Промысловая документация 3 страница

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 ГГДС	PmlРу.г
Элизионные геостатические (литостатические) развивающиеся	Интенсивное прогибание	1,2-2,0
Элизионные геостатические (литостатические) вырождающиеся	Дренированные	1 и<1
Элизионные термо-дегидратационные	Интенсивное прогибание	1,2-2,0
Элизионные геодинамические	Интенсивное прогибание	>2,0
Инфильтрационные (гидростатические)	С высокогорными зонами создания напоров ГГДС	>1
	С низкогорными, холмистыми и равнинными зонами создания напора при недостаточном питании ГГДС	-1 или <1
Депрессионные	Поглощение (засасывание) вод из осадочного чехла в раздроб­ленные породы фундамента	<1
Техногенные	Отбор нефти или газа без под­держания пластового давления	~1 или <1
	Искусственная закачка газов и жидкостей	>1, иногда 1,2

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 сверхгидро­статического давления коррелируются со скоростью осадконакоп-ления. Распространение сверхгидростатического давления харак­терно 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 геодинами­ческих 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 водона­порных 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 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

-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

При упруго-водонапорном 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. Упруго-водонапорный режим проявляется в различ­ных гидрогеологических условиях. Им могут обладать залежи, приуроченные к природным водонапорным системам инфильтра-ционного 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. Упруго-водонапорный 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

-249 -

значение имеет определение положения зон создания напора и очагов разгрузки, гидрохимической характеристики пластовых вод, гидродинамических градиентов и т.гг; Все эти данные могут лечь в основу прогнозирования режимов залежей.

10.5. Использование гидрогеологических данных для проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений

При проектировании разработки гидрогеологические данные позволяют уточнить энергетические характеристики нефтегазовых залежей, наличие или отсутствие гидравлической сообщаемое™ 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 битуминизированной 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 рифоген-ным карбонатным массивам артинского возраста в Предуральском краевом прогибе, в турнейских породах Большекинельского 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

-250

О 4320 S6W 1Z960 23QW

¹⁵⁰ е WJr SO 2 0 S-

96000 40920 44640 <,С

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

пласту БВа 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 сут. 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 водяная зоны пласта БВа гидро­динамически связаны между собой. Аналогичные исследования были проведены и по другим месторождениям Западной Сибири и были 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, В.П.Дьяконов, 1964) во время опытной эксплуатации Усть-Балыкского месторождения в Западной Сибири установили гидродинамическую связь между пластами бс-| и

БСз+з, хотя никаких признаков литологических окон в глинистых породах раздела между ними до этого не было обнаружено. Гидропрослушивание было проведено в центральной части мес­торождения между двумя скважинами (рис.62), вскрывшими -

-251

пласт БС") (скв.62) и - пласт БСз+з (скв.80). 8 скв.80, вскрывшей пласт БСз+з, 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 промышленной 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.

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:

Д^з=('"Ак+А;)^л^

где: ДЕз - упругий запас жидкости внутри объема пласта vq при снижении давления на величину Ар, м³; т - пористость пласта;/?ж - коэффициент сжимаемости жидкости, МПа-¹; Д; -

коэффициент сжимаемости породы, МПа-¹; Ар - заданное изменение пластового давления, МПа.

-252 -

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 определяется объем пласта vq, и среднее снижение пластового

давления &р.

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:

^- W

КВ=

где V\ - объем жидкости, поступающей в депрессионную зону в результате перепада давления между скважиной (или группой скважин), эксплуатирующей пласт, и контуром питания; ^ "

упругий запас жидкости в пласте, м; Qy^ - извлекаемый объем

жидкости и газа, м.

Величину l^i определяют исходя из заданного перепада

давления между скважиной (группой скважин) и контуром питания пласта 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 ^ рассчитывают по формуле

В.Н.Щелкачева. Теоретически величина KB может колебаться от единицы при жестко-водонапорном режиме до нуля при газовом режиме. При значениях KB меньших единицы, но больших нуля, воды могут поступать в залежь и за счет подземного потока и за счет упругих сил, т.е. может быть упруго-водонапорный режим или смешанные формы водонапорного и упругого режимов.

-253 -

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. Кроме того поверхностные воды содержат большое количество взвешен­ных частиц, растворенный кислород, а также сульфат-редуцирующие бактерии, что может привести к сероводородному заражению и образованию нерастворимых осадков. Поэтому сей­час широко используется закачка вод из верхних водоносных гори­зонтов нефтегазовых месторождений. 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 использование попутных вод в системах заводнения нефтяных месторождений является перспективным направлением, так как способствует их утилизации.

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

-254 -

специальные скважины. В скважинах замеряют дебиты воды, определяют величины статических уровней, фильтрационные параметры, температуру, отбирают пробы воды для изучения химического состава воды 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 внутри-контурном заводнении. При полной 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: CaS04+Na2C03 -)№2804+СаСОз^;между сульфатом магния закачиваемой воды (морской) и хлоридом кальция пластовой воды: MgSC>4+CaCl2 ->MgCl2+CaS04; между сульфатом натрия закачиваемой воды (речной) и хлоридом кальция пластовой воды: Na2S04+CaCl2 ->.2NaCl+CaS04 ⁴'; между растворенным молекулярным кислородом закачиваемой воды (речной, морской и др.) и сероводородом пластовой воды:

Дата добавления: 2014-12-27