Методы гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах

Методы, используемые при анализе флюидодинамических особенностей глубоких горизонтов Печорского НГБ. Печорский артезианский бассейн входит в состав Тимано - Печорской нефтегазоносной провинции. Плотность глубоких флюидов существенно меняется по площади и по разрезу, что вызывает необходимость проведения пластовых давлений по всему изучаемому разрезу к единой плоскости сравнения. С целью проведения пластовых давлений с оценкой погрешности приведения для каждой структуры в отдельности строились графики. Затем оценивалась погрешность приведения с учётом выбора плоскости сравнения и возможность использования приведения давлений для каждой отдельно взятой структуры. После точек на графиках ограничивалось прямыми линиями, что упрощало расчёты и повышало их «инженерный запас надёжности».

Плоскость сравнения была выбрана единая для всех рассматриваемых комплексов на глубине -2400м (средняя часть хорошо изученного интервала).

На рисунках приведены графики изменения плотности с глубиной и коэффициенты эмпирических прямых и значения погрешности привидения для всех структур изучаемой территории, а выборочно - для некоторых структур, но по всем скважинам для каждой из них.

Погрешность приведения оценивалась для двух плоскостей: - 2400м и -4000 м. При этом, как и следовало ожидать, положение плоскости сравнения относительно точек опробования существенно сказывается на погрешность приведения пластовых давлений. Для плоскости сравнения -4000 м погрешность приведения, как это и должно быть, значительно выше, так как большинство интервалов опробования попадает в диапазон 1500 - 2400 м.



Рис. 6. Изменение плотности воды с глубиной для некоторых структур вала Сорокина

Для определения перепада пластового давления в пределах отдельных структур строились графики изменения пластового давления от глубины для каждой стуктуры, когда позволял объём исходной информации.

Рис. 7. Перепад замеренных пластовых давлений на близких глубинах

Как видно из графиков, перепад пластового давления составляет от 0,1 до 2,8 МПА, т.е. перепад пластового давления больше, чем погрешность приведения, что даёт основание говорить о возможности применения в пределах вала Сорокина метода приведения давлений.

Приведённые пластовые давления использовались для изучения гидродинамических условий на отдельных структурах, а так же для моделирования гидродинамических условий. Для Печорского бассейна гидрогеологические условия схематизировались в виде четырёхслойной толщи с тремя слабопроницаемыми покрышками.

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ

В процессе бурения разведочных площадей и месторождений гидрогеологические наблюдения заключаются в определении статических уровней и пластовых давлений, дебитов, взятии проб на определение ионно-солевого и газового состава, температурных условий пластов и некоторых гидродинамических параметров водоносных горизонтов.

Гидрогеологические наблюдения в процессе разработки залежей позволяют судить о режимах залежей, упругом запасе жидкости, фильтрационных свойствах коллекторов, гидравлической сообщаемости различных горизонтов между собой. Перетоки флюидов в другие горизонты в период разработки и эксплуатации могут привести к обводненности залежей.

Особое место занимают гидрогеологические исследования при вторичных методах эксплуатации месторождений нефти и газа, когда наиболее важно выбрать такой состав закачиваемой в пласт воды, которой уже не ухудшит коллекторских свойств пород и тем самым нефтеотдачу.

4.1 Гидрогеологические особенности основных типов нефтегазоводоносных бассейнов и месторождений нефти и газа

Нефтяная и газовая промышленность занимает ведущее место в экономике нашей страны и мира в целом. Доля нефти и газа в энергетическом балансе мира составляет в настоящее время - около 60%. Нефть, газ и продукты их переработки используются почти во всех отраслях народного хозяйства: на транспорте, в медицине, в судостроении, сельском хозяйстве, в текстильной, химической и пищевой промышленности, в дорожном строительстве, энергетике и многих других.

В условиях технического прогресса спрос на нефть и газ постоянно возрастает. Это ставит перед геологической наукой огромной важности задачи в области поисков, разведки и промышленного освоения новых месторождений нефти и газа, осуществления рациональной и эффективной разработки уже освоенных месторождений, дальнейшего совершенствования методов поисково-разведочных работ на нефть и газ, техники и технологии разработки их месторождений.

Успешное решение этих задач невозможно без выполнения соответствующих гидрогеологических исследований и обоснований, которые должны сопутствовать осуществлению геологоразведочных работ на нефть и газ на всех стадиях их проведения, начиная с региональных исследований территорий и оценки перспектив их нефтегазоносности и кончая промышленным освоением и разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Важность и эффективность гидрогеологических исследований в решении задач поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений объясняется тем, что нефтяные и газовые залежи теснейшим образом связаны с подземными водами, являются элементами природных водонапорных систем.

Процессы образования нефти и газа, скопления этих полезных ископаемых в залежи, разрушения и рассеивания происходят в пористой среде, существеннейшим элементом которой являются подземные воды. Роль последних как фактора, созидающего и разрушающего нефтяные и газовые месторождения и определяющего условия их эксплуатации, является ведущей, а во многих геологических структурах и решающей. Это предопределило быстрое развитие «самостоятельной отрасли научных знаний-гидрогеологии нефтяных и газовых месторождений и ее подразделений-нефтегазопоисковой и нефтегазопромысловой гидрогеологии.

Задачи нефтегазопоисковой гидрогеологии - изучение гидрогеологических условий территорий и использование гидрогеологических показателей и критериев для оценки перспектив их нефтегазоносности и осуществления поисков месторождений и залежей нефти и газа. Нефтегазопромысловая гидрогеология занимается вопросами гидрогеологических исследований в специфических нефтегазопромысловых условиях в целях разведки, проектирования разработки, промышленного освоения и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Нефть и газ до и после своего существования в виде залежей частично находятся в растворенном состоянии в подземных водах. Формирование залежей нефти и газа связано с определёнными гидрогеологическими условиями в структурах (ловушках) и вблизи них, а сами залежи являются элементами водонапорных комплексов и систем, с которыми находятся в гидравлическом единстве, физическом, химическом и механическом взаимодействии.

Эти и другие особенности формирования, разрушения, условий залегания, режима и взаимодействия нефтяных и газовых месторождений с подземными водами дают основания для широкого и эффективного использования гидрогеологических исследований при поисках, разведке, геологопромышленной оценке и разработке нефтяных и газовых месторождений.

Почти все нефтяные и газовые месторождения находятся внутри водонапорных систем, образуя в совокупности нефтегазоводоносные бассейны, или нефтегазоносные бассейны подземных вод. В последние годы принято считать, что основное условие нефтегазоносности бассейна подземных вод --наличие достаточной по мощности (не менее 2--3 км) толщи осадочных образований, обеспечивающей возможность развития процессов нефтеобразования, главная фаза которых наступает при погружении осадочных пород на глубины, на которых температура достигает 70--100° С и более.

Нефтегазоносны обычно бассейны напорных пластовых вод. В бассейнах с развитием трещинного типа вод и в сочлененных системах мелких бассейнов пластовых и трещинных вод, испытавших значительные изменения при тектонических процессах, нефтегазовые месторождения, как правило, уже разрушены. Таким образом, нефтеобразование и нефтегазонакопление связаны с седиментационными этапами гидрогеологического развития водонапорных систем и соответственно с седиментационными водами, разрушение нефтяных и газовых залежей- с инфильтрационными этапами развития систем и инфильтрационными водами.

Изучение нефтегазоводоносных бассейнов позволяет выделить среди них три основных типа, характеризующихся определенными геолого-структурными и гидрогеологическими особенностями.

Бассейны I типа (палеозойские) располагаются в пределах платформ с древним (докембрийским) фундаментом и частично захватывают прилегающие древние краевые прогибы (Печорский, Балтийский, Днепровско-Донецкий, Припятский, Ангаро-Ленский, Волго-Уральский нефтегазоносные бассейны подземных вод). В орографическом отношении эти бассейны размещаются в пределах равнин и древних предгорий.

Нефтегазоносность бассейнов I типа связана в основном с палеозойскими и частично с мезозойскими отложениями. Для них характерно однообразие химического и газового состава подземных вод, слабая газонасыщенность, преобладание рассолов и вод хлор-кальциевого типа, значительное развитие и роль современных инфильтрационных процессов почти во всех водоносных комплексах и вместе с тем слабая подвижность заполняющих их подземных вод.

Бассейны II типа (мезозойские) в тектоническом отношении располагаются на плитах с молодым (палеозойским) фундаментом, захватывая прилегающие молодые краевые прогиба альпийских горных сооружений. В орографическом отношении они находятся в пределах равнин и эпиконтинентальных участков морей, захватывая предгорья молодых высоких горных сооружений. Нефтегазоносность в бассейнах II типа связана преимущественно с мезозойскими отложениями (Предкарпатский, Причерноморский, Азово-Кубанский, Среднекаспийский, Амударьинский, Ферганский, Афгано-Таджикский бассейны). Для них характерно сочетание в разрезе инфильтрационных и элизионных систем, широкое развитие наряду с рассолами относительно маломинерализованных подземных вод, высокая газонасыщенность и резкая изменчивость химического и газового состава в плане и по разрезу локальные проявления инверсионной гидрохимической зональности и гидродинамических аномалий. Промежуточное между I и II типами положение занимает крупнейший в мире Западносибирский нефтегазоносный бассейн подземных вод.

III тип нефтегазоносных бассейнов в России представлен Южно-Каспийским бассейном и характеризуется нефтегазоносностью преимущественно кайнозойских отложений. Он расположен во внутренней впадине альпийской складчатой системы, занятой морским водоемом и межгорными впадинами. В гидрогеологическом отношении для него показательно исключительное развитие элизионного водообмена, чрезвычайно высокая газонасыщенность основной части разреза, аномальное распределение различных по составу вод (инверсионная, гидрохимическая зональность) и аномально высокие пластовые давления в глубоких водоносных комплексах, уменьшающиеся к краевым участкам межгорных впадин.

Пространственное размещение зон нефтегазонакопления в пределах нефтегазоводоносных бассейнов увязывается с их геолого-структурными и литолого-фациальными особенностями и гидродинамическими условиями. Наиболее благоприятны для создания залежей закрытые водонапорные системы элизионного типа, в которых образующиеся в нефтематеринских породах нефть и газ имеют наилучшие условия для отжима их из глинистых отложений и поступления в пласты-коллекторы. В открытых и полузакрытых системах, где обеспечиваются благоприятные условия для продвижения инфильтрационных вод по пластам-коллекторам, залежи нефти и газа оказываются разрушенными либо смещенными к центральным частям водонапорных систем к зонам замедленного и весьма замедленного водообмена.

В соответствии с существующим положением о стадиях и этапах геологоразведочных работ от 2001 года геологоразведочные работы в нефтегазоводоносных бассейнах проводятся в следующие стадии:

1) региональные геолого-геофизические работы;

2) подготовка площадей геолого-геофизическими методами к поисковому бурению;

3) поиски месторождений (залежей) нефти и газа;

4) разведка месторождений (залежей) нефти и газа.

В зависимости от масштаба и ценности месторождения, степени изученности территории и других факторов отдельные стадии могут выпускаться или совмещаться.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ выполняются на базе широких геологических и гидрогеологических обобщений и включают комплексное изучение недр с помощью геолого-структурного картирования, полевых и промысловых геофизических исследований, поисково-разведочного бурения, геохимических методов разведки, гидрогеологических, гидрохимических и других видов исследований.

Гидрогеологические исследования ведутся на всех стадиях поисково-разведочных работ, а также в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, обеспечивая более целенаправленное и экономически наиболее эффективное осуществление поисков, разведки и промышленного освоения месторождений нефти и газа.

4.2 Гидрогеологические 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.

Кроме того, для ориентировочного определения глубины залегания водоносных пластов через определенные интервалы проходки отбирают для исследования фильтрат глинистого раствора. В том случае, когда в процессе бурения скважины из вскрытого водоносного пласта в глинистый раствор поступает вода, физико-химические свойства фильтрата глинистого раствора изменяются.

После окончания бурения скважин обычно производят опробование пластов, свит, горизонтов. Иногда в скважинах некоторых категорий опробование целесообразно производить в процессе бурения до спуска водозакрывающей колонны. Для этой цели служат: пластоиспытатели различных конструкций. В эксплуатационных, опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважинах часто пласты опробуют после спуска и тампонажа водозакрывающей колонны.

В некоторых случаях в опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважинах вместо ожидаемых притоков нефти или газа получают притоки воды, притоки нефти и воды или притоки газа и воды. Иногда в скважинах перечисленных выше категорий производят опробование явно водоносных пластов. В процессе опробования ведут тщательные наблюдения и исследования.

Для исследования химического состава воды пробы ее 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 ее 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 отсчеты давления на манометре делают через 10-15 мин. По этим данным строят кривую нарастания давления, по характеру которой можно судить и о проницаемости коллектора, содержащего воду.

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

Определение дебита в фонтанирующей скважине производят путем замера поступающей в мерники жидкости. Дебит жидкости желательно замерять при различных давлениях на устье скважины. Если скважина не фонтанирует, дебит определяется путем замера объема жидкости при различных понижениях уровня в колонне. Все фактические данные, получаемые в процессе опробования, детально документируются

4.3 Гидрогеологические исследования в процессе разработки нефтяных и газовых залежей

Исследования, связанные с разработкой нефтяных и газовых залежей, следует начинать в первых скважинах, в которых при требовании 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 ее эксплуатации следующие: изменение 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 обводненности 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.

Наряду с исследованием скважин, расположенных в пределах контуров нефтеносности или газоносности, производят непрерывные наблюдения за изменением уровней и в пьезометричeских скважинах. В эту категорию обычно входят скважины, оказавшиеся за контуром нефтегазоносности, или скважины, ранее эксплуатирующиеся и обводнившиеся пластовой водой; в некоторых случаях бурят специальные скважины.

Законтурные скважины дают представление о пластовом давлении в период разработки и эксплуатации нефтяной или газовой залежи. Наблюдения за изменением уровней вод в этих скважинах осуществляются с начала разработки нефтяной или газовой залежи путем 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.

Важно также наблюдать за перемещениями газонефтяных и водонефтяных контуров, для чего ежегодно следует строить карты обводненности с нанесением обводненных скважин и контуров нефтеносности или газоносности.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин необходимо точно фиксировать дату появления признаков воды, а затем вести точный количественный учет попутно добываемой воды. Пробу воды для химического анализа из эксплуатационных скважин отбирают примерно в следующей последовательности: при появлении воды в скважине в первые три месяца примерно через каждые 10 дней, в последующие месяцы первого года один-два раза в месяц и в дальнейшем не менее двух 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 воды, с успехом могут быть использованы для различных гидродинамических и других расчетов при проектировании рациональных систем разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, при оценке нефтеотмывающих и коррозионных, свойств воды, при вычислении скорости движения пластовых вод в приконтурной зоне и за ее пределами. Эти данные с успехом могут быть использованы и при создании различных карт, прогнозов нефтеносности и газоносности недр.

В процессе разработки нефтяных месторождений внедряются различные способы заводнения пластов для интенсификации нефтедобычи. При осуществлении различных вариантов заводнения пластов возникают значительные трудности, связанные с контролем за продвижением нагнетаемой в пласт воды. М.Ф. Беляков, В.Н. Дахнов и Д.И. Дьяконов полагают, что большое практическое значение приобретают исследования термического состояния скважин при осуществлении рациональной разработки нефтяных месторождений способом законтурного заводнения. В частности, закачка в пласт подогретой воды при определенных условиях может повысить отдачу нефтяных пластов за счет снижения вязкости нефти.

Кроме того, и это самое главное, представляется возможность следить за продвижением водонефтяного контакта при условии систематического изучения температурного режима в скважинах разрабатываемого нефтяного месторождения.

При изучении движения подземных естественных вод и вод, искусственно нагнетаемых в пласт, используют метод радиоактивных индикаторов.

Э.В. Соколовский (1968) пришел к заключению, что меченая вода не продвигалась по пласту единым фронтом. Часть ее, заполнив высокопроницаемые зоны, быстро прорвалась в эксплуатационные скважины. Основная часть индикатора двигалась по относительно гомогенной среде, подчиняясь известным законам фильтрации жидкости в однородном пласте.

Э.В. Соколовский (1968) приводит интересные данные о контроле за заводнением залежи в верхнемеловых трещиноватых известняках Карабулак-Ачалукского месторождения. Здесь присутствие трития зафиксировано в продукции шести эксплуатационных скважин. Первые порции индикатора стали поступать в контрольные скважины на 36-461 сут. после его ввода в коллектор. Средняя скорость движения индикатора составила 0,6-111 м/сут.

Распределение радиоактивной жидкости указывает на значительный охват исследуемых площадей залежи процессом вытеснения нефти нагнетаемой водой. Следует отметить, что здесь, как а в XV пласте Октябрьского месторождения, нагнетаемая вода не продвигается единым сплошным фронтом. Прорыв отдельных его; участков происходит по наиболее проницаемым по сравнению с пластом зонам, а также по наиболее крупным трещинам, из которых нефть вытесняется в первую очередь.

На нефтяных месторождениях США для изучения продвижения нагнетаемой воды также используют радиоактивные индикаторы. В частности, на Канзасском месторождении проводились работы по мечению нагнетаемой воды одновременно двумя радиоактивными изотопами:131Ir и 132Ir. Индикаторы регистрировались, в пластовой жидкости при помощи гамма-лучевого спектрометра.

Рис. 7. Схема залегания вод на нефтегазовом месторождении: 1-нефть; 2-вода; 3-глина; 4-нижние краевые подземные воды; 5-подошвенные; 6-промежуточные; 7-верхние краевые; 8-верхние; 9-нижние; 10-тектонические подземные воды; Э. О.- эксплуатационный объект

4.4 Гидрогеологические условия проявления различных режимов нефтегазоносных залежей

При детальных региональных гидрогеологических исследованиях можно делать правильные прогнозы возможных режимов нефтяных залежей, которые не только еще не вступили в разработку, но подлежат лишь разведке. В нефтегазоносных районах многие пласты-коллекторы, к которым приурочены нефтяные (залежи, прослеживаются не только в пределах месторождений, но и на значительном удалении от них, охватывая иногда огромные территории. Из сказанного следует, что большое количество жидкости может вытесняться из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшении объема пор, трещин, каверн горной породы при снижении пластового давления. В связи с этим важно при изучении режима нефтяной залежи указывать; размеры пласта, к которому приурочена нефтяная залежь, и степень гидродинамической связи ее с резервуаром.

Следует выяснить его протяженность, площадь распространения, мощность, физические свойства пород, слагающих пласт (гранулометрический состав, пористость, трещиноватость, проницаемость и т.п.). Надо определить запасы воды в данном пласте.

Различные типы нефтегазовых месторождений располагаются в естественных резервуарах, содержащих нефть, газ и воду. Они могут быть в гидрогеологическом отношении открытые и в различной степени закрытые. Под первыми понимают пластовые; водонапорные системы, обычно прослеживающиеся на значительной территории и имеющие области питания и разгрузки. Под закрытыми естественными резервуарами понимают пластовые водонапорные системы, не имеющие ни самостоятельной области питания, ни заметной области разгрузки.

При региональных гидрогеологических исследованиях, проводимых на больших территориях нефтегазоносных областей, для разных интервалов стратиграфического разреза устанавливают различные геогидродинамические зоны:

1) зоны свободного или активного водообмена;

2) зоны затрудненного водообмена;

3) зоны весьма затрудненного (отсутствия) водообмена.

Можно считать установленным, что существует зависимость между геогидродинамическими зонами и режимом нефтяных залежей.

Следовательно, выявив заранее в пределах исследуемой территории по гидрогеологическим показателям различные геогидродинамические зоны для различных стратиграфических комплексов большого региона, можно делать прогнозы относительно того, под воздействием какого режима находится та или иная еще не открытая, но подлежащая разведке предполагаемая нефтяная залежь.

Правильное заключение о режимах нефтяных и газовых залежей дает объективный материал для составления обоснованных, рациональных и экономически выгодных проектов разработки отдельных залежей и в целом месторождений. Правильно составленный проект разработки и совершенная технология эксплуатации скважин обеспечивают максимальное извлечение нефти, газа и газоконденсата из недр для использования их в народном хозяйстве страны при наиболее выгодных экономических указателях.

Следовательно, изучение режима залежей нефти и газа, особенно на первых стадиях разведки и эксплуатации, имеет исключительно важное значение.

Под режимом нефтегазоносной залежи понимают характер проявления движущих сил в залежи в период ее эксплуатации скважинами. Режим нефтегазовой залежи зависит от естественных, природных факторов и от искусственных методов воздействия на залежь в процессе ее разработки и эксплуатации.

В первой четверти текущего столетия Н.Т. Линдтропом, а несколько позже Г.А. Максимовичем и другими были осуществлены весьма интересные исследования по изучению режимов нефтяных залежей в СССР. Эти исследования проводились в Новогрозненском (ныне Октябрьском) и Старогрозненском (Соленая балка) месторождениях близ г.Грозного.

В результате проведенных исследований установлена гидродинамическая система, в пределах которой для среднемиоценовых песчаников имеются области питания (северные склоны Главного Кавказского хребта) и области разгрузки (Передовые хребты). Области питания расположены на значительно больших гипсометрических отметках по сравнению с областями разгрузки для одноименных стратиграфических комплексов (средний миоцен). В данной гидродинамической системе сток подземных вод происходит с юга от области питания на север до области разгрузки, расстояние между ними 40-50 км. Как установлено было Н. Т. Линдтропом, в этой гидродинамической системе залежи нефти в среднемиоценовых песчаных пластах обладали ярко выраженным водонапорным режимом. И.Н. Стрижов, изучая Старогрозненское нефтяное месторождение, еще в 1911 г. высказал предположение о наличии в нефтегазоносных пластах этого месторождения упруго-газового режима. М.А. Жданов, исследуя режим нефтяной залежи С2 Апшеронского месторождения Майкопского района, пришел к выводу о возможности наличия в пределах нефтеносного пласта не одного режима, как было принято считать до этого, а нескольких. После осуществления указанных работ исследования, связанные с изучением режимов нефтяных и газовых месторождений, приняли широкий размах в СССР и за рубежом.

Источниками пластовой энергии являются напор контурных или подошвенных вод, упругость нефти, воды, газа и вмещающие их породы, энергия расширяющегося газа, выделяющегося из растворенного состояния, напор газа со стороны газовой шапки и сила тяжести самой нефти. Молекулярно-поверхностным и капиллярным явлениям, как источнику энергии, принадлежит значительная роль. В естественных природных условиях перечисленные факторы проявляются в неодинаковой степени и в разных сочетаниях.

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

1) водонапорный режим;

2) упруго-водонапорный режим;

3) замкнуто-упруговодонапорный режим;

4) газонапорный режим (или режим газовой шапки);

5) режим растворенного газа;

6) гравитационный режим.

Первые четыре режима представляют собой режимы вытеснения, а последние два - режимы истощения пластовой энергии. В реальных условиях иногда одновременно сосуществуют два или 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 воды, температурных условий, принятых технологических схем эксплуатации, а также применяемых искусственных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи нефти.

Наконец, следует считаться с тем, что при эксплуатации нефтяной залежи режим залежи может изменяться и переходить в другой режим. 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. Вначале охарактеризуем существующие режимы нефтяных залежей, а затем укажем, в каких же геогидродинамических зонах наиболее вероятны те или иные режимы.

Водонапорный режим. При водонапорном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме в процессе эксплуатации скважин 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, гели 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 ее 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.

Классическим водонапорным режимом обладают нефтяные залежи, приуроченные к XIII, XVI пластам и особенно к XXII пласту Октябрьского нефтяного месторождения (Северный Кавказ). Интересно отметить, что здесь при разработке нефтяной залежи, приуроченной к XXII пласту, в процессе эксплуатации получали фонтанную нефть, а после подхода контурных вод к забоям эксплуатационных скважин фонтанирование не прекращалось, только вместо нефти фонтанировала вода, причем обводнившиеся скважины фонтанируют водой уже в течение нескольких десятков лет. Это указывает на исключительно интересный, классический, ярко выраженный водонапорный режим нефтяной залежи.

Иногда пласты горных пород, обладающие высокой проницаемостью и прослеживающиеся на большой территории от выхода их в области питания и до областей разгрузки, представляют собой весьма совершенные природные гидродинамические системы.

Как на интересный пример такой системы можно сослаться на Терско-Дагестанский нефтегазоносный артезианский бассейн. Здесь проявляется четко эффект взаимодействия не только между скважинами, но и между разрабатываемыми залежами нефти и термальными источниками. При разработке нефтяных залежей карагано-чокракского комплекса на Октябрьском нефтяном месторождении установлено, что гидродинамические уровни не остаются постоянными, а значительно колеблются. Здесь, ярко проявляется эффект взаимодействия не только между скважинами в пределах одного месторождения, но и между нефтяными залежами и термальными источниками, расположенными на расстоянии 18,5, 26 и 46 км от Октябрьского месторождения.

Упруго-водонапорный режим. При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы. Из сказанного можно сделать вывод о том, что упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный режим, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. Основным источником энергии при данной фазе является расширение воды, заключенной в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных замерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются соответственно коэффициентами сжимаемости жидкости ?ж и пласта ?п.

При изотермическом процессе коэффициент сжимаемости жидкости определяется формулой

,

где Vож - начальный объем жидкости;

?р - перепад давления;

VVж - изменение объема жидкости при уменьшений давления от р0 до р (р0 и р - соответственно начальное и текущее пластовое давление).

Величина ?ж является положительной, а знак минус указывает на то, что объем жидкости увеличивается с уменьшением давления. Коэффициент сжимаемости жидкости представляет собой приращение единицы объема жидкости при изменении давления на 1 кгс/см2 и имеет размерность см2/кгс. Величина, обратная коэффициенту сжимаемости, называется модулем объемной упругости жидкости и измеряется в кгс/см2. Коэффициент сжимаемости чистой воды равен

см2/кгс.

Этот коэффициент зависит также от минерализации воды и от количества растворенного газа.

Предложен также коэффициент упругоемкости пласта ?*, учитывающий одновременно емкость и упругость коллектора и насыщающей его жидкости. Этот коэффициент вычисляют по формуле

?* = т?ж + ?п'

где т - коэффициент полной пористости.

Надо заметить, что упругие свойства коллектора и насыщающих его жидкостей проявляются при изменении давления не мгновенно, а передаются по коллектору (пласту) с некоторой у скоростью. Скорость передачи давления в пласте определяется пьезопроводностью, которая зависит от физических свойств жидкости и коллектора и характеризуется коэффициентом пьезопроводности

х

где х - коэффициент пьезопроводности;

- абсолютная или динамическая вязкость жидкости;

т - пористость, доли единицы;

ж - коэффициент сжимаемости жидкости;

п - коэффициент сжимаемости пористой среды;

* - коэффициент упругоемкости пласта, Па-1.

Коэффициент пьезопроводности пласта обычно определяют по результатам исследования скважин на взаимодействие в различных направлениях пласта. При разработке нефтяных залежей, обладающих упруго-водонапорным режимом, обычно строят карты, коэффициентов пьезопроводности.

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

Очевидно, что чем больше запасы нефти и воды в системе и чем лучше между ними гидродинамическая связь, тем больше можно отобрать нефти за счёт упругих сил, слагающих коллектор, к которому приурочена нефть и вода.

Пример. XVI пласт Октябрьского месторождения на Северном Кавказе имеет запасы воды в прилегающей к нефтяной залежи части пласта 5106 м3. При снижении пластового давления в нефтяной залежи на 20 кгс/см2 за счет эффекта расширения сжатой воды при коэффициенте сжимаемости воды см2/кгс из залежи может быть получено 4,5·106 м3 жидкости (нефти и воды). Примерно столько же можно получить за счет упругости пород. Добыча этого количества жидкости может быть отнесена за счет проявления упругого режима. 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 давление находится в тесной связи с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

Газовый фактор по скважинам, как и при водонапорном режиме, остается постоянным до момента, когда давление в залежи не понизится ниже давления насыщения.

Замкнуто-упруго-водонапорный режим. Нефтяная залежь приурочена к коллектору, который по мере удаления от нефтяной залежи довольно резко изменяет свои физические свойства - уменьшается пористость, проницаемость или трещиноватость и вследствие этого гидродинамическая связь залежи нефти с внешней зоной системы (областью питания) ослабевает или вовсе теряется. При этом режиме интенсивно снижается пластовое давление. Для поддержания пластового давления с целью предотвращения падения давления ниже давления растворимости газа в нефти прибегают к закачке в приконтурную часть залежи газа или воды. В качестве интересных призеров залежей нефти, обладающих замкнуто-упруго-водонапорным режимом, можно привести некоторые нефтяные залежи, приуроченные к трещиноватым известнякам верхнего мела. Эти известняки принимают участие в строении антиклинальных складок Передовых хребтов Восточного Предкавказья. Здесь в пределах Передовых хребтов Сунженского, Терского, Брагунского, Гудермесского и других залежи нефти приурочены к узким антиклинальным складкам. Мощность известняков верхнего мела 300-450 м. Известняки трещиновато-кавернозные, местами остановлены палеокарстовые пустоты. В процессе формирования антиклинальных складок Передовых хребтов под влиянием тектонических сил верхнемеловые известняки были нарушены различно ориентированными трещинами, с преобладанием вертикальных. Тектонические процессы привели также к созданию в верхнемеловых известняках аномально высоких давлений.

На крыльях и периклинальных окончаниях антиклиналей трещиноватость известняков вначале значительно ослабевает, а по мере удаления от тектонически напряженных зон трещиноватость известняков затухает и аномально высокие давления постепенно выравниваются. Таким образом, нефтяные залежи, приуроченные к известнякам верхнего мела, находятся в гидродинамически изолированной части, т.е. гидродинамически почти не связаны с общей водонапорной системой, сложенной известняками верхнего мела.

Температурные условия в описываемых нефтяных залежах высокие, до 155-165°С. Дебиты скважин обычно до 10-20 т/сут и более. Нефть сильно газонасыщена (до 200-600 м3/т). В условиях залежи соотношения между свойствами воды и нефти весьма благоприятные (за счет высоких температур). Залежи дренируются в условиях замкнуто-упруго-водонапорного режима. В тех случаях, когда эксплуатация залежей производилась без поддержания давления, пластовое давление резко снижалось. При нагнетании воды пластовые давления стабилизировались. Обычно замкнуто-упруго-водонапорным режимом обладают нефтяные залежи, приуроченные к зонам весьма затрудненного водообмена.

Газонапорный режим, или режим газовой шапки. Этот режим проявляется при наличии газовой шапки. 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 имеют обычно небольшую величину и остаются постоянными. В результате расширения газовой шапки и продвижения газа к забоям скважин газовые факторы резко возрастают, и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при наличии газовой шапки нефтяную залежь окаймляют в той или иной степени и напорные контурные воды, то газ как источник энергии в первый 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, так как много нефти будет безвозвратно потеряно на смачивание сухих песков газовой шапки. При эксплуатации нефтяных залежей с газовыми шапками должны соблюдаться установленные правила.

Режим растворенного 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 удалена 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 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 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.

При выборе поглощающего горизонта необходимо иметь данные о существующих подземных водозаборах в радиусе 20-30 км от поглощающих скважин. Закачка сточной воды в поглощающие горизонты допускается только в определенных гидрогеологических условиях: при достаточной мощности и значительном простирании пласта, его высокой проницаемости и значительной глубине залегания, наличии мощных водоупорных слоев, надежно изолирующих поглощающий горизонт от горизонтов с пресными или целебными водами, и при достаточном удалении от области питания данного горизонта.

В поглощающих скважинах должна быть осуществлена надежная изоляция водоносных горизонтов, пройденных скважиной, от загрязнения их сбрасываемыми в скважину сточными водами.

4.5 Применение результатов гидрогеологических наблюдений

Гидрохимические разрезы и карты с достаточной полнотой должны характеризовать гидрогеологические особенности нефтяного или газового месторождения. Они дают ясное представление об изменениях химического состава подземных вод как по вертикальному разрезу, так и по площади месторождения в зависимости от литологических свойств минерального состава коллекторов, от тектоники, температурных условий, направления и интенсивности стока подземных вод и других факторов.

Кривые изменения химического состава подземных вод дают представление об изменениях гидрогеологических особенностей нефтяных залежей, находящихся в зависимости как от естественных факторов, так и от искусственных, создаваемых в результате деятельности человека.

Нормальный гидрогеологический разрез нефтяного или газового месторождения характеризует средний химический состав вод и отражает типы подземных вод, приуроченных к различным стратиграфическим разделам геологического разреза месторождения.

Если подземные воды по отдельным пластам, свитам и горизонтам в пределах данного месторождения обладают определенным химическим составом, обычно составляют один средненормальный гидрохимический разрез. В месторождениях, где подземные воды, заключенные в одноименных пластах, свитах и т.д., обладают неодинаковым химическим составом и различны по типам, как правило, составляют несколько нормальных разрезов, которые с достаточной полнотой характеризуют гидрогеологические особенности недр на различных участках нефтяного месторождения.

Нормальные гидрогеологические разрезы должны широко использоваться в практической деятельности нефтепромысловых геологов. Получаемые в процессе буровых и эксплуатационных работ гидрохимические материалы по новым скважинам можно легко и надежно сопоставлять с нормальным разрезом. Нормальные гидрогеологические разрезы с успехом могут быть использованы также при сопоставлении их с аналогичными разрезами новых соседних месторождений, гидрогеологические особенности которых в полной мере еще не изучены.

Получаемые таким путем данные могут многое дать при проектировании скважин, при определении режима бурения отдельных скважин и др.

Гидрохимические карты составляются по различным песчаным пластам, трещиноватым комплексам, несущим воды, или по определенным стратиграфическим интервалам разреза, интересным в гидрогеологическом отношении.

Гидрохимические карты отображают распространение по площади пласта различных по химическому составу, типам, группам и подгруппам вод, иногда их минерализацию. Кроме того, на некоторых гидрохимических картах устанавливается взаимосвязь между характером проницаемости пласта-коллектора и величиной минерализации вод, содержащихся в нем. Обязательно наносят области питания и, если имеются, участки дренажа. Стрелками показывают вероятное направление подземного стока. Серия гидрохимических карт, составленных для различных стратиграфических интервалов разреза по какому-либо месторождению или нефтегазоносной области, должна отражать закономерности пространственного распределения типов вод. Каждая гидрохимическая карта составляется для определенного стратиграфического интервала. Основой для построения гидрохимических карт могут служить тектонические схемы с нанесенными на них данными о литологических изменениях того осадочного комплекса, для которого составляется карта.

Для характеристики гидродинамических условий по наиболее интересным водоносным комплексам отдельных месторождений или артезианских бассейнов строят карты пьезометрических уровней.

Для построения таких карт надо располагать надежными фактическими данными о замеренных пластовых давлениях или статических уровнях по скважинам, равномерно расположенным на данной площади.

Для получения величин приведенных давлений в кг/см2 или уровней в метрах производят пересчеты с обязательным учетом изменения плотности вод по мере увеличения глубины залегания водоносного комплекса и с учетом поправок на температуру и давление.

На картах обычно условными знаками указывают расположение областей питания и разгрузок, а стрелками - направление подземного стока вод.

При изучении нефтяных или газовых месторождений наряду с нормальными гидрогеологическими разрезами и картами надо строить гидрогеологические профили. Выбор направления профилей осуществляется в зависимости от задач, которые необходимо решать, и от полноты фактического гидрохимического материала. Гидрогеологические профили рационально строить как вкрест простирания осей складок, так и параллельно им. На них обычно условными знаками изображают различные по химическому составу и минерализации воды, стрелками показывают направление их стока.