В.Д. Порошин (БелНИПИнефть)

На нефтяных месторождениях Беларуси для поддержания пластового давления широко используются пресные воды. В пластовых условиях они, смешиваясь с приконтурными рассолами, существенно изменяют начальную гидрогеохимическую обстановку, преобразуют минерализацию и химический состав добываемых совместно с нефтью попутных вод. Общая минерализация и содержание в этих водах различных компонентов в таком случае должны определяться составом и соотношением смешиваемых вод (Гаттенберг Ю.П. и др., 1979; Никаноров A.M., 1977; [3]). Однако нами установлены значительные отклонения концентраций целого ряда водорастворенных элементов от теоретически ожидаемых. Такие отклонения могут быть связаны с обогащением попутных вод различными компонентами в пластовых условиях или выпадением из них различных минералов.

Прежде всего были установлены повышенные содержания сульфатов в попутно добываемых водах (до 2 г/л и более) по сравнению с пластовыми рассолами и пресными водами, используемыми в системе поддержания пластового давления (ППД). Так, приконтурные воды нефтяных месторождений Беларуси характеризуются высокими минерализацией (свыше 340 г/л) и концентрацией Са (50-80 г/л и более) и низким содержанием сульфат-ионов, как правило, не превышающим 0,3 г/л (Порошин В.Д. и др., 1982). Содержание сульфатов в нагнетаемых для ППД пресных водах обычно ниже, чем в пластовых, поэтому объяснить наблюдаемые содержания сульфат-ионов в попутных рассолах смешением пластовых и используемых в системе ППД вод не представляется возможным. Было сделано предположение, что отмечаемый факт свидетельствует об обогащении извлекаемых с нефтью вод сульфатами в пластовых условиях (Порошин В.Д. и др., 1987). Такой процесс обогащения, вероятнее всего, вызван выщелачиванием аутигенных сульфатных новообразований, широко развитых как в продуктивной, так и законтурной частях разреза, растворами, сформировавшимися в результате смешения приконтурных и нагнетаемых для ППД вод.

Следующая группа компонентов, вписывающихся в минерализацию попутных рассолов (если предположить, что последние формируются только за счет смешения пластовых и закачиваемых вод), включает Са, Вr, К и Na. Детальное изучение состава попутных вод и сопоставление его с теоретически ожидаемыми концентрациями отдельных элементов при смешении приконтурных и сточных вод показало существенно сниженные концентрации Са, Вr, К и повышенные Na в добываемых попутно с нефтью рассолах. Поскольку выпадения с какими-либо минералами Вr и К в результате происходящих в пласте процессов не ожидается, а отмеченное растворение ангидрита промысловыми водами приводит даже к некоторому повышению концентрации Са, возникло предположение о связи наблюдаемых особенностей с дополнительным обогащением попутных вод хлоридами натрия при их продвижении от нагнетательных к эксплуатационным скважинам. Учитывая факт широкого развития галитовых выполнений в пределах нефтяных залежей Беларуси (Тюменцев В.Л., 1977; [2,4,5]), подобное допущение можно считать вполне обоснованным, тем более что альтернативного процесса для значительного повышения минерализации и содержания Na в попутно добываемых водах не существует. По относительному уменьшению концентраций растворенных Вr, К и Са в добываемых с нефтью водах конкретной минерализации по сравнению с теоретически ожидаемыми можно оценить количество растворенного галита, однако такие расчеты для некоторых исследователей могут оказаться несколько условными и не совсем корректными. В связи с этим был разработан метод оценки содержания в попутных водах растворенного в пластовых условиях галита, основанный на балансе фактических и теоретически ожидаемых концентраций NaCl в добываемых с нефтью рассолах.

Для определения фактических концентраций NaCl в пластовых рассолах по имеющимся анализам оценивают среднее содержание в них Na, массовую форму которого переводят в эквивалентную. Поскольку Na в высокоминерализованных рассолах Припятского прогиба связан практически только с Сl, к массовому содержанию Na прибавляют концентрацию Сl, равную эквивалентному содержанию Na и выраженную в массовой форме. Полученная величина отражает содержание NaCl в приконтурных водах нефтяного месторождения. Так как содержание NaCl в используемых для ППД пресных водах несопоставимо мало с его концентрацией в пластовых рассолах и им можно пренебречь, теоретически ожидаемое содержание NaCl в смеси пластовых и нагнетаемых вод конкретной минерализации определяют как долю относительного изменения минерализации и, в частности, NaCl по отношению к приконтурным водам:

NaCl_теор = (M_поп/M_пл)NaCl_пл,

где NaCl_тeop - теоретически ожидаемое содержанме NaCl в смеси пластовых и нагнетаемых вод определенной минерализации, г/л; М_поп - общая минерализация попутных вод, г/л; М_пл - общая минерализация пластовых вод, г/л; NaCl_пл - концентрация NaCl в пластовых водах, г/л.

Содержание в попутных водах растворенного в пластовых условиях галита определяют как разницу фактического содержания NaCl и теоретически ожидаемого.

Проведенные расчеты содержания в попутных водах нефтяных месторождений растворенного галита по вышеописанной методике, как правило, хорошо коррелируются с приблизительными оценками по содержанию Са, Вr и К.

Результаты данных исследований подтверждаются обнаружением существенно более высокой плотности попутно добываемых вод по сравнению с закачиваемыми. Эта особенность отмечается даже на последних стадиях обводнения залежи, когда, как известно, химический состав попутных рассолов определяется прежде всего составом вод, закачиваемых для ППД, и не зависит от состава пластовых рассолов. Более того, превышение плотности добываемых вод по сравнению с закачиваемыми сопоставимо с увеличением плотности попутных вод за счет растворения рассчитанных по конкретным скважинам объемов вторичного галита.

Анализ результатов расчета накопленных содержаний растворенного галита в попутных водах нефтяных месторождений Беларуси (до 100 г/л и более) указывает на огромные объемы выщелаченных галитовых выполнений и свидетельствует о значительном изменении емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пород в процессе разработки залежей нефти, причем гораздо большем, чем за счет растворенного ангидрита. Учитывая это, изучались особенности проявления процесса растворения галита в различных залежах. К сожалению, ограниченный материал не позволил проследить какие-либо закономерности по содержанию в попутной воде растворенного в пласте NaCl даже по самым крупным залежам на определенную дату.

Однако было установлено, что попутные воды разных скважин обычно содержат неодинаковое количество растворенного галита. Это привело к необходимости проанализировать средние значения этого показателя. В результате проведенных исследований выявлено, что анализируемые значения распределены в пределах месторождений не хаотически, а подчиняются определенным закономерностям. Каждая из рассмотренных залежей имеет свои особенности распределения содержаний растворенных галитовых выполнений в попутно добываемых водах, которые увязываются с материалами по их геологическому строению и данными разработки. Так, характер распределения данного показателя для семилукской подсол свой залежи, IV и VIII-IX пачек межсолевых залежей Речицкого месторождения значительно различается. Для семилукской залежи в целом характерно увеличение содержаний растворенного галита в попутных водах от контура нефтегазоносности к своду (рис. 1), что вполне логично, так как эти скважины обводнялись в последнюю очередь и используемые для ППД воды проходили здесь гораздо больший путь (чем до скважин первого или второго ряда), растворяя на своем пути все больше и больше галитовых выполнений. Кроме того, отмечено, что попутно добываемые воды наименее выработанных участков залежей характеризуются высокими со-держаниями растворенного галита, а полностью промытых – низкими, образующими своеобразные "языки". Последнее, видимо, связано с первоначально малым содержанием здесь галитовых выполнений.

Для залежи IV пачки межсолевого комплекса наблюдаются практически те же закономерности, что и для семилукского объекта, а для залежи VIII-IX пачек они уже существенно иные. Основное отличие заключается в том, что небольшими концентрациями растворенного галита здесь характеризуются попутные волы центральных приосевых частей залежи, удаленных от свода структуры. Причиной этому может служить проводящееся внутриконтурное заводнение продуктивного объекта в противоположность приконтурному, использующемуся для залежей семилукского и IV пачки задонского горизонтов. Однако следует подчеркнуть, что центральная и осевая части анализируемой залежи, попутные воды которых содержат достаточно много растворенного галита (> 40 г/л), также являются в настоящее время наименее выработанными. Характер распределения величин, отражающих содержания растворенного галита в попутных водах Вишанского месторождения (рис. 2), в определенной степени схож с картиной, установленной для семилукской залежи Речицкого месторождения. Это касается как увеличения рассматриваемого параметра от линии ВНК к своду, так и его взаимосвязи со степенью выработанности различных участков. Вместе с тем здесь отмечаются две промытые обширные зоны, воды которых практически не содержат растворенного галита. Удалось выяснить, что эти зоны связаны с существованием в их пределах разрезающих рядов внутриконтурного заводнения на ранней стадии разработки залежи. На рис. 2 эта особенность прослеживается достаточно четко.

Кроме рассмотренных ранее компонентов, определенный интерес в нефтепромысловых исследованиях может представлять содержание в попутных водах гидрокарбонат-иона. Анализ имеющихся материалов указывает на то, что зачастую концентрация НСО₃ в попутных рассолах оказывается более низкой, чем в пластовых и закачиваемых для ППД водах. Эти материалы могут свидетельствовать о выпадении карбоната кальция в пластах, в стволах добывающих скважин и на оборудовании, что и происходит на практике. Однако, учитывая небольшое содержание карбонатов в пластовых, закачиваемых в систему ППД и добываемых совместно с нефтью водах, можно утверждать, что количество осаждаемых карбонатов окажется существенно меньшим, чем объемы растворенного ангидрита и галита.

1. А.с. 1130689 СССР. МКН⁵ Е21 В 47/00. Способ контроля формирования фильтрационных каналов в процессе разработки нефтегазовой залежи/ Санников В.А., Порошин В.Д., Оноприенко В.П., Муляк В.В.
2. Использование результатов гидрогеологических исследований при поисках нефти и газа (на примере Припятского прогиба и некоторых регионов Сибирской платформы) / А.А. Карцев, А.Н. Дмитриевский, В.Д. Порошин и др. - М., 1989, 34 с. - (Обзор.ин-форм. / ВИЭМС. Сер. "Геология, методы поисков и разведки месторождений нефти и газа"; Вып. 7).
3. Карцев А.А., Никаноров A.M. Нефтегазопромысловая гидрогеология. - М.: Недра, 1983.
4. Махнач А.А. Катагенез и подземные воды. - Минск: Наука и техника, 1989.
5. Сахибгареев Р.С. Вторичные изменения коллекторов в процессе формирования и разрушения нефтяных залежей. - Л.: Недра, 1989.

The carried out studies allowed to conclude that dissolution of autigenic sul-fate and galite accumulations widely developed in peripheral and productive parts of oil pools within the Pripiat basin takes place as a result of interaction of injected water with rocks. The above processes lead to a significant change in porosity and permeability properties of productive reservoir rocks in the course of Belorussian oil fields development to maintain formation pressure using fresh and low mineralized waters. Similar variations are likely to be expected in subsalt and intersalt hydrocarbon pools of other oil-and-gasproducing regions of the World that is essential in the process of their development control.

Рис.1. КАРТЫ СОДЕРЖАНИЙ РАСТВОРЕННОГО ГАЛИТА В ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ ВОДАХ СЕМИЛУКСКОГО (А), IV ПАЧКИ (Б) И VIII-IX ПАЧЕК (в) ЗАДОНСКОГО ГОРИЗОНТОВ РЕЧИЦКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ (С ЭЛЕМЕНТАМИ РАЗРАБОТКИ)

1 разрывные нарушения, 2 граница зоны отсутствия межсолевых отложении, 3 граница участков без пород коллекторов, 4 внешний контур нефтегазоносности, 5 скважина числитель номер, знаменатель среднее со держание растворенного галита в попутных водах, г/л, 6 изолинии средних содержаний растворенного галита в попутных водах, г/л, 7-добывающая скважина площадь круга дебит добываемой жидкости, усл ед а нефти, б воды, 8 - нагнетательная скважина площадь круга - объем закачиваемой воды, усл ед

1 - линии разрезающих рядов нагнетательных скважин, применявшихся ранее для ППД. Остальные усл. обозначения см на рис 1