книги / Нефтегазовая гидрогеология
..pdfКак отмечено выше, в последнее время гидравлическим ловуш кам стали уделять большое внимание. Это связано с двумя глав ными причинами: 1) исчерпанием фонда «обычных» ловушек —
|
сводовых — в старых нефтегазо |
|
носных областях; в этом плане |
|
гидравлические ловушки пред |
|
ставляют интерес наряду с ли |
|
тологическими, стратиграфичес |
|
кими и т.п.; 2) появлением и |
|
ростом числа искусственных, |
|
или техногенных, ловушек. |
|
Внимание к гидравлическим |
|
ловушкам повышается также в |
Рис. 60. Профильный разрез газового |
связи с тем, что по ряду данных |
к залежам, частично экранирован |
|
месторождения Хыоготон (Э. Ч. Дальберг, |
ным гидравлически, относятся ги |
1985 г.) |
|
1 • газ, 2 - красноцветные глины и песча |
гантские залежи Хыоготон, Боли |
ники; 3 - направление гидравлического |
вар, Катар-море, Даулетабад и др. |
уклона. |
Поиски гидравлически экра |
|
нированных залежей нефти и |
газа предполагают детальное изучение водонапорной системы, зна ние положения пьезометрической поверхности, которая зачастую имеет очень сложную форму, глубин залегания кровли водонапор ного комплекса, его мощности и коллекторских свойств. Карти рование гидравлических ловушек газа в общем случае заключается в совмещении структурной карты, построенной для кровли плас та, и карты гидроизопьез. Пересечения изогипс и гидроизопьез дают семейство кривых, участки замыкания которых могут быть ловушками нефти и газа.
Методы выявления гидравлических ловушек описаны Э. Дальбергом (1985) и А. А. Плотниковым (1989).
§3. ВОДНЫЕ ОРЕОЛЫ РАССЕЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
В настоящее время ввиду значительной изученности большин ства нефтегазоносных бассейнов важнейшее внимание уделяется локальным показателям нефтегазоносности. Гидрогеологические локальные показатели могут быть с максимальной эффективнос тью использованы при наличии анализов вод оцениваемых гори зонтов и отчасти вод вышележащих водоносных горизонтов, т.е. это будут в основном гидрогеохими ческие показатели. При этом
главную роль играет выявление водных ореолов рассеяния углево доводных залежей.
Такие ореолы прослеживаются по ряду компонентов: газовых
—метан, гомологи метана; органических (водорастворенных ОВ)
—бензол и его гомологи, жирные кислоты (в первую очередь му равьиная и уксусная), фенолы, органический фосфор, аммоний; микроэлементов — металлов — никель, ванадий, цинк, свинец,
Рис. 61. Кривые изменения характерис тик пластовых вод в Днепровско-Донец ком бассейне по мере удаления от конту ра нефтегазоносности (по Г. А. Юрину).
Месторождения: 1 - Спиваковское, газо вое, 2 - Шебелинское, газоконденсатное;
3- Глинско-Розбышевское, нефтяное,
4- Рыбальское, нефтегазовое; 5 - Перещепинское, газовое
медь, кобальт, молибден, герма ний, серебро.
Принципиальная схема вод ного ореола рассеяния вокруг залежи показана на рис. 56. Наличие ореола может быть представлено в виде выражения Cj > С2, где С, — концентрация рассеивающегосякомпонента в воде внутри ореола (ореольная, аномальная); С2 — концентра ция того же ком понента вне ореола (фоновая). При С, = С2 ореола нет.
Водные ореолы рассеяния (рис. 61,62) возникают в резуль тате частичн ого разрушения нефтегазовых залежей вследствие фильтрационно-диффузионного перемещения компонентов из залежи в пластовые воды. В боль шинстве бассейнов преобладает диффузионное перемещение. В этом случае ореолы имеют изометричную, иногда кольцевую форму в плане. Усиление дина мичности вод приводит к фор мированию вытянутых до на правлению потока ореолов (яв ление лобового — тылового эф фекта, по В. П. Савченко).
Контрастность и размеры водных ореолов рассеяния зави сят от диффузионной подвиж ности компонентов и от време ни ф орм ирования залеж ей.
|
Наиболее подвижны газы, ко |
|
|
торые образуют в водах ореолы |
|
|
протяженностью 2 км и более, |
|
|
и органические кислоты (орео |
|
|
лы 1— 2 км). Протяженность |
|
|
ореолов бензола 400 —800 м, |
|
|
микроэлементов — до 500 м. |
|
|
В древних бассейнах протяжен |
|
|
ность ореолов больше, в моло |
|
|
дых меньше. Ореолы водора |
|
|
створенного ОВ и микроэле |
|
|
ментов более контрастны в слу |
|
|
чае нефтяных залежей, у газо |
|
|
конденсатных и далее у газовых |
|
|
залежей контрастность их сни |
|
|
ж ается. Н аиболее богатый |
|
|
спектр и наибольшее содержа |
|
|
ние микроэлементов отмечают |
|
|
ся в ореолах нефтяных залежей. |
|
Рис. 62. Кривые изменения содержания |
Микроэлементы вблизи газовых |
|
залежей формируют бедные и |
||
бензола в пластовых водах Нижнего По |
||
волжья по мере удаления от контура неф |
малоконтрастные ореолы. Ис |
|
тегазоносности (по Е. В. Стаднику). |
ключение составляют йод и |
|
Месторождение, возраст продуктивных |
ртуть, характерные для ореолов |
|
отложений: 1 - Коробковское, Ср 2 - Гу- |
вблизи залежей газа, что связа |
|
селкское; 3 - Коробковское, Ср 4 - Ж ир- |
||
нвеское, Ср 5 - Бахметьевское, 6 - Сау- |
но с высокой летучестью этих |
|
шинское; 7 - Жирновское, С,; в кружках - |
микроэлементов в виде паро-га |
|
плотность нефти, г/см 3 |
зовой смеси. На это указывает |
|
|
обнаружение ртути в конденса |
ционных водах, где ее концентрация достигает 24 мкг/л. На харак тер водных ореолов оказывает влияние и размер залежи: с уменьше нием размера залежи увеличивается концентрация микроэлементов и уменьшается содержание бензола (табл. 20).
Выявление водных ореолов рассеяния газов, микроэлементов и водорастворенного ОВ имеет важнейшее значение при гидрогео химической оценке нефтегазоносности локальных структур и ин тервалов разреза, а также при раздельном гидрогеологическом про гнозировании залежей нефти, газа и конденсата.
Выявление водных ореолов рассеяния газов, микроэлементов и водорастворенного ОВ имеет важнейшее значение при гидрогео химической оценке нефтегазоносности локальных структур и ин тервалов разреза, а также при раздельном гидрогеологическом про гнозировании залежей нефти, газа и конденсата.
Таблица 20
Среднее содержание микроэлементов и бензола в приконтурных водах нефтяных залежей разных размеров,
Западно-Сибирский нефтегазоносный мегабассейн (по В. М. Матусевичу)
Залежи |
|
|
Содержание компонентов |
|
|
||
|
|
мг/л |
|
|
|
мкг/л |
|
|
с 6н 6 |
S |
Ва |
Ni |
Со |
РЬ |
V |
Мелкие |
0,35 |
6,4 |
103 |
58 |
11 |
16 |
22 |
Средние |
0,57 |
1,8 |
14 |
35 |
8 |
4 |
23 |
Крупные |
0,61 |
1,4 |
12 |
17 |
7 |
4 |
7 |
Как отмечено выше, гидрогеодинамические условия в пласте могут приводить к деформации водных ореолов рассеяния, прояв лению так называемого эффекта Савченко. Этот эффект заключа ется в сносе ореола со стороны лобовой части залежи, располо женной на пути движения вод, за тыловую ее часть (рис. 63). Дан ное явление следует учитывать при выборе мест заложения поис ковых скважин.
В водных ореолах рассеяния залежей кроме появления и повы шения концентрации рассеивающихся компонентов наблюдаются аномальные изменения концентраций некоторых других компо нентов, происходящие под влиянием продуктов рассеяния. В пер вую очередь это относится к сульфатам, восстанавливающимся при реакциях с УВ. Содержание сульфатов в водах внутри ореолов убы вает, уменьшается сульфатонасыщенность водных растворов (рис. 64). Этот фактор тоже используется при поисках залежей нефти и газа.
Ореол геохимического влияния залежи является производным от ореола ее рассеяния: например, взаимодействие рассеивающих ся УВ с водорастворенными сульфатами приводит к образованию сероводорода, поэтому наличие в водах растворенного сероводо рода и отсутствие сульфатов (или недонасыщение ими вод) фик сируют ореол геохимического влияния залежей. Подобный ореол отражается и в ряде других компонентов вод и твердой части по род.
Показатели ореола рассеяния (например, УВ) можно считать прямыми, более надежными показателями наличия залежи по
Рис. 63. Примеры эффекта Савченко (по Л. М. Зорькину).
а - Кулешевское месторождение, пласт A j б - Жирновское и Бахметъевское место рождения, тульский горизонт; в - месторождение Красный Яр, пласт Бг
1 - изолинии содержаний газа ( I I - гомологовметана, I I I - азота), см*/л, и давления насыщения газов (I), МПа; 2 - залежи; 3 - направление движения вод
сравнению с показателями ореола геохимического влияния. Но некоторые из последних показателей (например, недонасыщенность вод сульфатами) являются более стабильными, могут со храняться и при исчезновении ореола рассеяния (и даже самой залежи!).
Имеются определенные различия в проявлении ореолов рассе яния в законтурных водах, примыкающих к залежам, и в водах верхних горизонтов. Вторые лишь частично могут быть отнесены к водным ореолам рассеяния, так как в этом случае компоненты залежи мигрируют в различных формах, в том числе и не в вод ных.
С многочисленными примерами роли нефтегазопоисковой гид рогеологии в практике работ в различных регионах можно позна комиться в книге «Интерпретация результатов гидрогеологичес ких исследований при поисках нефти и газа» (1990).
Рис. 64. Кривые изменения сульфатного показателя в пласто вых водах Нижнего Поволжья по мере удаления от контура нефтегазоносности (по Б. В. Стаднику; для оценки сульфонасыщенности использован специальный коэффициент 10800/Са).
Газовые залежи: 1 - Голубинская, 2 - Абрамовская, 3 - Клетс- ко-Почтовская; газонефтяные залежи: 4 - Коробковская, 5 - Жирновская, 6 - Бахметьевская; 7, 8 - Елшанская (соот ветственно фронтальная и тыловая части), 9 - Соколовогорская
Глава X II
НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ
ГИДРОГЕОЛОГИЯ
Нефтегазопромысловая гидрогеология занимается вопроса ми использования гидрогеологических данных при проектиро вании и проведении разработки нефтяных и газовых месторож дений.
§ 1. НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВЫЕ ГИДРОГЕОЛОГИ ЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ
Гидрогеологические данные, полученные в результате различ ных промысловых наблюдений, лабораторных анализов, система тизируют и представляют в виде различных разрезов, профилей, карт и графиков. Из этих материалов следует отметить средненормаль ные гидрогеохимические разрезы нефтяных и газовых месторож дений, характеризующие средний химический состав вод, приуро ченных к различным стратиграфическим горизонтам, которые пред ложены Г. М. Сухаревым.
Для построения типового гидрогеохимического разреза исполь зуют наиболее достоверные, типичные или средние анализы вод по отдельным горизонтам, относящиеся к началу разбуривания последних. При больших различиях состава вод в пределах ряда горизонтов составляют нормальные разрезы для отдельных участ ков месторождения.
Неоднородность вод отдельных горизонтов наиболее четко про является на гидрогеохимических профильных разрезах месторож дений.
Существенное значение иногда имеют гидрогеохимические кар ты отдельных горизонтов нефтяных и газовых месторождений. Они позволяют детально изучить изменение состава вод в пределах площади и выявить зависимость этого изменения от геологичес кого строения, нефтегазоносности и характера разработки место рождения. В. А. Сулин и Б. И. Султанов предложили составлять гидрогеохимические карты по данным как первых, так и последу ющих анализов вод. Сопоставление карт, составленных по первым анализам, с картами, составленными по последующим анализам на различные даты, позволяют выявлять изменения состава вод во времени в процессе разработки.
Из других графических представлений результатов нефтегазоп ромысловых гидрогеологических исследований можно указать гра фики изменения химического состава вод во времени, составляе мые по данным отдельных скважин, а также графики зависимости между некоторыми гидрогеохимическими параметрами, предназ наченные, например, для выявления гидрогеохимических коррелятивов (показателей) отдельных пластов, пачек, свит.
При использовании результатов нефтегазопромысловых гидро геологических исследований важнейшее значение имеет знание гидрогеохимического разреза месторождения, а также различий и изменений состава вод по площади пластов.
Различия химического состава вод в пределах одного пласта в нефтяном месторождении впервые установлены Б. И. Султано вым (1936). К настоящему времени по этому вопросу накоплено уже довольно много данных.
При изменении общей минерализации и хлоридности вод по пласту иногда наблюдается следующая закономерность: величины их уменьшаются при удалении от нефтяных и газовых залежей. Если залежи располагаются на сводах антиклиналей, то отмечается отно сительное опреснение контурных вод в сторону синклиналей; если залежи приурочены к зонам выклинивания или прижаты к текто ническим разрывам, то максимумы минерализации и хлоридности вод тоже тяготеют к этим зонам, т.е. наблюдаются в водах, находя щихся непосредственно у контура залежей. Нефтяные и газовые залежи в этих случаях окружены оторочкой более минерализован ных и хлоридных вод, сменяющихся далее на периферии водами с меньшими минерализацией и хлоридностью (рис. 65).
Рис. 65. Схематическая гндрогеохимическая карта верхнемеловых отложений Старо грозненского месторождения (по А. М. Никанорову).
Скважины, вскрывшие пласт: 1 - безводные, 2 - обводнившиеся (цифры - минерализа ция вод, мг-экв/л); 3 - изогипсы кровли, км, 4 - водонефтяной контакт; 5 - изомине ры, мг-экв/л; типы вод (по В. А. Супину): 6 - гидрокарбонатно-натриевый, 7 - суль фатно-натриевый, 8 - хлоридно-магниевый, 9 - хлоридно-кальциевый
Увеличение минерализации и хлоридности вод в ловушках мо жет объясняться тем, что места расположения нефтяных и газовых залежей характеризуются застойными гидрогеологическими усло виями и представляют собой застойные участки, локальные зас тойные зоны внутри водоносных комплексов, характеризующихся в общем относительно большей подвижностью вод. Это особенно очевидно, например, в случаях заливообразных ловушек (в част ности, в майкопских отложениях Кубани) и приразрывных лову шек, но справедливо и для части сводовых ловушек. Ловушки для нефти отчасти служат также ловушками и для вод: воды в них застаиваются, а подземные потоки их обходят. В ловушках могут сохраняться более древние воды (соленые талассогенные) преды дущих этапов развития, тогда как остальные части пласта запол няются более молодыми водами (пресными метеогенными). По этому воды в ловушках по сравнению с другими частями пласта в этих случаях более минерализованы.
В.А. Кудряков причину образования подобных застойных зон
вприконтурных участках видит в резком снижении фазовой про
Рис. 66. Схематическая гидрогеохимическая карта хадумского горизонта Северо-Ставро польского газового месторождения.
1 - изогипсы кровли пласта, м, 2 - контуры га зоносности (внешний и внутренний); 3 - зона сплошного газонасышения пласта; жесткие хлоридные воды с минерализацией, мг-экв/100 г: 4 - >100, 5 - <100; 6 - щелочные хлоридные воды
ницаемости вследствие эф фекта Жамэна.
Иногда различие вод в пласте может зависеть от того, как соотносятся на правление подземного пото ка и расположение залежей. И ллю страцией явления «гидравлической тени» (ло бовой — тыловой эффект, по В. П. Савченко) служит рис. 66: подземный поток, иду щий с западаюго-запада, об текает залежь газа, и непос редственно к востоку от нее (в ее «тени») воды застаива ются.
Во многих случаях на блюдается совершенно иная картина: приконтурные и внутриконтурные воды зале жей относительно опресне ны. Подобные случаи про анализированы А. М. Ника норовым в районах Восточ
ного Предкавказья. Им показано, например, что в верхнемеловых горизонтах Старогрозненского месторождения под залежью име ется несколько слоев вод с различной, плотностью, увеличиваю щейся к нижнему слою. Объясняется это наличием в зоне залежей конденсационных вод, накопление которых тесно связано с фор мированием самих залежей. В подобных случаях конденсацион ные воды, залегая под газонефтяными залежами, как бы плавают на соленых краевых водах (рис. 67).
Рис. 67. Схемы распределения различных типов вод под нефтянвми залежами и графики изменения химического состава этих вод во времени при разработке (по А. М. Никанорову).
Вода: 1 - конденсационная, 2 - смешанная, 3 - соленая пластовая
Конденсационные (конденсатогенные) и (или) конденсатные воды обычно получают вместе с газом при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей, но иногда они появляются также при разработке нефтяных залежей с большим содержанием газа. Впер вые эти воды были выделены в Азербайджане Б. И. Султановым. Они отличаются очень небольшой, иногда ничтожной минерали зацией. Конденсатные воды представляют собой обычные крае вые воды, увлеченные в скважины газом, или захваченные таким же путем из газонасыщенной части пласта пары воды, конденси рующиеся в осушителях. Конденсационные воды конденсируются в пласте при формировании залежей. Состав последних (так же как, впрочем, и паров из залежей) может значительно отличаться от состава обычных краевых и подошвенных вод.
При разработке нефтяного или газового месторождения залега ющие в нем воды могут перемещаться в пространстве, а химичес кий состав их может меняться во времени. В процессе извлечения жидкости из одной и той же скважины минерализация вод иногда