Эффективные методы гидрогеологических исследований при разработке нефтегазовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Государственное образование учреждение высшего профессионального образования

«Астраханский государственный университет»

Курсовая работа

ЭФФЕКТИВНЫЕ МЕТОДЫ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Астрахань-2011

Оглавление

Введение

Глава 1. Характеристика подземных вод нефтяных и газовых месторождений

1.1 Характеристика подземных вод по условиям залегания

1.2 Изменение физических и химических свойств в процессе добычи

1.3 Схемы залежей

1.4 Продвижение контурных вод

Глава 2. Гидрогеологические наблюдения

2.1 Наблюдения и исследования в процессе бурения скважин

2.2 Наблюдения и исследования в процессе разработки нефтяных и газовых залежей

2.3 Геотермические исследования

Глава 3. Изменения в залежи при её эксплуатации

Глава 4. Режимы нефтяных залежей

Глава 5. Контроль за обводнением скважин и залежей

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Вопросами, связанными с гидрогеологическими условиями нефтегазовых месторождений, занимается нефтегазопромысловая гидрогеология. В нефтегазопромысловой гидрогеологии изучаются роль подземных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений и в связи с этим:

- промысловая классификация подземных вод,

- их динамика в процессе разработки месторождений,

- распределение давлений и температур в пластах

- физические и химические свойства пластовых вод,

- коллекторские свойства горных пород,

- режимы нефтегазоносных пластов,

- значение подземных вод для заводнения пластов, оконтуривания залежей нефти и газа, оценки их запасов и выбора рациональной системы разработки месторождений.

Также проводятся гидрогеологические наблюдения и исследования, направленные на обеспечение нормальных условий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

скважина нефтяной обводнение

Глава 1. Характеристика подземных вод нефтяных и газовых месторождений

Нефтяные залежи лучше сохраняются в закрытых структурах. Залежи вблизи поверхности земли под воздействием инфильтрационных вод атмосферного происхождения подвергаются наиболее быстрому вымыванию и разрушению.

Местных напоров в толще горизонта грунтовых вод, благоустройстве берегов, регулировании русла рек и др. необходимых мероприятиях.

Радикальные методы защиты от подтопления в зависимости от его причин и характера (постоянное, сезонное, жпизодическое) включат устройство соответствующих систем и конструкций дренажа. Эти методы должны сочетаться с профилактическими и обеспечивать норму осушения.

1.1 Характеристика подземных вод по условиям залегания

По условиям залегания в нефтеносных пластах, подземные воды подразделяются на:

1) пластовые воды, находящиеся в одном пласте с нефтью, -- краевые, или контурные, подошвенные и приконтурные воды. По своему составу они чаще всего представляют собой метановые солёные воды с повышенным содержанием иода, брома, аммония, борной кислоты. Вблизи залежей нефти в подземных водах появляются нафтеновые кислоты, а в газе -- тяжёлые углеводороды (этан, пропан, бутан и др.).

2) воды водоносных горизонтов в пределах месторождения, но не заключающих промышленных залежей нефти; по отношению к нефтеносным пластам они могут быть верхними и нижними. Верхние и нижние воды могут попадать в нефтяную скважину и обводнять залежь, проникая по затрубному пространству, вследствие дефектов крепления или повреждения обсадных труб. 3) тектонические воды - воды, заключённые в трещинах и разломах земной коры.

Рис. 1.1. Схема залегания подземных вод в месторождении.

1.2 Изменение физических и химических свойств в процессе добычи

Установлено, что в нефтяных месторождениях развиты преимущественно 3 типа вод:

1) хлоридно-кальциевые рассолы с общей минерализацией более 50 г на 1 л (5%), иногда достигающей 250--300 г на 1 л (25--30%). Они представляют собой изменённые древние воды морского происхождения; в результате коллоидно-химич. и микробиологич. процессов, протекавших в восстановительной среде вблизи скоплений нефти, эти Н. в. почти лишены сульфатов, часто содержат сероводород и, в отличие от хлоридно-магниево-натриевых вод морских бассейнов, являются хлоридно-кальциево-натриевыми;

2) гидрокарбонатно-хлоридно-натриевые или гидрокарбонатно-натриевые бессульфатные воды (щелочные) с общей минерализацией обычно меньшей, чем воды 1-го типа. Разновидностью 2-го типа являются слабо минерализованные тёплые или горячие воды с содержанием сульфатов.

3) Сульфатнонатриевый тип вод

Знание химического состава и минерализации вод играют важную роль. Интенсивность снижения минерализации вод находится в полной зависимости от количества отбираемой воды эксплуатационными скважинам. Потому что нефтяные залежи окаймлены водами повышенной минерализации и по мере отбора начинают поступать менее минерализованные воды.

В процессе разработки залежи используют законтурную закачку вод для поддержания пластового давления. Важно понимать различие в хим. И физ. Параметров закачиваемой и пластовой воды. При повышении температуры пластовых вод происходит разжижение нефти и как следствие её добыча происходит интенсивнее.

Пример важности химического состава - в составе морской воды, которая может быть закачана в нефтяные залежи, содержание иона SO⁴ повышено. В пластовых условиях вследствие смешения вод и в результате жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий происходит восстановление сульфатов и образование сероводорода. При смешивании пластовых вод с закачиваемой морской водой происходит выпадение из состава вод углекислых солей кальция и магния, что влечёт за собой ухудшение проницаемости пород, и как следствие - снижение скорости добычи нефти или газа.

1.3 Схемы залежей

Рис. 1.2. Схемы залежи нефти с газовой шапкой

Рис. 1.3. Схемы залежи нефти в пологозалегающем пласте

В пределах внутреннего контура нефтеносности скважины, проведенные на данную залежь, будут давать безводную нефть. Скважины, между внутренним и внешним контуром нефтеносности - нефть с водой. За внешним контуром - только воду.

1.4 Продвижение контурных вод

Обводнение нефтяного месторождения может происходить в процессе эксплуатации месторождения; по мере извлечения нефти из скважин к ним начинают притекать окружающие контурные воды. Для нефтяных залежей очень вредно обводнение «языками», «конусами» и т. п., образующимися вследствие неравномерного отбора нефти и газа с площади залежи. Вследствие этого могут образовываться скопления нефти или газа (целики), для добычи которых необходимо пробурить новые скважины, что чрезвычайно затратно.

Рис. 1.4. Схема продвижения контурных вод

Для наблюдения за изменением степени обводнённости залежи производят точные замеры дебитов жидкости и определяют содержание в ней нефти и воды по всем скважинам и в целом по залежи. Наблюдения за изменением уровней вод в скважинах осуществляется с начала разработки нефтяной или газовой залежи путем непрерывного замера их регистрирующим уровнемером.

Рис. 1.5. Схемы образования конусов подошвенной воды

Глава 2. Гидрогеологические наблюдения

2.1 Наблюдения и исследования в процессе бурения скважин

При бурении скважин и вскрытии ими пластов, содержащих высоконапорную воду, последняя иногда начинает поступать в ствол скважины и оказывать влияние на глинистый раствор, вызывая изменения его свойств. За глинистым раствором производят систематические наблюдения. Периодически замеряют параметры глинистого раствора, нагнетаемого в скважину и поступающего из скважины.

Для исследования химического состава воды пробы её из скважины отбирают до тех пор, пока не установится постоянный состав воды, поступающей в ствол скважины. Для установления постоянства химического состава достаточно определения плотности и содержания иона хлора. После этого отбирают пробу воды для полного исследования её химического состава. Затем замеряют дебит воды, статический уровень и пластовое давление. Замеры пластовых давлений производят глубинными манометрами с одновременным замером температуры. Уровень обычно замеряют аппаратом Яковлева.

В случае фонтанирования скважины обязательно замеряют максимальное давление на устье закрытой скважины. Желательно замер максимального давления производить при закрытой скважине в течение такого промежутка времени, когда достоверно установлено, что оно больше не увеличивается. При замере максимального давления отсчёты давления на манометре делают через каждые 10-15 мин. По этим данным строят кривую нарастания давления, по характеру которой можно судить о проницаемости коллектора, содержащего воду.

Зная максимальное давление на устье скважины, глубину залегания опробуемого пласта, плотность фонтанирующей воды и её температуру по стволу скважины, нетрудно подсчитать пластовое давление.

2.2 Гидрогеологические наблюдения и исследования в процессе разработки нефтяных и газовых залежей

Исследования, связанные с разработкой нефтяных и газовых залежей, следует начинать в первых скважинах, в котороых при опробовании получили притоки нефти и газа. На протяжении всего периода разработки нефтяной или газовой залежи надо обязательно проводить наблюдения и исследования по законтурным скважинам.

Наиболее важные изменения в залежи при её эксплуатации: изменеие давления в залежи и перераспределение его по площади; изменение нефтегазонасыщенности и водонасыщенности пласта; перемещение водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контуров; изменение физических и химических свойств извлекаемых из залежи нефти, газа и воды. Для наблюдения за изменением степени обводнённости нефтяной или газовой залежи производят точные замеры дебитов жидкости и определяют содержание в ней нефти и воды по всем скважинам и в целом по залежи. Обычно эти данные обобщаются в виде кривых по отдельным наиболее характерным скважинам и обязательно по разрабатываемым залежам.

Законтурные скважины дают представление о плаством давлении в период разработки и эксплуатации нефтяной или газовой залежи. Наблюдения за изменением уровней вод в этих скважинах осуществляются с начала разработки и эксплуатации нефтяной или газовой залежи. Наблюдения за изменением уровней вод в этих скважинах осуществляются с начала разработки нефтяной или газовой залежи путём непрерывного замера их регистрирующим уровнемером. Если законтурная скважина фонтанирует водой, то при помощи регистрирующего манометра производят непрерывное наблюдение за изменением давления на устье скважины. По данным получаемых записей уровнемером или регистрирующим манометром по каждой наблюдательной скважине строят график изменения динамического уровня по времени.

Малейшие изменения в отборе жидкости из залежи отражаются на положении уровня в законтурной скважине - если воды из залежи берётся меньше, то уровень в законтурной скважине возрастает.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин необходимо фиксировать дату появления признаков воды, а затем вести точный количественный учёт попутно добываемой воды. Пробу воды для химического анализа из эксплуатационных скважин отбирают примерно в следующей последовательности: при появлении воды в скважине в первые 3 месяца примерно через каждые 10 дней, в последующие месяцы первого года - 1-2 раза в месяц и в дальнейшем не менее 2 раз в год. В случае резкого изменения количества извлекаемой воды по той или иной скважине немедленно отбирают пробу воды для анализа.

Для изучения химического состава и свойств воды в пластовых условиях отбирают глубинные пробы воды из скважин, находящихся в опробовании или в эксплуатации. Отбор глубинных проб обычно производят специальными глубинными пробоотборниками.

Данные, получаемые в результате исследования глубинных проб вод, с успехом могут быть использованы для различных гидродинамических и других расчётов при проектировании рациональных систем разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, при оценке нефтевымывающих и коррозионных свойств воды, при вычислении скорости движения пластовых вод в приконтурной зоне и за её пределами. Эти данные также могут быть использованы и при создании различных карт прогнозов нефтеносности и газоносности недр.

2.3 Геотермические исследования

При осуществлении гидрогеологических исследований в пределах нефтяных и газовых месторождений обычно стремятся детально изучить температурные условия, существующие в недрах. В связи с применением высокочувствительных электрических термометров на полупроводниках, и в том числе дифференциальных, можно широко осуществлять температурные измерения для решения различных задач нефтегазопромысловой геологии и гидрогеологии.

Геотермические исследования дают большой и надежный материал для выяснения степени динамичности или, наоборот, застойности подземных вод, а также позволяют сделать обоснованное заключение о направлении подземного стока вод и его интенсивности. В результате изучения геотермических особенностей нефтегазовых месторождений уточняется их геологическое строение. Важное значение имеет изучение тепловых потоков.

Данные о существующих температурных условиях в недрах месторождений дают возможность правильно выбирать марки цемента при креплении водозакрывающих колонн в скважинах, при постановке цементных мостов, при различных изоляционно-оздоровительных работах в скважинах. В том случае, когда указанные выше работы производят, не располагая фактическими данными о существующих в скважине температурных условиях, могут происходить нежелательные явления -- прихват бурильных труб или заливочных трубок схватившимся цементом. При проведении прострелочно-взрывных работ в скважинах надо располагать данными о температуре по всему стволу, чтобы избежать самопроизвольных срабатываний вне заданного интервала. Температурные условия в недрах влияют на физические свойства нефти: на вязкость, поверхностное натяжение, способность поглощать газ, а изменение физических свойств нефти влечет за собой изменение способности нефти к перемещению по пласту к забоям эксплуатационных скважин. Эти данные используются при решении вопросов, связанных с выбором расстояний между скважинами и рядами.

Глава 3. Изменения в залежи при её эксплуатации

На протяжении геологического времени отмечается изменение состава нефтей и газов за счет окисления и перехода легких нефтей в тяжелые и битумы. При движении по разломам нефть может достигнуть земной поверхности, окислиться, превратиться в битум, как это произошло на Атабасском месторождении битумных песков в Канаде. Если на пути движения нефти встретятся ловушки, то могут появиться вторичные залежи нефти и газа в вышезалегающих горизонтах. Примером тому -- залежи нефти в отложениях мелового возраста на Мангышлаке. Однако для полного разрушения залежей особенно крупных, типа Газли, необходимо несколько миллионов лет.

Наиболее важные изменения в залежи при ее эксплуатации:

- Изменение давления в залежи и перераспределение его по площади;

- Изменение нефтегазоводонасыщенности пласта;

- Перемещение ВН, ГН и ГВ контуров;

- Изменение физических и химических свойств, извлекаемых из залежи нефти, газа и воды.

Вместе с исследованием скважин, расположенных в пределах контуров нефте- и газоносности, наблюдают изменение уровней в пьезометрических скважинах и разведочных скважинах, оказавшихся за контуром НГН или скважинах, ранее эксплуатируемых и обводнённых пластовой водой.

Законтурные скважины дают представление о пластовом давлении в период разработки залежи и ее эксплуатации.

Если законтурная скважина фонтанирует водой, то при помощи регистрирующего манометра производят непрерывное наблюдение за изменением давления на устье скважины. По этим данным по каждой наблюдательной скважине строят график изменения динамического уровня во времени. Важно точно фиксировать дату появления признаков воды и вести точный количественный учет попутно добываемой воды.

Глава 4. Режимы нефтяных залежей

Чем более открыта в гидрогеологическом отношении залежь, тем более высока вероятность её разрушения за счёт движения и обмывания водой. Знание геогидродинамической зоны (активного/свободного водообмена, затруднённого, отсутствие водообмена (весьма затруднённого)), в которой находится залежь (или нефтегазовое месторождение), даёт объективный материал для составления обоснованных, рациональных и экономически выгодных проектов разработки отдельных залежей и в целом месторождений.

Режимы нефтяных залежей подразделяются на различные типы, в зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации. Выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей:

1) водонапорный режим

2) упруго-водонапорный

3) газонапорный (или режим газовой шапки)

4) режим растворённого газа

5) гравитационный режим

1-3 режимы вытеснения, а 4 и 5 - режимы истощения пластовой энергии. В реальных условиях иногда одновременно сосуществуют несколько режимов. При исследованиях надо устанавливать главный режим и сопутствующие ему режимы. В процессе эксплуатации они непрерывно изменяются вследствие изменения характера проявляющих сил, изменения физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и вод, температурных условий, приятых технологических схем эксплуатации, а также применяемы искусственных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи нефти. Наконец, следует считать с тем, что при эксплуатации нефтяной залежи режимы залежи могут сменяться. Можно преобразовывать малоэффективные режимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэффициенты нефтеотдачи; последнее достигается применением различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с максимальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы эксплуатации.

Водонапорный режим. При водонапорном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме в процессе эксплуатации скважины дебиты и давления остаются постоянными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой жидкостью из пласта и поступлением краевой воды в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяют своей величины во времени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается ниже давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуатации и отбора жидкости (нефти и воды) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод добыча воды, поступающей совместно с нефтью, непрерывно увеличивается. В случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные размеры, а в строении её принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превышение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи, то в пределах такой системы водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эффективным.

Упруго - водонапорный режим. При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы. Следовательно, упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный режим, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. Основным источником энергии при данной фазе является расширение вод, заключённой в коллекторе, и уменьшение объёма пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных размерах водонапорных систем и больших пластовых давления в результате расширения жидкости и уменьшения объёма пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются соответственно коэффициентам сжимаемости жидкости и пласта.

Таким образом, при изучении гидродинамических систем, к которым приурочены нефтяные залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать и их упругоёмкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залажей за счёт сил упругости при снижении давления от р₀ до р.

Наиболее эффективно упруго-водонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания или в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруго-водонапорном режиме, в отличие от чисто водонапорного, при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение динамического давления. При этом режиме пластовое давления находится в тесной связи с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

Газонапорный режим. По мере отбора нефти из нефтяной залежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из газовой шапки вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из газовой шапки к забоям эксплуатационных скважин газовые факторы резко возрастают, и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при наличии газовой шапки нефтяную залеж фь окаймляют ещё и напорные контурные воды, то газ, как источник энергии в период эксплуатации преобладает. Но при непрерывном снижении пластового давления в газовой шапке наступает время, когда начинается процесс перемещения нефти под влиянием напора контурных вод в газовую шапку. Этого допускать нельзя, т.к. много нефти будет потеряно на смачивание сухих песков газовой шапки.

Режим растворённого газа. При режиме растворенного газа основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатационных скважин, являются пузырьки расширяющегося газа при выделении его из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются. Газовые факторы в процессе эксплуатации нефтяной залежи также не остаются постоянными. В первый период они возрастают, затем наблюдается резкое снижение. В результате снижения пластового давления в нефтяной залежи появляется свободный газ, который значительно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, а это приводит к снижению эффективности режима растворенного газа.

Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно на небольшую величину. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. Пласты эти обладают значительной фациальной изменчивостью. В некоторых случаях пласты обладают постоянной мощностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемостью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных залежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Этот режим может проявляться в залежах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки. Данный переход совершается тогда, когда чрезмерное снижение пластового давления приводит к снижению давления ниже давления насыщения нефти газом. В связи с более низким коэффициентом нефтеотдачи при этом режиме по сравнению с таковым при водонапорном режиме и режиме газовой шапки переход этот допускать нежелательно.

В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водообмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но чаще могут встречаться режимы растворенного газа и газонапорные. Однако если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной площади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуроченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруго-водонапорного режима. Если продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она уАалена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, то пластовые давления в таких залежах в процессе их разработки могут быстро снижаться, и упруго-водонапорный режим будет переходить в режим растворенного газа.

Таким образом, различные гидрогеологические условия пластовых резервуаров оказывают непосредственное влияние на формирование условий для существования того или иного режима в нефтяных залежах данной зоны.

Гравитационный режим. Под гравитационным режимом понимают такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти. Газ в нефтяной залежи, как правило, отсутствует. Данный режим принято подразделять на напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Напорно-гравитационный режим проявляется в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон. Продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчено за счет действия закона силы тяжести.

Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гипсометрических отметках пласта, довольно высокие, коэффициент нефтеотдачи повышенный. Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти наблюдается в полого залегающих пластах, обладающих плохими коллекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся, как правило, ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограниченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Таким образом, на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.

Из сказанного выше можно сделать вывод о том, что детальное гидрогеологическое изучение различных стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных залежей, которые подлежат разведке.

Правильные прогнозы в отношении режимов нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бурения, можно делать только после детальных региональных гидрогеологических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.

Глава 5. Контроль за обводнением скважин и залежей

Часто для интенсификации добычи нефти применяются методы искусственной закачки воды в пласт, с целью увеличения пластового давления. Важно знать ряд химических свойств закачиваемой воды и воды, залегающей в пласте. Это необходимо для предотвращения закупорки пор пласта веществами, выпадающими из вод, и определения нефтевымывающих свойств закачиваемой воды.

Важной задачей, при решении которой используют данные нефтегазопромысловой гидрогеологии, является контроль за обводнением скважин и залежей в процессе разработки. Для выполнения этой задачи надо располагать наиболее детальной характеристикой химического состава вод разрабатываемого нефтегазоводоносного пласта и изменений этого состава в пределах разрабатываемой площади и прилегающих участков, а также состава и закачиваемой воды (если производится закачка) и, наконец, данными о влиянии смешивания пластовых и закачиваемых вод на состав получающейся при этом смеси.

Необходимо обеспечить:

1) контроль за техническим состоянием скважин -- определение наличия и мест аварийного притока вод в скважины

2) контроль за обводнением и заводнением залежей -- определение направлений и скоростей продвижения вод по пласту при разработке.

В первом случае при возникновении деффектов за контролем следует ремонт скважин, во втором -- регулирование и корректировка разработки залежей.

Условиями определения мест проникновения вод в скважины являются гидрохимическая изученность всего разреза, знание гидрогеологических показателей отдельных горизонтов, изученность свойств вод эксплуатируемых горизонтов и распределения их по площади. Если воды разных горизонтов мало отличаются друг от друга, то это усложнит определение движения ПВ внутри пласта. Иногда появление в скважине вод необычного состава объясняется подтоком из отдельных частей эксплуатируемого пласта, где гидрохимические показатели могут быть различными.

Учёт гидрогеохимических показателей необходим также и для предотвращения биохимического разрушения залежей, которое заключается в «поедании» углеводородов бактериями. Последние используют для жизнедеятельности органическое вещество, выделяя серу и сероводород. При этом увеличивается содержание тяжелых углеводородов в нефтях. Бактерии-десульфаторы не могут развиваться при температурах более 80°С, минерализаций более 200 г/л и величине рН менее 5, поэтому в глубоких горизонтах этот вид разрушения залежей отсутствует. При образовании тектонических нарушений и поступлении инфильтрогенных вод в глубокие горизонты там возобновляются процессы биохимического разрушения залежей. Косвенно о скорости протекания подобных процессов можно судить по интенсивности современного заражения бактериями нефтяных и газовых залежей Мангышлака и Западной Сибири за счет закачки поверхностных вод для поддержания пластового давления. Разрушение протекает быстро, качество нефти ухудшается.

Заключение

Учет гидрогеологических данных, в частности изменения процентного содержания воды в добываемой жидкости, изменения состава вод в эксплуатационных и наблюдательных скважинах и т. п., нередко позволяет контролировать перемещение контуров водоносности и нефтеносности и обводнение скважин и залежей. По изменению состава вод в отдельных скважинах во времени, учитывая первоначальный характер размещения гидрохимических показателей по площади пласта, можно судить о темпе и направлении перемещения вод по пласту при его эксплуатации. Гидрохимические методы контроля за обводнением и заводнением залежей нефти обладают рядом значительных преимуществ перед другими методами (например, методом радиоизотопов): они отличаются технической простотой, дешевизной, большей надежностью -- хотя бы вследствие того, что предполагают одновременное использование большого числа параметров (компонентов ионного состава вод).

Список Использованной Литературы

1. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. А.А., Карцев. М.: Изд-во «Недра», 1972. 280с.

2. Справочное руководство гидрогеолога. 3-е издание, переработанное и дополненное, В.М., Максимов, В.Д., Бабушкин, Н.Н., Веригин, Л.: Изд-во «Недра», 1979. 512с.

3. Гидрогеология нефти и газа. Часть 1. В.А., Бычинский, Н.Г. Коновалова, Иркутск.: Изд-во Иркутского государственного университета. 2008. 221с.

4. Процессы переработки пластовых вод месторождений углеводородов. Т.Д., Ланина, В.И., Литвиненко, Б.Г., Варфоломеев. Ухта: УГТУ, 2006. 172с.

5. Механика нефтегазоносного пласта. Ю.П., Желтов. М.: «Недра», 1975. 216с.

6. Справочник гидрогеолога. М., Госгеолтехиздат, 1962.

7. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология залежей углеводородов. Понятия, определения, термины. Ю.И., Брагин, С.Б., Вагин, И.С., Гутман, И.П., Чоловский. М.: Изд-во ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. 399с.

Размещено на Allbest.ru