Промысловая документация 2 страница

Под первичной миграцией обычно понимают перемещение нефти и газа из нефтегазогенерирующих толщ, сложенных слабопроницаемыми, преимущественно глинистыми осадками, в

-228

пласт-коллектор • (песчаники, известняки). Первичная миграция происходит в эксфильтрационных геогидродинамических системах при компрессии глинистых толщ и перетоке элизионных вод и растворенных в них углеводородов в пласты-коллекторы. Чем больше элизионных вод поступает в коллектор и чем интенсивнее элизионный водообмен, тем большее количество углеводородов накапливается в водоносных пластах. Этот процесс происходит в интервале глубин 1-6 км, но наиболее активно - на глубинах 2-4 км на стадии мезокатагенеза в главной зоне нефтегазообразования. Особую роль при этом играют возрожденные воды, образующиеся при дегидратации глинистых минералов. Возрожденные воды обладают аномально высокой растворяющей способностью и поэтому активно влияют на вынос (эмиграцию) главным образом нефтяных углеводородов из нефтегазопроизводящих толщ в коллекторы.

Под вторичной миграцией понимается перемещение нефти и газа по коллекторским пластам с последующим образованием их залежей. Роль подземных вод при миграции нефти и газа уже в коллекторах значительна. Вторичной миграции способствуют различные факторы и в том числе возможность переноса нефти в виде микроэмульсий, в составе двух и трехфазных потоков и т.д.

Активизации всплывания углеводородов в водонасыщенной среде коллекторов способствуют также сейсмические колебания, увеличивающие скорость и масштабы миграции и аккумуляции нефти и газа.

Как уже отмечалось, залежи нефти и газа формируются в эксфильтрационных водонапорных системах, где на фоне прогнутых участков с более высокими геостатическими давлениями (пьезомаксимумы) имеются поднятия, характеризующиеся меньшими величинами геостатической нагрузки (пьезоминимумы).

Пьезомаксимумы рассматриваются как зоны нефтегазообразования, а пьезоминимумы, характеризующиеся отставанием в накоплении пород, меньшей мощностью осадочных отложений, в сторону которых направлена миграция флюидов, относятся к зонам нефтегазонакопления. В локальных структурах, к которым двигаются потоки седиментогенных вод, происходит медленная скрытая разгрузка через водоупорную кровлю. Создающийся дефицит давления способствует подтоку новых порций воды, из которой выделяются нефтяные углеводороды. Выделению нефти из водных растворов и образованию залежей способствуют такие факторы, как изменение каналов при переходе микропор в макропоры, молекулярное просеивание (ситовой эффект) и т.п.

-229

Залежи углеводородных газов формируются в результате выделения растворенных газов в свободную фазу и накопления их в ловушках. Скорость насыщения пластовых вод углеводородными газами зависит от обогащенности пород органическими веществами, интенсивности процессов газогенерации, гидростатического давления, минерализации и температуры подземных вод. При достижении предела насыщенности вод газ начинает выделяться в свободную фазу (при p^Q > Д1д). Поступающий в коллектор газ в виде струи

свободного газа в последующем может мигрировать по коллектору до ближайшей ловушки в форме свободных струйных потоков (струйная миграция). По мнению Л.М. Зорькина (1989), в формировании залежей газа ведущим фактором является тектонический. При тектонических движениях отрицательного знака, связанных с погружением и ростом давления и температуры, в осадочных породах процессы генерации углево­дородов усиливаются. При подъеме территории, росте локальных структур пластовое давление может снижаться, а это вызывает интенсивное выделение растворенных газов в свободную фазу, что и приводит к формированию залежей в ловушках.

Дальнейшее существование залежей нефти и газа зависит от двух противоположно направленных процессов: концентрирования и рассеяния. В первом случае происходит накопление углеводородов в залежи. Активно этот процесс идет в осадках с высоким газогенерирующим потенциалом, преимущественно на элизионных этапах гидрогеологической истории бассейна. Следует отметить, что разрушение залежей и их переформирование могут происходить и на элизионных этапах. Но все же наиболее активны эти процессы на инфильтрационных этапах гидрогеологической истории, когда в результате восходящих тектонических движений возможны перестройка структурного плана, появление разрывных нарушений, что ведет к изменению гидродинамических и гидрохимических условий и т.д. Это приводит к переформированию или разрушению скоплений углеводородов.

Разрушение залежей нефти и газа может быть механическим (гидравлическим), физико-химическим и биохимическим. Механическое разрушение залежи происходит в результате вымывания нефти и газа из ловушки подземными водами во взвешенном состоянии. Основной фактор гидравлического разрушения залежей нефти и газа - изменение гидродина­мического градиента в пласте, приводящее к появлению наклона ВНК или ГВК (рис.56).

-230

Рис.56. Схема зависимости между наклоном нефтеводяного контакта и пьезометрической поверхностью (поА.И. Леворсену, с изменениями):

1 - газ; 2 - нефть; 3 - вода; 4 - направление движения воды

Рис.57. Схема условий сохранения (а) и разрушения (б) нефтяной залежи при механическом действии вод (по А.А. Карцеву)

или ГВК от

По М.Хаберту, зависимость наклона ВНК гидравлического уклона описывается уравнением:

Рв

tg0=

Рв - Рн(г)

где в - угол между поверхностью нефтеводяного (или газоводяного) контакта и горизонтальной поверхностью; i- гидравлический уклон, равный отношению ^/г,; рц, р^, /у -

плотности воды, нефти или газа. Ориентировочно для нефтяных залежей tg0» (2-10)г; для газовых залежей tg0»(!-!,5)/.

Следовательно, нефтяные залежи значительно менее устойчивы против гидравлического разрушения, чем газовые. Условия сохранения или разрушения залежей нефти и газа в ловушках оводового типа определяются соотношением угла наклона ВНК или ГВК в и угла падения крыла ловушки а (рис.57). Если наклон нефтеводяного или газоводяного контакта круче угла падения крыла сводовой ловушки, то нефть и газ вымываются из нее и залежь исчезает, если меньше, то залежь сохраняется.

Механическое разрушение залежей углеводородов может быть связано с ослаблением удерживающей способности покрышки, обусловленным появлением зон трещиноватости, наличием гидрогеологических окон или появлением в результате тектонических движений проводящих разломов. В этом случае Могут происходить перетоки флюидов из нижележащих отложений

-231

в вышележащие и переформирование залежей. Влияние межпластовых перетоков на формирование залежей рассмотрено в работах А.А. Карцева, Н.В.Поповой и И.В.Яворчук (1993).

Физико-химическому разрушению подвержены газовые залежи и газовые шапки нефтяных месторождений. При погружении пород и росте пластового давления, не компенсируемом ростом газонасыщенности вод, газ (метан) будет растворяться и газовая залежь постепенно может исчезнуть. Наиболее интенсивно процесс растворения метана происходит на глубинах, где температура превышает 100-120 °С. В нефтяных залежах за счет диффузии газов возможны их дегазация и увеличение плотности нефтей. Как отмечает Л.М.Зорькин (1989), уменьшение газового фактора и снижение давления насыщения в направлении от наиболее приподнятой части залежи к контуру установлены на многих месторождениях Северного Кавказа, Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Химическое разрушение нефтяных и газовых месторождений происходит в результате окисления углеводородов кислородом и содержащими кислород сульфатами, растворенными в пластовых водах.

Кислород проникает в продуктивные пласты вместе с инфильтрационными водами в зоне активного водообмена и выявлен в интервале глубин 0-600 м. Содержание кислорода в пластовых водах изменяется от сотых долей до 4-5 мг/л. Наибольшему воздействию этого окислителя подвергаются те залежи, которые расположены вблизи зоны инфильтрации. Процесс окисления кислородом тем активнее, чем более продолжителен инфильтрационный этап и интенсивнее водообмен.

Значительно большее по масштабам окисление углеводородов происходит за счет сульфатов, так как сульфаты распространены в большинстве подземных вод. Этот процесс биохимический и осуществляется в результате жизнедеятельности сульфатредуцирующих бактерий, использующих кислород сульфатов для "дыхания", а углеводороды для "питания". Разрушение углеводородов в результате сульфатредукции, происходящее по общей схеме MeS04 + 2C->MeS + 2СО^,

осуществляется в большом диапазоне глубин. Так, большинство исследователей считает, что бактерии - десульфаторы не могут развиваться при температуре выше 90-95°С, при минерализации подземных вод выше 300 г/л и при вели­чинах рН менее 5. А такие условия могут быть на глубинах 2 - 3 км и более.

-232

Окисление нефти и газа происходит главным образом на контакте с водой, поэтому чем больше площадь поверхности ВНК или ГВК, тем более активно протекает этот процесс. Скорость окисления зависит от величины гидродинамического градиента, определяющего интен­сивность водообмена, и от количества сульфатов, поступающих в приконтурные воды. Имеющиеся данные о зонах ВНК свиде­тельствуют о том, что в результате биохимического окисления в зале­жах нефть теряет легкие фракции и сильно утяжеляется, возрастает цементация коллекторов, снижаются их пористость и проницаемость, в приконтакгной зоне образуется слой асфальтоподобного битума. В конечном итоге в результате окисления нефтяная залежь может превратиться в залежь твердого битума.

9.2. Нефтегазопоисковые гидрогеологические показатели

Гидрогеологические Нефтегазопоисковые показатели разно­образны и по степени информативности и надежности. В настоящее время существует большое число классификаций гидрогеологических показателей нефтегазоносности, пред­ложенных В.А.Сулиным, М.А-Гатальским, М.Е. Альтовским, В.А. Кротовой, А.С.Зингером, М. И.Субботой, Е.В.Стадником, Л.М.Зорькиным, В.А.Корценштайном, А.А. Карцевым и др.

При оценке перспектив нефтегазоносности по гидро­геологическим данным различают региональную, зональную и локальную оценки перспектив нефтегазоносности недр. Региональная оценка заключается в изучении гидрогеологических условий нефтегазоносных бассейнов или их частей, зональная - в определении перспектив нефтегазоносности отдельных территорий или зон внутри бассейна. Для региональных и зональных оценок применяется преимущественно сравнительный прогноз. При локальной оценке нефтегазоносности используются гидрогеологические показатели, прямо или косвенно указывающие на наличие или отсутствие залежей углеводородов в ловушке.

А.А. Карцевым и другими исследователями разработан рациональный комплекс гидрогеологических критериев нефтегазо­носности, который включает следующие показатели: газовые, органо-газогеохимические, минерально-гидрогеохимические, гидро-геодинамические, гидрогеотермические, палео-гидрогеоло-гические.

Газовые показатели наиболее информативны и надежны. К их числу относится прежде всего общая газонасыщенность

-233

воды, которая определяется общим количеством растворенного газа в единице объема воды (см^л). Растворенные в подземных водах газы представляют собой сложные газовые смеси, состоящие из углеводородных газов, кислых, инертных, редких и других газовых компонентов. Поэтому при нефтегазопоисковых работах большое значение имеет содержание в составе смеси углеводородных газов. Общая газонасыщенность в водоносных комплексах изменяется от единиц до сотен, а в некоторых случаях и до нескольких тысяч см^л. В законтурных водах газовых залежей часто отмечается резкое увеличение общей газонасыщенности вод, уменьшающейся по мере удаления от залежи. От газонасыщенности подземных вод зависит и упругость водорастворенных газов.

Общая упругость водорастворенных газов представляет сумму парциальных упругостей газов, содержащихся в смеси, и измеряется в МПа. В недонасыщенных водонапорных системах упругость растворенного газа меньше величины пластового давления, а в насыщенных приближается к величине пластового давления. Поэтому коэффициент газонасыщенности

вод, представляющий отношение ^рг/, является важным

/ Рпл

показателем газоносности, характеризующим фазовое равновесие пластовой системы. В зонах взаимодействия залежей с подземными водами значения его могут достигать единицы. Поэтому рост коэффициента газонасыщенности в водонапорной системе указывает на направление поисков залежей газа. Таким образом, общая газонасыщенность вод, повышенное по сравнению с фоном содержание метана и его гомологов в водах, высокая упругость (и прежде всего углеводородных) газов, р^/рц могут рассматриваться как прямые

показатели и при региональной оценке перспектив нефтегазоносности, и при локальной. В качестве газовых показателей используются также различные соотношения газовых компонентов, например, такие как СН4/СзНб и СКЦ/СзНз, характеризующие жирность газов и возможный тип залежей газоконденсатная, нефтяная с легкой или тяжелой нефтью, ArlOO/N2-2,68, позволяющее определять содержание биогенного

"безаргонного" азота, Не/Аг, характеризующее степень закрытости структур, и ряд других. Эти показатели косвенные, но они имеют важное значение при оценке перспектив нефтегазоносности.

Ораано-зидрохимические показатели - это растворенные в водах органические вещества (0В), такие как

нафтеновые и гуминовые кислоты; общее содержание органических веществ (Сорг); ароматические углеводороды (бензол, толуол);

фенолы; спирты; сера органическая; фосфор органический и др.

Основная часть компонентов водорастворенного 0В связана с залежами нефти и газоконденсата и лишь частично с залежами углеводородных газов. Вокруг залежей образуются ореолы рас­сеяния 0В, т.е. зоны с повышенным его содержанием по срав­нению с фоновыми величинами. Для нефтегазопоисковых целей представляет интерес как раз та часть 0В, которая является продуктом рассеяния углеводородов залежей в окружающие их воды. В последнее время в качестве прямого показателя наличия нефтяных залежей используются данные о содержании в водах бензола. Последний содержится в водах от тысячных долей до единиц мг/л. С приближением к нефтяным залежам концентрация бензола повышается, так, по данным Л.И.Морозова, на Южном Мангышлаке от 0,001 мг/л (фон) до 2-9 мг/л вблизи залежей нефти, т.е. в пределах ореолов рассеяния 2-3 мг/л. Отмечается, что наиболее высокие концентрации бензола характерны для вод, контактирующих с легкими нефтями. Влияние залежей на окружающие воды по пласту распространяется в пределах 1 км. Если при бурении выявлена зона с повышенной концентрацией бензола (ореол рассеяния), то это значит, что вблизи находится залежь нефти или газоконденсата, что позволяет правильно ориентировать поисково-разведочные работы.

Минерально-гидрогеохимические показатели аммоний; общая минерализация воды; сульфатность относительная и общая; хлоридно-кальциевый и гидрокарбонатно-натриевый типы вод (по В.А-Сулину); микроэлементы: йод, бром, барий, никель, ванадий и др. Аммоний присутствует в водах нефтяных и газовых месторождений и по мнению большинства исследователей генетически связан с органическим веществом. В водах нефтяных месторождений аммоний образуется и за счет азотсодержащих компонентов нефтей. Содержание аммония изменяется в широких пределах: от десятков и сотен мг/л до 1 г/л и более. Установлено, что концентрация аммония возрастает по мере приближения к контуру нефтеносности. Однако отмечено и повышенное содержание его в галогенных толщах (до 5 г/л в девонских рассолах Припятского бассейна и 1,5 ^2,0 г/л в кембрийских рассолах Ангаро-Ленского бассейна). Поэтому при использовании аммония в качестве показателя нефтеносности необходимо учитывать наличие галогенных толщ в разрезе нефтегазоносных бассейнов. Общая минерализация воды,

бессульфатность относительная и общая свидетельствуют об условиях сохранения залежей нефти и газа.

В общем случае, чем выше минерализация (при отсутствии соленосных толщ) и меньше сульфатность вод, тем более благоприятные условия имеются в недрах для сохранения скоплений углеводородов. Это косвенные показатели, к которым относятся и данные о типах вод.

Большинство залежей нефти и газа приурочены в основном к водам хлоридно-кальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типов. При этом ассоциация нефтяных и газовых скоплений с водами хлоридно-кальциевого типа более характерна для платформенных условий, а в зоне альпийского тектогенеза углеводородные залежи ассоциируют преимущественно с водами гидрокарбонатно-натриевого типа. Эти типы свидетельствуют о гидрогеологической закрытое™ недр, т.е. о благоприятных условиях сохранения углеводородов. Йод содержится в водах нефтяных и газовых месторождений, но крайне неравномерно - от следов до 10-20 мг/л и реже более 40-60 мг/л. Однако прямой связи между концентрацией йода и наличием залежей углеводородов не установлено. Поэтому использовать йод как показатель для прямого прогноза нефтегазоносности нельзя, но повышенные концентрации его в водах можно рассматривать как благоприятный признак.

Бром содержится в подземных водах в значительно больших количествах, чем йод. С нефтегазоносностью и вообще с органическими веществами основная масса брома не связана. Содержание брома возрастает с ростом хлоридности вод и глубиной залегания. Наибольшие концентрации его (до 9 г/л) выявлены в рассолах Восточной Сибири. Ввиду того, что нефтяные и газовые месторождения ассоциируются с рассолами, повышенные содержания брома указывают на высокую степень закрытое™ недр. В качестве косвенных показателей нефтеносности рассматриваются концентрации в водах таких металлов, как никель, кобальт, медь, молибден и некоторые другие. По данным В.М.Матусевича (1976), содержание этих металлов в водах по мере удаления от залежи падает. Основным процессом, приводящим к обогащению приконтурных вод металлами, является процесс выщелачивания их из нефтей и осадочных пород. В результате этого образуются ореолы рассеяния названных металлов вокруг залежей.

Гидродинамические показатели -тип и интенсивность водообмена; величина гидравлических уклонов; наличие пьезоминимумов. В зоне активного водообмена при инфильтрации метеогенных вод происходит разрушение залежей нефти и газа. В эксфильтрационных водонапорных системах элизионный

-236 -

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

Глава J-U

Нефтегазопромысловая гидрогеология

10.1. Промысловая классификация вод

Воды, находящиеся в нефтяных и газовых месторождениях, в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому 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

| 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 мало­минерализованную 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

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 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 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 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.

Дата добавления: 2014-12-27