Классификация гидрогеологических показателей

Ш.

При прочих равных условиях, *ММ ww^ «му

_гом йои.шс пеклом пик При Шшгпщт

ншсясц т.к. вязкость исфги примерно ■ 3 рем больше ммшсш воды. Обычно наклон волонефтяжио контакта примерно • 5 раз больше, чем наклон шю-водяного кокпит

Волм наклон ВПК больше угла падения крыла структуры, залежь

может быть пол1к>етыо paip> шенл.

Фи.шко-хнмнчеекое разрушение

Этот вид ряипшения проявляется при смене условий шлегаимя про­дуктивных отложений. Наиболее активно проявляется на газовых зале­жах. При погружении территории и соответствующем росте гидроста­тического давления, не компенсируемом ростом гаюнасыщешкчли, и при увеличении температуры свыше 100 газовые залежи активно раз­рушаются. Для нефтяных залежей может проявиться селективное рас­творение отдельных компонентов нефти.

Химическое разрушение

Эти виды разрушения обычно проявляются совместно с биохимиче­ским. Но нужно иметь в виду, что бактерии десульфаторы не живут при

' и ммнералнищии свыше 200 г/дм\ а также при • в воде HjS н т.п.

MB >V КГВОДОрОДОВ

: пюренным в воде кислородом. Содержание по» огых долей до 4-5 мг/л. Необходимым условием шнются большие скорости движения инфильг-

йш

ц I пользуются широким pacnpocrpaiшниом н при-
контактируют и с нефте»иловыми залежами, что ело-
:нмю последних. На окисление 1 г СН< требуется 6 г
не пение I г пентадакана (CuH^j) - 0,5 г иона SO*³".
ma зависит от рада факторов (скорость потока V,
ЩК V. м"; содержание в ГШ сульфатов-окислителей
т rasa CmV) или нефти (Q_n)\ коэффициент окисления,
«тенту скорости реакции (К*). Соответственно, для
пня (Тщ) составит. ^^^^--------------^И

-, для нефти ГЛ-0,5К„ =-—,_____

пия завис!

Гт и от наличия на ВНК слоя тяжелых

Й и аёфальтоподоб»1ь1х веществ, являющихся барье-

Шиюсть их обычно от нескольких сантиметров до нескольких

При прочих равных условиях, газовые залежи окисляются

Вми слабее, чем нефтяные.

НЕФТЕГАЗОПОИСКОВАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЯ

Нсфтегазопоисковая гидрогеология занимается изучением подзем­ных вод и тех их признаков, которые могут быть использованы при по­исках месторождений углеводородов. Дело в том, что на участках НГЗ ИВ испытывают изменения степени и характера минерализации, газо­вого состава и пр. Гидрогеологические показатели нефтегазоиосности недр и являются предметом изучения нефтегазопоисковой гидрогеоло­гии.

Классификация гидрогеологических показателей

ААЛСарцев (1972) приводит классификацию показателей нефтегазо-носности недр:

-22-

-23-

1) Гидрогеохимические, 3) Общегидрогеологические,

2) Гидродинамические, 4) Гидрогеотермические,

5)Палеогидрогеологические. Не все группы показателей разработаны с надлежащей степенью детальности. Наиболее полный эффект достигается при комплексном использовании всех показателей.

2.1.1.Гидрогеохимические показатели

Выделение этой группы показателей основано на свойстве неглубо­ких водоносных горизонтов (ВГ) изменять степень и характер минера­лизации в очагах и зонах разгрузки глубинных вод. Методика выявле­ния этих показателей относительно проста. В первую очередь устанав­ливается гидрогеохимический фон (по Е.А.Барс, это среднее содержа­ние химических элементов в водах данной гидрогеологической струк­туры). Устанавливаются и гидрогеохимические аномалии - участки проявления вод, степень и характер минерализации которых отличны от фоновых значений. Для НГМ гидрогеохимические аномалии харак­теризуются:

1) повышенной минерализацией ПВ (за счет СГ, Na⁺, Ca²⁺);

2) повышенными содержаниями СОг, H2S, N26_HOr. и др.

3) rNa/rCl<0,87; rCl/rS0₄>»l и др. Гидрогеохимические аномалии обычно приурочены к сводам, зонам

разломов и другим структурным элементам. Поэтому считается, что гидрогеохимический метод поисков дает в основном представление о структурных особенностях территории. Вместе с тем, его можно ис­пользовать и с целью оценки перспективности недр. При этом выде­ляют несколько групп компонентов минерализации ПВ, свидетельст­вующих об условиях нефтегазоносности выявленных структур.

1) Группа компонентов минерализации ПВ, генетически связанных с нефтью и газом

1) Группа компонентов минерализации ПВ, генетически связанных с нефтью и газом

а) Газовый состав вод. Он обычно характеризуется наличием в во­дах метана (СН») и его гомологов, аммиака (NH₃) и его производного -аммония (NH/)- Аммония в водах Волго-Уральской нефтегазоносной области (ВУНГО) более 100 мг/л, а в месторождениях Ишимбая (Баш­кортостан) даже до 500 мг/л. В то же время, в водах не нефтеносного

Московского артезианского бассейна содержание аммония не превы­шает 60 мг/л.

Для вод нефтегазовых месторождений характерен N_26hqji Обычно биогенный азот определяется по аргон-азотному коэффициенту

_л Лг-100%
А — —

Для воздуха А-1,18. В водах НГМ за счет биогенного азота он сни­жается ниже 1,18. В девонских рассолах ВУНГО безаргонный (биоген­ный) азот составляет около 100%.

б) РОВ. Из растворенных органических веществ для вод НГМ ха­
рактерны нафтенаты. Считается, что если они есть в области питания
ВГ, то это указывает на нефтеносность данного горизонта на глубине.

в) Йод, бром, бор. В водах НГМ содержание йода может достигать
200 мг/л и более. Хлор-бромный коэффициент для них обычно ниже 50.
Бор характерен для щелочных гидрокарбонатных натриевых вод. От­
ношение В10⁴/С1 для вод НГМ составляет 90-100.

2) Группа компонентов минерализации, исчезающая из ПВ под
влиянием НГЗ

К этим показателям относятся вещества, ассимилируемые нефтью я, соответственно, исчезающие из вод (V, Ni, Сг, Со, Zr, Си). Их отсутст­вие в водах рассматривается в качестве положительного признака при оценке нефтеносности недр.

Эта же группа показателей включает вещества, разрушаемые неф­тью (или при ее посредстве). Таков, например, ион SO4, восстанавли­ваемый бактериями, питающимися нефтью, до сероводорода.

3) Группа компонентов минерализации, поступающих в ПВ при
разрушении НГЗ

К этой группе относятся фенолы, сода. Фенолы определяются лишь качественно, т.е. учитывается только их присутствие в ПВ, поскольку чем тяжелее нефти, тем меньше фенолов поступает в воду.

Сода (ЫаНСОз) появляется в водах при восстановлении сульфатов до сероводорода. Содовые воды часто сопутствуют битумным зале­жам.

Как видно, наиболее интересны (указывают на перспективность недр) показатели 1 группы, а показатели 2 и 3 групп свидетельствуют о разрушении залежей. Все эти показатели характеризуют в основном нефтяные залежи. На наличие газа в ловушках указывает соотношение

-24-

-25-

между пластовым давлением (Рпл) и давлением насыщения (Р_г) _ВОДо_ пастворенных газов. Если Р_г = Рпл или Р_г > Р», то в любом приподня­том участке пласта газ выделяется из воды и все ловушки будут запол­нены газом. Это прямой поисковый признак на газ.

2.1.2. Гидродинамические показатели

Гидродинамические показатели используются совместно с гидрогео­химическими. Это позволяет решить вопрос о степени разрушенности

залежи.

1) Характер пьезометрической поверхности

Над ловушками формируются, практически совпадая с ними по площади, зоны пьезомаксимумов (отвечают зонам питания верхних во­доносных горизонтов при перетоках из нижних горизонтов) и пьезоми-нимумов (отвечают зонам разгрузки из нижних ВТ).

В горизонтах грунтовых вод появляются «водяные купола» за счет питания грунтовых вод при разгрузке напорных вод снизу. «Купола» часто возникают над положительными структурами, зонами разрывных нарушений и другими структурами, с которыми бывают, связаны и ло­вушки.

2) Наличие участков застойности вод устанавливается по генетиче­ским коэффициентам rNa/rCl < 0,87; г(С1 - Na)/rMg>l и др., а также по хлор-кальцевому типу воды (по В.А.Сулину).

2.1.3. Общегидрогеологические показатели

К общегидрогеологическим показателям относятся: 1) Значительная удаленность области питания продуктивного водо­носного горизонта от его области разгрузки. Но в сухом климате нефте­газовые залежи могут располагаться и в непосредственной близости от области питания.

2) Значительная глубина залегания ВГ также является благоприят­ным показателем.

2.1.4. Гидрогеотермические показатели

Над очагами разгрузки глубинных вод, нередко пространственно совпадающими с ловушками, могут возникать положительные темпе-

ратурные аномалии. Но если кроющий водоупор («покрышка») имеет большую мощность, аномалии может и не быть, или, даже, может про­явиться отрицательная геотермическая аномалия.

2.1.5. Палеогидрогеологические показатели

Среди них выделяются две группы: благоприятные показатели нефтегазонакопления и благоприятные показатели сохранения НГЗ.

1) Благоприятные показатели нефтегазонакопления

а) Длительность элизионных этапов, особенно последнего
гидрогеологического цикла;

б) Большое количество циклов элизионного водообмена;

в) Малые скорости движения ПВ.

2) Благоприятные показатели сохранения НГЗ

а) Сохранение в разрезе седиментационных и древних
инфильтрационных вод;

б) Минимальное количество циклов инфильтрационного
водообмена;

в) Минимальная длительность инфильтрационного этапа после
сформирования НГЗ.

На практике все показатели используются комплексно.

3. ВЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЯ

Этот раздел гидрогеологии нефтегазовых месторождений охваты­вает гидрогеологические исследования, проводимые при разведке НГМ и на промыслах. Основная задача нефтегазопромысловой гидрогеоло­гии - увеличение коэффициента извлечения нефти и газа го недр без существенного нарушения сложившегося природного равновесия.

В промысловой практике используется своя терминология. В част­ности, это касается классификации скоплений ПВ, которые рассматри­ваются по характеру связи с НГЗ.

3.1. Нефтепромысловая классификация скопления подземных вод

В зависимости от особенностей водоносных горизонтов и физиче­ских разностей подземных вод и, главным образом, от соотношения водоносных горизонтов (или их частей) с залежью углеводородов вы-

-26-

-27-

\

деляются разновидности скоплений ПВ, используемые в промысловой практике (рис.4)

1 Грунтовые воды - воды всех безнапорных водоносных горизон­тов линз и т.п. (верховодка, грунтовые, межпластовые безнапорные).

2. Пластовые воды - это межпластовые напорные водоносные гори­зонты.

2 1 Воды продуктивных пластов - пластов, включающих залежь уг­леводородов. В зависимости от соотношения с залежью в их составе

выделяют:

^^ U III III у

2.1.1. Воды подошвенные - подпирают залежь снизу в пределах контура нефтеносности.

Рис. 4 Схема промысловой классификации скоплений подземных вод

2.1.4.- промежуточные 2.2.- чуждые воды 2.2.1.- верхние чуждые 2.2.2.- нижние чуждые 3 - воды тектонические 4 - воды связанные 5 - воды антропогенные

1- воды грунтовые

2- воды пластовые

2.1.- воды продуктивных пластов

2.1.1.- подошвенные

2.1.2.- краевые (нижние

контурные)

2.I.3.- верхние контурные

2.1.2. Нижние краевые (контурные) - залегают в наиболее погру­женной части продуктивного пласта, подпирают залежь со стороны контура нефтеносности.

2.1.3. Верхние контурные - залегают в наиболее приподнятой части продуктивного пласта.

2.1.4. Промежуточные - залегают в проницаемых пластах внутри самой залежи.

2.2. Чуждые - залегают в проницаемых пластах выше или ниже про­дуктивного.

2.2.1. Верхние чуждые приурочены к проницаемым пластам, зале­гающим над продуктивным пластом.

2.2.2. Нижние чуждые залегают в проницаемых пластах ниже про­дуктивного пласта.

3. Тектонические - воды зон тектонических разломов (по
И.К.Зайцеву). Обладают высоким напором и, часто, высокой темпера­
турой. Представляют опасность при эксплуатации залежи.

4. Связанные воды - обычно скопления физически связанных вод. Присутствуют в глинистых компонентах разреза. Могут появляться и в продуктивных пластах, в том числе и внутри самой залежи, которую расчленяют на отдельные блоки. Их скопления должны учитываться при подсчете запасов углеводородов.

5. Антропогенные (техногенные) воды - закачиваются в пласт для поддержания пластового давления в процессе эксплуатации залежи.

3.2. Гидрогеологические условия различных режимов продуктивных пластов

В.Н.Щелкачев понимает под режимом продуктивных пластов про­явление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разра­ботки залежи.

Пластовая энергия большей частью определяется величиной напора ПВ. Поэтому данный вопрос и рассматривается в промысловой гидро­геологии. Различают следующие разновидности режимов продуктив­ных пластов в процессе эксплуатации залежи.

1. Водонапорный режим

Проявляется в условиях контакта залежи с водой, которая замещает углеводороды под влиянием гидравлического уклона.

-29-

. i жестко-водонапорный (идеально-водонапорный) режим
1.1. Жестко д следующих условий:

^ПР°ХГши?р"ы водонГорной системы (ВНС) ₍

значительные величины уклона потока, скорости ПВ _и

^^^^^водовююриото режима служит коэффициент
возмещения у

^¥ зкг

^ „.««mo (Vu - объем воды в общем объеме поступающей равный единице vb

^^^-J^Bno^biA (упругий, замкнуто-уггоугай) проявляется

при следующих условиях:

а) значительные размеры BHU.

б) незначительные величины уклона потока, скорости ПВ и про­
ницаемости пород. Коэффициент возмещения около 1. Нефть и газ за­
мещаются водой за счет снятия давления при разработке залежи.

2 Газовый режим

Проявляется в условиях отсутствия контакта залежи с водой или при контакте с безнапорными грунтовыми водами. Доминирующей формой пластовой энергии является энергия расширяющегося газа.

2 1. Режим газовой шапки

Характерен для структур небольшого размера. Уклоны и скорости потока очень малы. Коэффициент возмещения равен нулю.

2.2. Режим растворенного газа

Отличается от предыдущего только видом газа, являющегося фактором режима.

3.Гравитационный режим

Этот вид режима проявляется в ВНС больших размеров в условиях отсутствия контакта залежи с водой или при контакте с грунтовыми водами. Уклоны и скорости потока малы. Коэффициент возмещения равен нулю. Условием проявления является отсутствие или небольшое количество газа в залежи. Нефть движется к приемным частям скважин из высоких частей залежи под влиянием собственного веса.

Для определения вида режима пласта используются гидрогеологи­ческие данные:

- размеры, углы падения крыльев гидрогеологической <щ проницаемость пород;

- связь с другими ВНС;

- местоположение области питания и разгрузки, а также области создания напора и гидравлический уклон пластовых вод;

- химический состав подземных вод: при хлор-кальциевом типе
(по ВА.Сулину) невозможно существование жестко-водонапорного
режима.

3 3. Определение радиуса контура питания

Радиус контура питания используется при гидродинамических рас­четах дебитов и давлений. Он принимается равным расстоянию от экс­плуатационной скважины до области питания.

3.4. Гидрогеологические наблюдения при разведке и на промыслах

Комплекс гидрогеологических наблюдений по скважинам называется исследованием скважин. Этот комплекс включает:

1 - замер уровней воды в наблюдательных скважинах за контуром

нефтеносности

2 - определение пластового давления

3 - в оборудованных для этого скважинах - замер температуры

воды

4 - замер процента выхода воды в общем выходе жидкости из

скважины. Пласт считается неводоносным при притоке из него не выше 3

м³/сут.

5 - отбор проб воды на анализ (с определенных интервалов)

По этим данным строятся:

- Карты движения ВНК на данную стадию разработка.

- Гидрогеохимические карты на те же стадии.

- Карты и графики, необходимость построения которых определя-

ется производственными задачами. Гидрогеологические данные используются для различных целей. Определение наклона ВНК и возможного смещения залежи (при знании гидравлического уклона). Величина наклона ВНК ясно-

\

-30-

льзуется для оконтуривания залежи и подсчета запасов объемным методом.

пв, основе позволяет

определение места притока тектонических вод (по изменению
температуры, химического состава воды и др.).
Отделение скорости и направления движения
образования «языков» обводнения и тлт на
соматических анализов (С1 и др.). Это
регулировать искусственное воздействие на пласт. _____________

3.5 Использование гидрогеологических данных для промыслово-технических целей

Гшгоогеологические данные используются с целью оптимизации процессов бурения. Для этого, в частности, устанавливаются:

1) интервалы с высоконапорными водами, в которых по геолого-
техническим нарядам предусматривается промывка
утяжеленными жидкостями (барит, гематит и др.);

2) интервалы агрессивных вод (низкие рН, высокие концентрации ионов SOA НСОз", а также H₂S, C0₂ и др.). В зависимости от вида агрессии применяют соответствующие марки цементов; •интервалы агрессивных вод устанавливаются по результатам химических анализов;

3) места аварийного притока через слом или негерметичность колонн (устанавливаются по результатам химических анализов и замеров температуры вод).

3.6. Использование гидрогеологических данных при закачке воды в пласт

При закачке воды в пласт обязательно учитываются её свойства.

1) Величина минерализации ПВ; сильно минерализованные воды закупоривают поры и снижают производительность скважин.

2) Щелочность воды; щелочные воды применяют в неглинистых отложениях; они обладают наиболее высокими нефтевымывающими свойствами. Но их нельзя использовать при повышенной глинистости пород разреза, т.к. они вызывают разбухание глин и соответствующее снижение производительности скважин.

-31-

3) Щелочную воду используют в случае активных нёфтёй (с большим содержанием кислот). Для неактивных нефтей применяется пресная или морская вода.

4) Коррозионные свойства ПВ; они тем сильнее, чем ниже рН и выше минерализация, содержание кислорода, сероводорода.

5) По гидрогеологическим данным устанавливаются в разрезе по­глощающие горизонты-перехватчики. При закачке предусматривается их изоляция.

3.7. Использование гидрогеологических данных при проведении и интерпретации промыслово-геофизических исследований

Геофизические методы позволяют установить ВГ в разрезе скважин. Вместе с тем, без знания гидрогеологических условии трудно интер­претировать или применять геофизические методы. Так, при расчете КС необходимо знать величину минерализации воды. Для применения нейтронного гамма-каротажа необходимым условием является хлорид-ность в од. В водах другого состава результаты неудовлетворительны. Для отбивки ВНК методом наведенной активности в катионном составе Ron д олжен преобладать ион натрия.

3.8. Использование гидрогеологических данных при добыче попутных вод как самостоятельных полезных ископаемых

Получаемые на промыслах попутные воды могут быть использованы в различных целях.

1) Попутные воды используются в качестве промышленных для извлечения йода, брома, радия, соды, хлоридов калия, натрия, магния.

2) В качестве бальнеологических при их разбавлении пресными водами (в местных санаториях).

3) При минерализации попутных вод до 4,5 г/даг их можно использовать для полива сельскохозяйственных угодий.

4) Для водоснабжения промыслов и поселков.

5) Для теплофикации (при температуре пластовых вод 90-100 С).

6) Для производственных нужд промыслов:

а) щелочные воды - для закачки в малоглинистые пласты;

б) для приготовления промывочной жидкости;

в) для приготовления тампонажных цементов.