Каналин В.Г., Вагин С.Б. Нефтегазопромысловая геология
Подождите немного. Документ загружается.
сероводородной коррозии последних. Из 21 скважины,
обследованной гидрогеологами, подверглись ремонту 11 скважин, и
все они стали давать безводную нефть.
Гидрохимический метод определения притоков вод в скважинах
возможен при детальном знании гидрогеологических показателей
отдельных горизонтов, хорошей изученности свойств вод
продуктивных пластов и изменения их по площади.
Гидрохимический метод контроля за обводнением залежей основан
на наблюдениях за химическим составом вод, получаемых в процессе
разработки залежи нефти и газа. При разработке залежей
углеводородов на естественных режимах обводнение происходит за
счет продвижения краевых (подошвенных) вод. По изменению состава
вод в отдельных скважинах во времени можно судить о темпе и
направлении перемещения вод по пласту при его эксплуатации.
Гидрохимический метод контроля обводнения применяется при
разработке газовых и газоконденсатных залежей, где обводнение за
счет законтурных вод, сопровождаемое заменой получаемой вместе с
газом пресной конденсатной воды высокоминерализованной краевой,
хорошо маркируется по резкому возрастанию минерализации или
хлоридности. Опыт разработки газоконденсатных месторождений
Краснодарского края (Ленинградское, Каневское, Челбасское)
показывает, что гидрохимический метод позволяет регулировать
отборы газа, а также корректировать проведение ремонтно-
изоляционных работ на месторождениях.
Гидрохимический метод контроля заводнения нефтяных залежей
применялся П.К.АЗИМОВЫМ, И.Б.Розенбергом, А.Р.Ахундовым, А-
М.Никаноровым, Л.Н.Шалаевым и др. По составу попутной воды и
изученным закономерностям смешения пластовой и нагнетаемой вод
гидрохимический метод позволяет определить долю закачиваемой
воды в составе попутной, оценить скорость перемещения
закачиваемой воды в составе попутной, оценить скорость
перемещения закачиваемой воды и судить о путях ее
преимущественного движения.
На основе работ ряда исследователей (А.Н. Огильви и др.). А. Р.
Ахундов (1969) предложил формулу для определения пропорций двух
смешивающихся вод в составе смесей:
где Х- содержание первой воды в составе смеси, %; А - содержание
какого-либо компонента химического состава (например хлора) в
первой воде, мгокв/л; В- содержание того же компонента во второй
воде, мг-экв/л; С - содержание того же компонента в смеси, мг-экв/л.
Х=
(С- .6)1
00 "А- В
'
17* -259 -
В качестве первой воды (А) можно рассматривать пластовую воду, в
качестве второй (В) воду, закачиваемую в пласт в целях поддержания
давления, С - как попутную воду.
Формула справедлива для тех случаев, когда не происходит
вторичных процессов, выпадения осадков, выделения газов и т.п. В
противном случае нарушается прямолинейная зависимость, так как
часть ионов выводится из состава вод-смесей.
Для более точного решения задачи рекомендуется определять все
главнейшие компоненты состава вод, а затем выводить среднюю
величину X, т.е.:
X^+X^+...+Хп
л
- ————п————'
где А'| , Х^, .... Хп - содержание первой воды в составе смеси,
определенные по отдельным компонентам (хлору, натрию и др.);
и - число рассматриваемых компонентов.
В качестве примера использования гидрохимического метода
контроля заводнения следует привести результаты исследования,
приведенные А-М.Никаноровым (1977) на месторождении
Карабулак-Ачалуки. Нефтяная залежь в верхнемеловых
отложениях месторождения Карабулак-Ачалуки приурочена к толще
трещиноватых известняков мощностью около 300 м. Проницаемость
обусловлена наличием трещин различной раскрытости.
Максимальная трещиноватость наблюдается в сводовой части
складки и на участках, примыкающих к тектоническим нарушениям,
разделяющим залежь на пять блоков. Залежь подпирается водами
хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 1100-1700 мг-экв/л.
Начиная с 1959 г. началось нагнетание пресной воды в приконтурную
зону пласта.
Результаты подсчета процентного соотношения вод пластовых и
закачиваемых в смеси использованы для построения карт
заводненности коллектора. Пример такой карты показан на рис.64, из
которого видно, что внедрение закачиваемых вод в пласт происходит
неравномерно. Положение фронта нагнетания локализовалось вокруг
нагнетательных скважин, со временем удаляясь от них на различные
расстояния, зависящие от перепадов давления и фильтрационных
свойств коллектора. Динамика процесса заводнения может быть
прослежена при сравнении таких карт, построенных на разные даты
разработки. По разности заводненных объемов между какими-либо
датами определяется объем, заполненный нагнетаемой водой в
рассматриваемый , период времени. По анализу состояния
нагнетания, скоростям продвижения вод и положению фронта
-260
Рис.64. Карта распределения нагнетаемой воды в заводненном
объеме верхнемеловой залежи месторождения Карабулак-Ачалуки по
состоянию на 01.01.1964 г. (по A.M. Никанорову):
1 - изогипсы на кровле верхнемеловых отложений, м; 2 -
тектонические нарушения; 3
- линии равного процентного соотношения пластовой и нагнетаемой
вод; скважины: 4
- добывающие, 5 - нагнетательные; зоны с содержанием нагнетаемой
воды в пластовой (% по объему): б - от 0 до 50, 7 - более 50
нагнетания были сделаны рекомендации по ограничению отборов и
закачки в некоторых добывающих и нагнетательных скважинах, т.е.
конкретные рекомендации по регулированию разработки Карабулак-
Ачалукского месторождения.
Гидрохимические методы контроля за обводнением и заводнением
залежей нефти отличаются технической простотой, большой
надежностью и экономичностью.
10.7. Гидрогеологические основы подземного хранения газа и
захоронения промышленных стоков
Для подземного хранения газа, а также для захоронения
промышленных стоков используются резервуары, которые могут быть
приурочены к истощенным нефтяным и газовым пластам, водоносным
пластам, а также к искусственно создаваемым емкостям в толщах
солей, доломитов и гранитов. Первые подземные хранилища газа
(ПХГ) начали обустраиваться на истощенных месторождениях
углеводородов Самарской и Саратовской областей с 50-х годов.
Сейчас такие хранилища есть и в России и за рубежом.
-261
Из-за неравномерности потребления газа в разное время года
появилась необходимость создания сети газохранилищ в тех местах,
где истощенных месторождений углеводородов нет. В этом случае
ПХГ создаются в водоносных пластах. При проектировании и
сооружении ПХГ основное значение имеет выяснение степени
герметичности покрышки над резервуаром (пластом). При
определении надежности покрышки в ПХГ используются
гидрогеологические данные. Так, если между проектным и
вышележащим водоносными горизонтами имеется гидравлическая
связь, возможны перетоки и, таким образом, проектный горизонт
непригоден для закачки в него газа.
При проектировании подземных газохранилищ в водоносном пласте
П.Уизерспун, Т.Миллер, Р.Донован (1962) рекомендуют использовать
гидрохимические и гидродинамические методы. Гидрохимический
метод заключается в сравнении составов вод проектного и
вышележащих горизонтов. Если химические составы вод проектного и
вышележащих горизонтов различны, значит гидравлическая связь
и перетоки между этими горизонтами отсутствуют, а следовательно,
проектный горизонт пригоден для хранения газа. Если химический
состав вод проектного пласта такой же, что и химический состав
верхних вод, то вероятны гидравлическая связь и перетоки между
ними. Следовательно, проектный пласт непригоден для хранения
газа.
Гидродинамический метод заключается в следующем. Если
пьезометрическая поверхность проектного пласта В (рис.65)
располагается ниже пьезометрической поверхности
вышележащего пласта А, то вероятность перетоков из В в А
отсутствует, и значит пласт В пригоден для закачки газа. Этот случай
изображен на схеме. При обратном соотношении пьезометрических
поверхностей пластов закачка газа в пласт В нецелесообразна.
Получаемые этими методами положительные данные в
последующем должны проверяться специальными наблюдениями при
опытной закачке газа. Во время эксплуатации ПХГ следует наблюдать
за теми изменениями естественных условий, которые возникают под
влиянием закачки газа. Основная цель наблюдений заключается в
фиксации утечки газа и расползании искусственной газовой залежи.
Подземные хранилища сжиженных углеводородных газов и нефти,
преимущественно в солях, построены у нас и за рубежом. Так, в
Германии в толще солей искусственно созданы камеры для хранения
природных и сжиженных газов, а также нефтепродуктов общей
емкостью до 40 млн. м
3
.
-262 -
Рис.65. Схема соотношений водоносных горизонтов с различными напорами для оценки условий хранения
газов и жидкостей и захоронения промышленных стоков в водоносных пластах (по П. Уизерспуну и др.)
На рис.66 приведен геологический разрез соляного штока в Северной Германии, в толще которого созданы
искусственные полости для хранения газа и нефтепродуктов. В США построены нефтехранилища в солях
вблизи Мексиканского залива. Суммарный объем этих подземных емкостей составил 200 млн. м . Во
Франции компания "Эльф-Юнион" (г. Гарфанвиль) построила подземное хранилище в скальном грунте
объемом 1,9 млн. м
3
для мазута и 600 тыс. м для бензина и газойля (А.Я.Гаев, В.Д.Шугорев, А-П.Бутолин,
1986). Гидрогеологические исследования при сооружении хранилищ для газа и нефтепродуктов в
толщах солей проводятся в надсолевых отложениях с целью выяснения возможностей развития карста и
контроля за утечкой углеводородов.
Еще в более широких масштабах используются естественные подземные резервуары для захоронения
промышленных стоков. В нефтегазодобывающей промышленности захоронению подлежат сточные воды,
которые не могут быть использованы и для которых не могут быть применены какие-либо способы очистки
или уничтожения. При необходимости сброса сточных вод важное значение приобретает выявление в
разрезе нефтегазовых месторождений поглощающих горизонтов и зон. Выбрать такие горизонты позволяет
гидрогеологическая изученность разреза. Важнейшей гидрогеологической задачей, которая требует
Геологические основы проектирования, контроля и регулирования
разработки нефтяных и газовых месторождений
Глава J--1
Геологопромысловое обоснование систем разработки нефтяных и
газовых залежей
11.1. Понятие о разработке и системе разработки
После окончания разведочных работ и подсчета запасов
приступают к проектированию разработки. Проектные документы
составляют на основе комплексного изучения геологопро-мысловых
особенностей залежей продуктивных пластов, изучения их
энергетической характеристики, полученной в процессе пробной
эксплуатации. При этом намечаются мероприятия по
осуществлению рациональной разработки месторождения, а также
размещению добывающих, нагнетательных скважин по
определенной системе. Что же следует понимать под разработкой и
системой разработки?
Разработкой нефтяной (газовой) залежи (месторождения) следует
называть выполнение' комплекса работ, предусмотренных
соответствующими проектными и другими документами, по управ-
лению процессом движения жидкости и газа в пласте к забоям
добывающих скважин, установлению их числа и порядка ввода в
эксплуатацию, режима их работы при использовании естественной
энергии пласта или искусственного воздействия на него.
-266-
Разде
л
IV