Изменение характера вод в процессе эксплуатации нефтяных горизонтов в Локбатане
В. С. ЖЕМЕРЕВ
В начале разработки нефтяных горизонтов Локбатана было установлено, что воды одноименных горизонтов на отдельных тектонических полях имеют различную химическую характеристику.
Такое различие в химической характеристике вод отдельных тектонических полей нашло свое объяснение в геологических условиях залегания этих горизонтов, различной нефтегазонасыщенности полей, литологической характеристике горизонтов, ее изменениях и др.
Через 8-10 лет с начала эксплуатации недр по мере продвижения контурных вод было отмечено, что химическая характеристика вод по всем горизонтам изменяется. В особенности резкое изменение химической характеристики было заметно в горизонтах, по которым наблюдалось значительное продвижение контура. Там, где продвижение контурных вод было небольшое, характер вод горизонтов почти не изменился. Резкое изменение химической характеристики воды произошло по горизонтам VI-VIa и VII-VIIa в восточной периклинальной части и на северном крыле Локбатанской складки, где контурная вода значительно продвинулась.
В этих горизонтах первоначально щелочные и слабо минерализованные воды постепенно перешли в жесткие воды с повышенной минерализацией. На южном крыле Локбатанской складки характер вод по этим горизонтам не изменился лишь по той причине, что здесь не отмечается резкого продвижения контуров, так как ряд продольных нарушений явился экраном для законтурной воды. На северном крыле в восточной периклинальной части Локбатанской складки таких нарушений нет и законтурная вода свободно проникает в нефтяную залежь.
На примере трех месторождений: Локбатан, Аташкя и Шубаны, расположенных на двух смежных структурах с различными контурами нефтеносности, можно показать, как изменяется химический состав воды от нефтяной залежи VI-VIa горизонтов Локбатана до их выходов на поверхность. Кроме того, можно показать, имеется ли связь между характеристикой пластовых вод и нефтью и влияют ли инфильтрационные воды на пластовые.
Восточная периклинальная часть Локбатанской брахиантиклинали и юго-западное погружение Аташкинской складки представляют собой одно тектоническое поле, приуроченное к двум смежным структурам - Аташкинской и Локбатанской складкам (рис. 1 и 2).
Это поле отделяется от крыльев двумя крупными продольными нарушениями, амплитуда которых непостоянна и колеблется по простиранию от 150 до 550 м. Относительно погруженной частью поля является его Локбатанская половина, где в сводовой части на поверхности обнажается подошва Сураханской свиты, в сводовой части Аташкинской складки, в Шубанах, обнажается весь разрез продуктивной толщи до кирмакинской свиты включительно. Кстати заметим, что Шабандаг-Аташкинский хребет является областью питания песков продуктивной толщи рассматриваемых месторождений атмосферными водами.
В результате разведочных работ на Локбатанской и Аташкинской структурах было установлено, что в пределах собственно Локбатанской складки все горизонты от I до VIII нефтеносны и имеют относительно большие газовые шапки, в особенности VII- VIIa и VIII горизонты. В пределах Аташкинской структуры нефтеносными горизонтами являются VIII горизонт и кирмакинская свита. Газовая шапка здесь отсутствует, и эти горизонты на площади Шубаны, т.е. в повышенной части складки, выходят на поверхность, где разрабатываются колодцами и мелкими скважинами (см. рис. 1). Все остальные горизонты, залегающие в Аташкя, водоносны.
В Локбатане наиболее высокопродуктивными оказались VI-VIa горизонты, залегающие на глубине 500-700 м. Эти горизонты представлены пачкой песков мощностью 60-70 м, состоящей из чередования средне- и крупнозернистых песков с прослоями слабо сцементированных песчаников. В песках этих горизонтов встречаются окатанные куски глины. Прослои глин здесь встречаются редко, максимальная мощность их достигает 2 м.
При наличии мощной пачки песков VI-VIa горизонтов они разбуривались самостоятельными сетками скважин на нижнюю (VIa горизонт) и верхнюю (VI горизонт) части при расстояниях между скважинами от 75 до 125 м.
Высота залежи VI-VIa горизонтов равна 300 м, в повышенной части залежь имеет газовую шапку. Начальное пластовое давление достигало 76 ат.
Разбуривались VI-VIa горизонты в 1933-1934 гг. Начальные дебиты скважин составляли от 70 до 200 т в сутки. Роль контурной воды была подмечена еще в начале разработки залежи, так как все скважины, расположенные вблизи контура, имели дебиты в 2-3 раза выше, чем дебиты скважин, расположенных вдали от контура. Обычно все скважины приконтурной части залежи фонтанировали нефтью или нефтью с водой, и лишь при обводнении более 50% фонтанирование прекращалось, тогда как скважины, расположенные в повышенной части залежи, работали компрессорным или глубиннонасосным способом.
Во всех приконтурных скважинах вода появлялась на 4-8-й месяцы после безводной эксплуатации. Первые анализы контурной воды VI- VIa горизонтов имели щелочный характер, где первичная щелочность достигала 25-28% по Пальмеру, а общая минерализация достигала 650 мг-экв. Такой химический характер воды выдерживался в течение 8-10 лет эксплуатации. В дальнейшем по мере истощения залежи, когда было добыто около 40% промышленных запасов нефти и 4 млн. м3 воды, характер воды постепенно стал меняться, воды стали осолоняться, щелочность значительно снижаться. Пластовое давление за этот период упало на 15-25 ат.
В особенности резкое изменение характера воды стало заметно после перевода VI-VIa горизонтов на форсированный отбор жидкости, когда из скважины стали отбирать до 3 т нефти и 150 м3 и более воды, т.е. когда остаточную нефть в залежи стала промывать вода, поступавшая из далеко-законтурной части залежи. Эта вода оказалась жесткой, с повышенной минерализацией. В табл. 1 в числителе приводим анализ воды в момент ее появления, в знаменателе - анализ воды после 10-летней эксплуатации.
Из таблицы видно, что вода VI- VIa горизонтов в момент ее появления имела щелочный характер. По мере эксплуатации приконтурная щелочная вода была замещена жесткой высокоминерализованной законтурной водой. Законтурная вода характеризуется значительно повышенной минерализацией, общая минерализация воды достигает 1746 мг-экв, т.е. увеличивается в 2-2,5 раза. Содержание хлора в законтурной воде увеличивается в 2,5-3 раза, кальция и магния в несколько раз, а (НСО3 + СО3) уменьшается почти в 10 раз.
Таким образом, видим, что гидрокарбонатнонатриевая щелочная вода VI-VIa горизонтов была вытеснена жесткой хлоркальциевой и хлормагниевой водами.
Вначале при появлении жестких законтурных вод в VI-VIa горизонтах полагали, что они прорываются из вышележащего IV горизонта, который содержит жесткую воду, по характеру напоминающую законтурную воду VI-VIa горизонтов, однако дебит воды IV горизонта был значительно меньше. Несмотря на это, в отдельных скважинах VI-VIa горизонтов была произведена заливка цемента под давлением. В этих скважинах электротермометр подъема цемента за колонной не показал, а при повторном испытании горизонта получили воду таких же дебита и характера. Эти работы подтвердили, что характер воды изменяется в пласте, т.е. происходит замещение вод одной характеристики другой. То, что законтурная вода VI-VIa горизонтов жесткая, подтвердила скв. 1226, расположенная вдали от нефтяной залежи VI-VIa горизонтов Локбатана, в 3 км от контура залежи на площади Аташкя. Из этой скважины, расположенной в 250-300 м от выходов. VI и VIa горизонтов на дневную поверхность, через слом колонны на глубине 240 м из рассматриваемых горизонтов была получена вода, по дебиту и химической характеристике соответствующая законтурной воде VI-VIa горизонтов Локбатана (см. табл. 2, в которой приведен анализ; воды скв. 1226).
Повышение минерализации и снижение щелочности воды за счет поступления законтурных вод в периклинальной части Локбатанской складки наблюдаются и по VII-VIIa горизонтам.
Особенно резкое изменение характера вод за счет поступления законтурных вод в залежь наблюдается по VI-VIa и VII-VIIa горизонтам северного крыла Локбатанской и Путинской складок, где приконтурные сильно щелочные и слабо минерализованные воды постепенно были замещены законтурными жесткими водами с повышенной минерализацией. В табл. 3 в числителе указывается анализ воды в момент ее появления (контурная вода), в знаменателе - анализ воды при обводнении залежи на 90-95% (законтурная вода).
Различие в химической характеристике вод отмечается и по другим месторождениям и горизонтам юго-западного Апшерона, в которых вода, залегающая далеко от контура нефтяной залежи, была более минерализованная и менее щелочная, чем вода у контура залежи.
Еще при опробовании ПК и кирмакинской свит в Ясамальской долине было обращено внимание на то обстоятельство, что в скважинах, расположенных далеко от нефтяной залежи, полученная вода была сульфатная, слабощелочная, с повышенной минерализацией по сравнению с водой, залегающей у контура нефтяной залежи.
Такое же явление наблюдается и на южном крыле Карадагского месторождения, где вскрыта газоконденсатная залежь в среднем отделе продуктивной толщи и свите НКП. Здесь в скважинах, пробуренных за контуром залежи, были получены сульфатные жесткие воды и слабощелочные, близкие к жестким, где щелочность по Пальмеру равна 2%, в то время как вода этих горизонтов в скважинах у контура залежи была щелочная с первичной щелочностью, достигающей 27%. Во всех случаях законтурные воды были более минерализованные, чем воды в приконтурной части залежи. Таким образом, по месторождениям юго-западного Апшерона мы устанавливаем некоторую взаимосвязь между химической характеристикой воды и нефтяной залежью.
Нельзя согласиться с Ш.Ф.Мехтиевым, который пишет: «Наблюдения показывают, что по мере эксплуатации недр происходит продвижение менее минерализованных законтурных вод в присводовую часть, т.е. последние воды как бы опресняются, замещаясь контурными водами». И далее: «Инфильтрация поверхностных вод в продуктивную толщу имела место как в минувшие геологические времена, когда отложения продуктивной толщи частично были выведены из-под вод и представляли участки суши, так и в настоящее время, когда имеются области питания этих отложений атмосферными осадками и области разгрузки» (Мехтиев Ш.Ф. О генезисе вод нефтяных месторождений Азербайджана. Нов. нефт. техн., сер. «Геология», вып. 6, 1956.).
Изучение вод нефтяных месторождений юго-западного Апшерона - Локбатана, Путы, Аташкя, Шубанов и др. - показывает, что со времени эксплуатации недр происходит не опреснение пластовых вод, как указывает Ш.Ф. Мехтиев, а осолонение за счет поступления в присводовую часть складки более минерализованных законтурных вод.
Шабандаг-Аташкинская складка является открытой структурой с положительным рельефом с абсолютными отметками 150-250 м, где все пласты продуктивной толщи выходят на поверхность. Некоторые геологи считают, что в обнаженных пластах продуктивной толщи происходит инфильтрация поверхностных вод, которые как бы опресняют пластовые воды.
Для нефтяных месторождений Апшеронского полуострова основной областью питания атмосферными водами пластов продуктивной толщи является Шабандаг-Аташкинский хребет. За время эксплуатации нефтяных месторождений из недр Апшеронского полуострова извлечено несколько миллиардов кубометров воды, нефти и газа.
Эти извлеченные из недр вода, нефть и газ в области разгрузки должны значительно сказаться на области питания атмосферными водами путем значительного опреснения вод всех горизонтов.
В действительности этого не происходит. Большое число скважин, пробуренных в пределах Шабандаг-Аташкинской складки, показало, что инфильтрация атмосферных вод имеет место, но глубина их проникновения небольшая и достигает максимум 40-50 м от поверхности, что, конечно, ни в коем случае не может сказаться на опреснении пластовых вод.
Подтверждением этому могут служить анализы вод по скв. 2, 1342, 2311, 169 VIII горизонта, которые характеризуют воды этого горизонта на протяжении от Локбатана до Шубанов (табл. 4).
Из табл. 4 видно, что характер вод и соляной состав их по всему крылу не изменяется, что дает основание думать, что инфильтрационная вода, если и проникает на небольшую глубину, то ни в коем случае не влияет на их опреснение.
Таким образом, изучение вод ряда нефтяных месторождений юго-западного Апшерона позволяет сделать следующие выводы.
1. Воды нефтяных месторождений со времени эксплуатации недр изменяются.
2. В одном нефтяном горизонте могут быть два типа воды: жесткие и щелочные. Жесткие воды залегают вдали от нефтяной залежи, щелочные воды располагаются у контакта с нефтяной залежью.
3. Первоначально до образования газонефтяной залежи в пласте была только жесткая вода; после образования залежи под действием нефти, газа и биохимических процессов в приконтурной части залежи жесткие воды превратились в щелочные.
4. Роль инфильтрационных атмосферных вод настолько ничтожна, что они не могли повлиять на опреснение вод продуктивной толщи.
5. На разведочных площадях присутствие щелочной воды является благоприятным признаком для поисков залежей нефти.
НПУ Карадагнефть
|
№ скважины |
Содержание ионов, мг-экв |
Характеристика по Пальмеру |
Общая минерализация, мг-экв |
||||||||
|
Сl |
SO4 |
HCO3 |
СО3 |
Са |
Mg |
S1 |
S2 |
А |
а |
||
|
201 |
245 |
2 |
104 |
|
4 |
9 |
66 |
|
30 |
4 |
748 |
|
627 |
|
9 |
|
19 |
16 |
94 |
4 |
|
2 |
1274 |
|
|
86 |
246 |
3 |
65 |
|
10 |
8 |
76 |
- |
21 |
3 |
632 |
|
727 |
|
9 |
|
23 |
14 |
95 |
2,5 |
|
2,5 |
1490 |
|
|
40 |
256 |
|
78 |
- |
1 |
7 |
74 |
- |
24 |
2 |
698 |
|
850 |
- |
6 |
12 |
26 |
16 |
95 |
2,3 |
- |
2,7 |
1746 |
|
|
Содержание ионов, мг-экв |
Характеристика по Пальмеру |
Общая минерализация, мг-экв |
||||||||
|
Сl |
SO4 |
НСО3 |
СО3 |
Са |
Mg |
S1 |
S2 |
А |
а |
|
|
1026 |
8 |
2 |
- |
40 |
22 |
94 |
5,5 |
-- |
0,5 |
2078 |
|
№ скважины |
Горизонт |
Площадь |
Содержание ионов, мг-экв |
Характеристика по Пальмеру |
Общая минерализация, мг-экв |
||||||
|
Cl |
НСО3+СО3 |
Са |
Mg |
S1 |
S2 |
А |
а |
||||
|
714 |
VII |
Локбатан (периклиналь) |
171 |
119 |
8 |
5 |
56 |
|
40 |
4 |
606 |
|
618 |
54 |
8 |
16 |
91 |
-- |
5 |
4 |
1148 |
|||
|
413 |
VIIa |
Локбатан (северное крыло) |
120 |
187 |
1 |
7 |
38 |
- |
60 |
2 |
634 |
|
598 |
46 |
23 |
21 |
92 |
1 |
- |
7 |
1354 |
|||
|
653 |
VIa |
То же |
155 |
144 |
1 |
7 |
50 |
- |
48 |
2 |
625 |
|
1004 |
18 |
26 |
25 |
95 |
3 |
- |
2 |
2150 |
|||
|
43 |
VI |
Пута (северное крыло) |
365 |
124 |
3 |
22 |
72 |
|
24 |
4 |
988 |
|
1175 |
14 |
48 |
32 |
94 |
4 |
|
2 |
2380 |
|||
|
№ скважины |
Содержание ионов, мг-экв |
Характеристика по Пальмеру |
Общая минерализация, мг-экв |
Площадь |
||||||||
|
Сl |
SO4 |
НСО3+CO3 |
н.к. |
Са |
Mg |
S1 |
S2 |
А |
a |
|||
|
2 |
210 |
5 |
72 |
4 |
4 |
2 |
74 |
|
24,9 |
1,1 |
584 |
Шубаны |
|
1342 |
197 |
2 |
105 |
2 |
6 |
6 |
65,5 |
|
31,5 |
3 |
616 |
Аташкя |
|
1311 |
56 |
1 |
128 |
5 |
6 |
6 |
54 |
- |
43,5 |
3 |
586 |
|
|
169 |
151 |
4 |
117 |
6 |
4 |
18 |
55 |
|
36 |
7 |
560 |
Локбатан |
Рис. 1. Профиль Локбатан - Аташкя - Шубаны.
1-газ; 2 - нефть; 3- вода.
Рис. 2. Структура по кровле VI горизонта, залежь VI-VIa горизонтов.
1- нефтяная залежь; 2 -газовая шапка.