская, 4 -Расшеватская, 5 - Северо-

Ставропольская. 6 - Пелагиадинская, 7 - Казинская, 8 -Сенгилеевская;

III - глины; IV - песчано-глинистые газоносные породы; V -направление

движения вод; VI - отметка контакта вода-газ. Профили залежей: I - Г

(Северо-Ставропольская); II - и' (Сенгилеевская); III - III'

(Расшеватская); VI - vr (Безопасненская); V - v (Кугультинская)

начала разработки газовых залежей, в условиях ненарушенного

естественного жестко-водонапорного режима. На карте хадумского

водоносного горизонта (рис.61) показаны гидроизопьезы,

свидетельствующие о движении подземных вод с запада - юго-запада

на северо-восток. В результате влияния потока пластовых вод

газовые залежи смещались по направлению потока. Величины

смещения были разными и определялись в профильных сечениях,

указанных на рис. 61,а. Так, на Северо-Ставропольском

месторождении, профильный разрез 1-1' которого показан для

примера на рис. 61,6, величина смещения залежи по вертикали

составила 55 м, на Сенгелеевском - 70 м, на Расшеватском 30-35 м,

на Кугультинском 35-40 м.

В инфильтрационных водонапорных системах этого типа в

результате интенсивного водообмена и промытости пластов воды

обычно обладают низкой минерализацией. Подобный режим выявлен

также в залежах караган-чокракских отложений Терско-Сунженского

бассейна в Восточном Предкавказье и верхних горизонтах межгорных

бассейнов Скалистых гор США.

-248