книги / Нефтегазовая гидрогеология

Pue. 32. Графики изменения с глубиной Н геотермических градиентов Г, заме­ ренных в скважинах (а) и исправленных с учетом поправки (б), в Западно-Си­ бирском бассейне (по А. Р. Курникову, Б. П. Ставицкому).

Породы: 1, - глинистые; 2, - песчаные. Скважины: 1 - Весенняя, 3; 2 - Нижнетабоганская, 28; 3 - Верхиекамбарская, 293; 4 - Самотлорская, 223; 5 - Среднебалыкская, 67; 6 - Уренгойская, 139; 7 - Западно-Таркосалинская, 94

геотермического градиента в районе исследования позволяет про­ гнозировать температуру на глубинах, где еще не было проведе­ но замеров. Температура на заданной глубине tH в однородных по теплофизическим свойствам породах определяется по фор­ муле

где — фактическая температура на глубине замера Я0; Н — заданная глубина экстраполяции; Г —• среднее значение геотер­ мического градиента.

Если в интервале экстраполяции залегают различные по тепло­ физическим свойствам породы, состоящие из п слоев, то темпера­

(t2- f,) — перепад температур от нагретого слоя до поверхнос­ ти; А — коэффициент теплопроводности перекрывающей толщи; 1 — мощность перекрывающей толщи; S — площадь, для которой рассчитывается потеря теплоты; т — время.

Исходным материалом для гидрогеотермических исследований служат замеры температуры в скважинах, проводимые электри­ ческими и ртутными термометрами. Методика и техника термо­ метрии скважин рассматривается в специальных руководствах. На основе обработки полученных данных строятся гидрогеотер­ мические разрезы, отражающие закономерности распределения температур на нефтяных и газовых месторождениях (рис. 33). Со­ ставляются карты геоизотерм, карты-срезы, на которых показа­ ны изменения температур на определенных гипсометрических отметках (например, на глубинах —500 м, —1000 м и т.д.), карты геотермических параметров, гидрогеотермические профильные разрезы (рис. 34) и т.п. Методы обработки и интерпретации гид­ рогеологических, в том числе гидрогеотермических данных, рас­ смотрены в работах В. Н. Корценштейна (1976), М. И. Субботы, В. Ф. Клейменова, Е. В. Стадника (1990) и др.

Получаемые гидрогеотермические данные широко используются при решении вопросов нефтегазовой геологии. Так, сведения о геотермическом-режиме недр позволяют судить о процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления в осадочной толще зем­ ной коры, поскольку температурные условия оказывают решаю­ щее влияние на степень преобразования 0В, на фазовое состояние УВ и их миграционные свойства.

Температура существенно влияет на свойства флюидов — воды, нефти, газа. Учет этих свойств, характерных для пластовых и по­ верхностных условий, необходим при подсчете запасов нефти и газа и при разработке нефтяных и газовых месторождений. В пос­ леднее время геотермические исследования проводятся при геоло­ гическом картировании и выявлении нефтегазоносных структур не только на континенте, но и в пределах шельфовых зон. В ком­ плексе с электроразведочными, радиометрическими и геохимичес­ кими исследованиями геотермический метод позволяет существен­ но повысить эффективность геологоразведочных работ на нефть и газ.

Подземные воды с повышенной температурой, именуемые тер­ мальными, используются в бальнеологии. Все большее значение приобретают теплоэнергетические воды.

ется, что запасы геотермальной энергии в пределах земного шара огромны и составляют в океанах и на континентах 2900 • 1010 Вт. На Европейском и Азиатском континентах, представляющих для нас наибольший интерес, ресурсы геотермальной энергии доста­ точно высоки. В Европе общие запасы геотермальной энергии со­ ставляют 55 • 1010 Вт (на площади 10,5 • 106 км2), в Азии — 225 *1010 Вт (на площади 43,44 • 10б км2).

Для нефтегазовой гидрогеологии наибольший интерес представ­ ляют термальные воды гидрогеологических бассейнов, содержа­ щих залежи УВ. Как отмечалось выше, диапазон изменения тем­ пературы в нефтегазоносных бассейнах очень велик. С теплоэнер­ гетических позиций термальные воды подразделяются на низко­ потенциальные, температура которых ниже 70е С, среднепотенци­ альные — 70-100"С и высокопотенциальные — выше 100°С.

iiiiiiiiüSSüiiiiîiiilB^

Н,т

Рис. 34. Кривые распределения температур горных пород в меридиональном геологи­ ческом разрезе Западно-Сибирского бассейна (no А. Р. Курникову, Б. П. Ставицкому).

Границы: а - поверхности фундамента, б - разновозрастных отложений, в - линии равных температур, ‘С.

Месторождения: 1 - Семаковское, 2 - Ямбургское, 3 - Северо-Уренгойское, 4 - Урен­ гойское, 5 - Губкинское, б - Вэнгаяхинское, 7 - Вэнгапурское, 8 - Северо-Варьеганское,

К перспективным в гидрогеотермическом отношении районам принято относить те районы платформ, краевых прогибов и меж­ горных впадин, в пределах которых геотермический градиент пре­ вышает 3°С/100 м, скважины вскрывают самоизливающиеся воды с дебитом не ниже 0,1 л/с и с минерализацией, не превышающей

100г/л.

Б.Ф. Маврицким и А. А. Шпаком выполнена оценка потенци­ альных эксплуатационных запасов термальных вод по России и СНГ применительно к двум методам эксплуатации скважин — фонтанному и насосному. Некоторые результаты этой оценки по нефтегазоносным бассейнам приведены в табл. 12. На основе этой оценки был сделан вывод о том, что на ближайшую перспективу освоение пластовых термальных вод нефтегазоносных бассейнов должно вестись в первую очередь в пределах южных районов За­ падной Сибири, Предкавказья, Азербайджана, Сахалина.

Таблица 12

Потенциальные запасы термальных вод в нефтегазоносных бассейнах

(по Б. Ф. Маврицкому и А. А. Шпаку)

Глава VII

ПОЛЕЗНЫЕ ВОДЫ И ТЕХНОГЕНЕЗ

ВНЕДРАХ

§1. ПОЛЕЗНЫЕ ВОДЫ И ВОДНЫЕ РАСТВОРЫ

ВНЕДРАХ

В недрах содержатся следующие категории полезных вод, кото­ рые могут быть использованы в народном хозяйстве: 1) термаль­ ные воды; 2) минеральные воды и рассолы промышленного значе­ ния; 3) минеральные воды и рассолы лечебного значения; 4) пре­ сные воды, пригодные для бытового, промышленного и сельско­ хозяйственного (в меньшей мере) водоснабжения; 5) воды, насы­ щенные углеводородными газами.

Все эти категории вод имеются в нефтегазоносных бассейнах. Совершенно особое место среди пресных вод нефтегазоносных бассейнов занимают пластовые и техногенные конденсационные

воды, получаемые из недр попутно с углеводородными газами. Оценка масштабов переноса воды углеводородами свидетель­

ствует о том, что при перемещении природного газа из зоны с температурой 200-250°С и давлением 80-100 МПа в зону с темпе­ ратурой 90-100°С и давлением 30-50 МПа из 1 м3 газа1 выделится 28-53 г воды. При запасах газа в залежи 50Г109 м3, площади газово­ дяного контакта 1 км , пористости коллектора 15 % и остаточной водонасыщенности 20 % мощность формирующейся водяной ото­ рочки может составить 11-22м.

В случае растворения воды в природной нефти из 1 м3 смеси при тех же условиях выделится до 0,01 м3 воды. В отличие от кон­ денсационных вод, выделяющихся из газового раствора, такие воды В. В. Колодием названы солюционными.

Согласно экспериментальным данным и натурным наблюде­ ниям, конденсационные и солюционные воды имеют низкую ми­ нерализацию — 1 г/л и менее, относительно обогащены гидрокар­ бонат-ионом, диоксидом углерода, летучими ОВ. Минерализация и состав конденсационных водных растворов определяются геотермобарическими условиями растворения подземных вод в угле­

1. Здесь и далее имеется в виду объем газа, приведенный к нормальным условиям.

водородах и последующей сегрегации газовых и жидких раство­ ров, вследствие чего эти растворы характеризуются довольно пест­ рым химическим составом, хотя в общем из растворенных солей в них преобладают хлориды и бикарбонаты натрия. Исследования В. В. Колодия свидетельствуют о переходе в газовую фазу отдель­ ных компонентов ОВ, например летучих фенолов, бензола. Абсо­ лютная обогащенность пресных и солоноватых вод нефтяных, га­ зоконденсатных и газовых месторождений типичными для углево­ дородных залежей компонентами водорастворенного ОВ является дополнительным свидетельством генетической связи этих вод с залежами.

Большое значение имеют и техногенные конденсационные воды, конденсирующиеся из парогазовой смеси при эксплуатации сква­ жин. Вынос этих вод на поверхность составляет, например, на Ук­ раине по Шебелинскому газовому месторождению 0,6-1,8 см3/м3, по Западно-Сосновскому 8-13 см3/м 3. Учитывая, что добыча газа в стране в конце 11-й пятилетки составила примерно 630 млрд, м3 в год, и принимая его влагосодержание в среднем 2-4 г/м3, общее количество выносимой из газовых залежей конденсационной воды получим равным (1,2-2,5)-10б т/год. Общие же потенциальные ре­ сурсы конденсационных вод, например, по Украинской ССР со­ ставляют 17-35 млн. м3. Таким образом, общее количество пре­ сных и маломинерализованных вод весьма велико, причем они практически никак не используются. В общем балансе пресных подземных вод названные величины не так велики, однако следу­ ет учитывать, что кроме конденсационных вод газовых залежей в недрах имеются заметные количества пресных солюционных вод нефтяных залежей. Под нефтяной залежью с запасами 50 млн. м3 нефти может быть сосредоточено до 50 тыс. м3 пресной воды. Оцен­ ка практической значимости конденсационных и солюционных вод газовых и нефтяных месторождений требует специальных ис­ следований.

Воды, о которых идет речь, возможно и непригодны для непос­ редственного использования в качестве пресных вод, так как в ряде случаев требуется очистка их, например, от фенолов (что в принципе вполне осуществимо). Однако их можно использовать в некоторых отраслях промышленности (каких — следует еще опре­ делить).

В пластовых водах нефтегазоносных бассейнов содержится очень много растворенных углеводородных газов. По данным Л. М. Зорь­ кина, В. Н. Корценштейна, Е. В. Стадника и других исследовате­ лей, в 1м3 пластовой воды палеозойских отложений Волго-Ураль­ ского бассейна со держится до 1-1,3 м3 углеводородного газа. Газо­