Гидрогеологические условия проявления различных режимов нефтегазоносных пластов. Использование гидрогеологических данных при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Лекция

Гидрогеологические условия проявления различных режимов нефтегазоносных пластов. Использование гидрогеологических данных при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений

Гидрогеологические условия проявления различных режимов нефтегазоносных пластов. Здесь мы остановимся на рассмотрении роли гидрогеологических условий в формировании режимов и возможности их прогнозирования.

Залежи нефти и газа являются элементами природных водонапорных систем, поэтому их пластовая энергия обусловлена давлениями, 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 жесткий водонапорный, упруговодонапорный и газовый режимы.

При жестком водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевых вод, которые внедряются в залежь нефти и могут полностью компенсировать в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. Такой режим характерен для залежей 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 начала разработки газовых залежей, в условиях ненарушенного естественного жестко-водонапорного режима. На карте хадумского водоносного горизонта (рнс.) 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.. Так, на Северо-Ставропольском месторождении профильный разрез I-I которого показан для примера на рис.37б, величина смещения залежи по вертикали составила 55 м, на Сенгелеевском 70 м, на Расшеватском 30-35 м, на Кугультинском 35-40 м.

Рис. - 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 - I' (Северо-Ставропольская); II - II' (Сенгилеевская); III - III' (Расшеватская); VI - VI' (Безопасненская); V - V' (Кугультинская)

В инфильтрационных водонапорных системах этого типа в результате интенсивного водообмена и промытости пластов воды обычно имеют низкую минерализацию. Подобный режим выявлен также в залежах караган-чокракских отложений Терско-Сунженского бассейна в Восточном Предкавказье и верхних горизонтах межгорных бассейнов Скалистых гор США.

При упруговодонапорном режиме нефть, газ и вода, которые отбираются из пласта, замещаются водой, поступающей за счет расширения сжатой в водонапорном комплексе воды и частично породы, вследствие падения давления в области эксплуатационных скважин. Упруговодонапорный режим проявляется в различных гидрогеологических условиях. Им могут обладать залежи, приуроченные к природным водонапорным системам инфильтрационного типа с холмистыми и равнинными зонами создания напора, имеющие слабую гидродинамическую связь с областью питания вследствие большой удаленности от нее. Этот режим проявляется при небольших скоростях естественного подземного потока и небольших гидравлических уклонах. Существенное значение имеют и размеры залежи. При больших размерах залежей и невысокой проницаемости коллекторов, а также при изолированности залежей от водоносной части пласта основной формой энергии будут упругие свойства флюидов и породы.

Химический состав и минерализация вод могут быть различными. Однако обычно преобладают высокоминерализованные воды (рассолы) хлоридно-кальциевого типа. Упруговодонапорный режим характерен для залежей, приуроченных, например, к геостатическим вырождающимся ГГДС с пластовыми давлениями, близкими к условным гидростатическим. В элизионных геостатических развивающихся ГГДС со сверхгидростатическими давлениями в процессе разработки залежей отмечается быстрое снижение пластовых давлений, но все же при этом обеспечиваются более высокий коэффициент извлечения нефти и более интенсивный темп разработки (М.М.Иванова, Л.Ф.Дементьев, И.П.Чоловский, 1992).

При газовых режимах воды неподвижны и отбор нефти и газа, а частично и попутных вод, происходит за счет расширения газа. Газовые режимы характерны для залежей, содержащих растворенный, свободный и окклюдированный газ в нефти, приуроченных к водонапорным комплексам небольших размеров и характеризующихся небольшими скоростями подземного потока.

При отсутствии значительного количества газа и изолированности от воды в залежи нефти возможен гравитационный режим.

Основным источником энергии, продвигающим нефть к забоям скважин, является действие силы тяжести.

Таким образом, для прогноза возможных режимов нефтегазо-водоносных пластов по гидрогеологическим данным необходимо изучение типа и строения водонапорных систем, а также взаимосвязи их в нефтегазоносном бассейне. Существенное значение имеют определение наличия или отсутствия тектонических нарушений, разделяющих залежи на блоки, установление гидравлической связи этих частей залежи с законтурной зоной. Важное значение имеет определение положения зон создания напора и очагов разгрузки, гидрохимической характеристики пластовых вод, гидродинамических градиентов и т.п. Все эти данные могут лечь в основу прогнозирования режимов залежей.

Использование гидрогеологических данных при проектировании разработки нефтяных и газовых месторождений. При проектировании разработки гидрогеологические данные позволяют уточнить энергетические характеристики нефтегазовых залежей, наличие или отсутствие гидравлической сообщаемости продуктивных горизонтов между собой, определить влияние разработки залежи на соседние месторождения, приуроченные к единой водонапорной системе и т.п.

При проектировании разработки существенное значение имеет установление гидродинамической связи залежей нефти и газа с законтурной водоносной зоной, так как эти условия в ряде случаев определяют выбор методов воздействия на пласт и технологию разработки залежей углеводородов.

Имеются многочисленные примеры, когда залежи изолированы от пластовых вод кальцитовым цементом и битумом. Толщина битумизированной зоны может достигать нескольких метров, но может составлять и сотни метров. Такой слой битума и является экраном, запечатывающим залежь от водоносной части коллекторов. Подобное явление отмечено в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам Куйбышевского Поволжья, к рифогенным карбонатным массивам артинского возраста в Предуральском краевом прогибе, в турнейских породах Большикинельского вала в Оренбургской области, в залежах с песчаными коллекторами в Азербайджане и в ряде других районов.

В начальный период разработки связь таких залежей с законтурной зоной крайне незначительна и она начинает проявляться лишь при очень больших перепадах давления. Изучение гидродинамической связи залежей нефти необходимо и на стадии проектирования и в последующем в процессе разработки. Об изолированности или взаимосвязи залежей и пластовых вод можно судить, анализируя динамику пластового давления в эксплуатационных и пьезометрических скважинах (метод гидропрослушивания). Такие исследования были проведены Ю.П.Гаттенбергером и В.П.Дьяконовым в 1963-1965 гг. в начале освоения нефтяных месторождений Западной Сибири.

Так, на Мегионском месторождении по пласту БВ8 исследовались три пары скважин, расположенных на западном и восточном крыльях структуры. Импульс давления создавался последовательным пуском и остановкой трех нефтяных скважин. Для улавливания импульса были оборудованы две законтурные пьезометрические скважины. Давления в них регистрировались с помощью устьевых дифференциальных манометров. Было установлено, что импульс давления регистрируется через 4-5 суток при расстоянии между скважинами 1,7-2,3 км. Гидропрослушивание показало, что при прохождении волн давления через область водонефтяного контакта каких-либо аномальных отклонений не происходит, т.е. нефтяная и водная зоны пласта БВ8 гидродинамически связаны между собой. Аналогичные исследования были проведены и по другим месторождениям Западной Сибири и затем учтены в соответствующих проектах разработки.

Метод гидропрослушивания, наряду с использованием данных о химическом и газовом составах вод, может с успехом применяться и для выявления сообщаемости различных пластов в вертикальном разрезе единого месторождения. Те же исследователи (Ю.П.Гаттенбергер и В.П.Дьяконов, 1964 г.) во время опытной эксплуатации Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири установили гидродинамическую связь между пластами БС, и БС2-3, хотя никаких признаков литологических окон в глинистых породах раздела между ними до этого обнаружено не было. Гидропрослушивание было проведено в центральной части месторождения между двумя скважинами (рис.38), вскрывшими пласт БС, (скв.62) и пласт БС2-3 (скв.80). В скв.80, вскрывшей пласт БС2-3, создавали импульс давления - скважину пускали в эксплуатацию, а затем закрывали. Между двумя скважинами установлено четкое взаимодействие, зафиксированное понижением, а затем ростом давления. Факт наличия гидравлической взаимосвязи пластов Усть-Балыкского месторождения подтвердился позже в процессе разработки.

Важность выявления гидравлической связи между продуктивными горизонтами газоконденсатных месторождений, приуроченных к единой водонапорной системе, подтверждается исследованиями В.В.Савченко (1994), проведенными на Северном Кавказе. Так, на Ленинградском газоконденсатном месторождении при анализе разработки залежей отдельных эксплуатационных объектов установлена их взаимосвязь не только в газонасыщенной части пласта, но и за ее пределами.

Рис. - Выявление гидродинамической связи пластов в разрезе месторождения (кривая изменения устьевого давления в скв.62 пласта БС, от пуска и остановки скв.80 пласта БС2+3 Усть-Балыкского месторождения), по Ю.П.Гаттенбергеру, В.П.Дьяконову:1 - пуск в эксплуатацию скв.80, 2 - остановка скв.80

Следствием такой взаимосвязи являются расширение залежей, не введенных в разработку, снижение в них пластового давления, возможность прорыва газа расширяющейся залежи в водонасыщенную часть, уход газа в вышележащие горизонты. Таким образом, неучет факта взаимодействия продуктивных горизонтов может значительно осложнить разработку газовых месторождений и привести к снижению конечной газоотдачи. Для проектирования разработки большое значение приобретает оценка энергетических возможностей того или иного режима. Ввиду того, что упругая стадия проявляется при всех режимах, существенное значение имеет определение упругого запаса жидкости в пласте. Под упругим запасом жидкости в пласте понимается количество жидкости, которое извлекается из пласта при снижении давления за счет объемной упругости самого пласта. Упругий запас характеризует потенциальные возможности добычи жидкости из пласта при заданном снижении давления. Упругий запас жидкости в пласте определяется по формуле, предложенной В.Н.Щелкачевым:

где ?V3 - упругий запас жидкости внутри объема пласта Vo при снижении давления на величину ?р, м3; т - пористость пласта; вж - коэффициент сжимаемости жидкости, МПа-1; вc - коэффициент сжимаемости породы, МПа-1; ?р - заданное изменение пластового давления, МПа.

Величина коэффициента сжимаемости пластовых вод заключена в пределах от 2,7·10-5 до 5,0·10-5 МПа-1, но при значительной газонасыщенности она может в несколько раз увеличиваться.

Объем пласта, в котором снижается давление, может быть найден по данным пьезометрических скважин, удаленных на различные расстояния от разрабатываемой залежи. Материалы по замерам уровней в пьезометрических скважинах позволяют оценить величину радиуса воронки депрессии, в пределах которой определяются объем пласта Vo и среднее снижение пластового давления.

Данные об упругом запасе можно использовать для прогноза процесса разработки залежи и определения мер воздействия на пласт.

Большое значение имеют гидрогеологические материалы для вычисления коэффициента возмещения (KB), предложенного А.Л.Козловым и Е.М.Минским. Этот коэффициент также характеризует режимы нефтегазоносных пластов. Его вычисляют по формуле:

где Vl - объем жидкости, поступающей в депрессионную зону в результате перепада давления между скважиной (или группой скважин), эксплуатирующей пласт, и контуром питания; V2 - упругий запас жидкости в пласте, м3; Qж+г - извлекаемый объем жидкости и газа,м3.

Величину Vl определяют исходя из заданного перепада давления между скважиной (группой скважин) и контуром питания и значения заданного радиуса воронки депрессии по формуле Дарси. Для ее вычисления необходимо знать проницаемость коллектора, вязкость воды в пласте и пластовое давление (или приведенный статический уровень) на внешнем контуре воронки депрессии (условном контуре питания). Упругий запас жидкости в пласте V2 рассчитывают по формуле В.Н.Щелкачева. При заводнении необходимо учитывать объем воды, закачанной в пласт - V3. В этом случае формула будет иметь вид:

Теоретически величина KB может колебаться от единицы при жестководонапорном режиме до нуля при газовом режиме. При значениях KB, меньших единицы, но больших нуля, вода может поступать в залежь и за счет подземного потока и за счет упругих сил, т.е. может быть упруговодонапорный режим или смешанные формы водонапорного и упругого режимов.

Таким образом, KB рассчитывают с использованием гидрогеологических материалов и, прежде всего, карт гидроизопьез (гидроизобар) и учитывают при характеристике режима и составлении проекта разработки.

Многолетний опыт разработки групп месторождений свидетельствует о наличии взаимосвязи залежей нефти и газа, даже находящихся на значительном расстоянии друг от друга. Поэтому актуальным стало рассмотрение условий разработки групп нефтяных, и особенно газовых, месторождений как единого целого. Такие исследования проводились в Краснодарском крае, в Западном Узбекистане и других районах.

При комплексном проектировании разработки групп месторождений, роль гидрогеологических исследований особенно значительна.

Важной задачей гидрогеологических исследований в процессе проектирования разработки залежей нефти является выбор водоисточников для закачки воды в продуктивные горизонты в целях поддержания пластового давления. Для закачки в нефтяные пласты используют воду различных водоисточников (рек, озер, морей, подземных водоносных горизонтов), воду, добываемую попутно с нефтью из нефтяных пластов, а также сточную воду промышленных производств. Проще и, казалось бы, дешевле использовать воду речную или озерную. Однако это может привести к истощению водных ресурсов, особенно в засушливых районах. К тому же поверхностные воды содержат большое количество взвешенных частиц, растворенный кислород, а также сульфатредуцирующие бактерии, что может привести к сероводородному заражению и образованию нерастворимых осадков.

Кроме того, установлено (Э.М.Халимов, 2001 г.), что нефтеотдача пластов при закачке пресных вод ниже по сравнению с нагнетанием пластовых минерализованных вод. Известно, что одним из факторов, влияющих на извлечение нефти, является нефтевымывающая способность вод, которая зависит от состава нефтей, солевого состава вод и от содержания поверхностно-активных веществ в водах и нефтях. Опыт заводнения на ряде нефтяных месторождений показывает, что с применением в качестве нефтевымывающего агента минерализованных вод коэффициент вытеснения нефти становится выше на 5-10%, чем при закачке пресных вод. Сейчас при закачке применяют минерализованные воды как нижних, так и верхних водоносных горизонтов. Так, в Среднем Приобье на ряде месторождений воду получают из альб-сеноманских отложений, которую затем закачивают в продуктивные пласты неокома. Широко используются попутные воды нефтяных промыслов и сточные воды промышленных предприятий. Добыча попутной воды по мере эксплуатации месторождения постоянно возрастает, поэтому ее использование в системах заводнения нефтяных месторождений является перспективным направлением, так как способствует утилизации попутных вод.

На проектной стадии при освоении нефтяного месторождения целесообразно проводить предварительную оценку водоносных горизонтов и их потенциальных возможностей как водоисточников. Выбранные наиболее перспективные горизонты тщательно опробуют и исследуют. С этой целью используют как ранее пробуренные, но не давшие притоков нефти и газа, так и специальные скважины. В них замеряют дебиты воды, определяют величины статических уровней, фильтрационные параметры, температуру, отбирают пробы воды для изучения ее химического состава и водорастворенных газов, подсчитывают эксплуатационные запасы водоносных горизонтов.

При выборе вод для закачки в продуктивные горизонты необходимо учитывать, что закачиваемая вода любого происхождения встречается с пластовой водой и вступает с ней во взаимодействие, которое может привести к выпадению осадков и выделению газов. Это необходимо учитывать при законтурном и внутриконтурном заводнении. При идентичности химического состава вод, т.е. химической совместимости, реакции между компонентами растворов не идут. При химической несовместимости закачиваемых и пластовых вод возможны следующие наиболее характерные реакции. Например, между сульфатом кальция закачиваемой воды (морской) и карбонатом натрия пластовой воды:

CaSO4 + Na2CO3 > Na2SO4 + СаСО3 v

между сульфатом магния закачиваемой воды (морской) и хлоридом кальция пластовой воды:

MgS04 + СаС12 > MgCl2 + CaS04v

между сульфатом натрия закачиваемой воды (речной) и хлоридом кальция пластовой воды:

Na2S04 + СаС12 > NaCl + CaSO4v

между растворенным молекулярным кислородом закачиваемой воды (речной, морской и др.) и сероводородом пластовой воды:

1/202+ H2S > Н20 +S

Эти реакции приводят к образованию осадков карбоната и сульфата кальция, а также свободной серы, кольматирующих и цементирующих поры, пустоты, трещины в породах, ухудшающих фильтрационно-емкостные свойства продуктивных горизонтов.

При выборе водоисточников для заводнения необходимо учитывать возможности сероводородного заражения. Сероводород может образоваться в результате взаимодействия сульфатсодержащих закачиваемых вод (речных, озерных, морских) с нефтью при участии бактерий, заносимых с закачиваемыми водами. В этом случае идет образование сероводорода, вызывающего коррозию металла и цемента. Это явление наиболее широко проявляется на нефтяных месторождениях с интенсивной закачкой вод при значительном обводнении залежей и отмечено в различных нефтедобывающих районах (Арланское, Ромашкинское, Жетыбайское, Узеньское и другие месторождения). При обнаружении сульфатредуцирующих бактерий в водах, предлагаемых для закачки в продуктивные пласты, следует проводить их обработку - стерилизацию, чтобы избежать образования сероводорода.

Для внутриконтурного заводнения нефтяных залежей Азербайджана А.Р.Ахундовым сформулированы требования к качеству воды, которые могут учитываться при аналогичных работах и в других районах. Они предусматривают, что закачиваемая вода должна: обладать высокой нефтевымывающей способностью; по составу быть стабильной - при температуре пласта не давать осадка солей, быть близкой к пластовой; не иметь взвеси более 1 мг/л; не содержать различных солей, способных выпадать в осадки, не содержать глинистых частиц, нефти более 3-5 мг/л; не обладать коррозионными свойствами. Перечисленные основные требования к качеству воды предусматривают изучение природных вод различных водоисточников и изыскание необходимых методов обработки воды для доведения их до требуемых кондиций.

Контрольные вопросы

месторождение режим пласт

Как влияют гидродинамические условия на положение ВНК и ГВК?

Какие режимы характерны для пластов с низкой минерализацией и метаморфизацией вод?

Какие методы следует использовать для определения гидравлической связи между законтурной и внутриконтурными зонами?

Какое значение имеет определение коэффициента возмещения при разработке группы залежей УВ?

Какие требования предъявляются к закачиваемым в пласт водам при заводнении?

Размещено на Allbest.ru