Оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод Самотлорского месторождения

Узнать стоимость написания работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

к курсовой работе на тему:

Оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод Самотлорского месторождения

Разработал:

студент гр. ПРИЗ- Ф.И.О. Колбасин М.О. / /

Руководитель:

Ф.И.О. Семенова Т.В. / /

Тюмень, 2016

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
КАФЕДРА ГЕОЛОГИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Курсовая работа на тему:


Оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод Cамотлорского месторождения

Выполнил:

ст.гр. ПРИЗ-11 Колбасин М.О.

Проверил:

Семенова Т.В.

Тюмень, 2016

СОДЕРЖАНИЕ

Реферат....................................................................................................................... 4

Список иллюстрации рисунков…………………………………………………….5

Список иллюстрации таблиц……………………………………………………….6

Список сокращений…………………………………………………………………7

Введение……………………………………………………………………………...8

1. Общие сведения о районе работ и месторождении

1.1 Административное и географическое положение……………………………..9

1.2 Климат…………………………………………………………….………………9

1.3 Рельеф…………………………………………………………….……………...12

1.4 Орография……………………………………………………………………….12

2.1 Геологические строение района работ………………………………………...14

2.2 Стратиграфия……………………………………………………………………15

2.3 Гидрогеологические условия района работ…………………………………...20

2.4 Тектоника………………………………………………………………………..27

2.5 Нефтеносность и коллекторские свойства продуктивных горизонтов...........29

3.1 Геолого-гидрогеологическая изученность района……………………………32

3.2 Характеристика Апт-Альб-Сеноманского комплекса………………………..34

3.3 Проект водозабора на Самотлорском месторождении нефти……………….36

4.1 Оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод…………………….38

4.1.1 Метод Дебая-Гюккеля………………………………………………………...42

4.1.2 Метод Дебая-Гюккеля………………………………………………………...44

Заключение…………………………………………………………………………..46

Список литературы………………………………………………………………….48

Реферат

В данной работе проводится изучение геолого-гидрогеологических условий района работ, характеристика апт-альб-сеноманского комплекса и оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод на территории месторождения.

Объектом исследования является Самотлорское месторождение.

Цель: изучение подземных вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на территории Cамотлорского нефтяного месторождения, оценка его совместимости пластовых и закачиваемых вод, развитие и фильтрационные свойства, водообильность, оценка обьема запасов.

В данной работе для написания курсовой работы используется 8 источников, которые указаны в списке использованной литературы. Работа содержит в себе 49 страниц печатного текста, 5 таблиц и 3 рисунка.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА. Самотлорское месторождение, Ханты-Мансийский автономный округ Тюменской области, Западно-Сибирская равнина, западно-сибирский мегабассейн, р. Обь, нефтегазоносный район, гидро-геологические условия, г. Нижневартовск, апт-альб-сеноманский комплекс.


Cписок иллюстрации рисунков

Рисунок 1.1 Обзорная карта района работ …………………………………………10

Рисунок 1.2 Средняя темпратура воздуха (0С) и среднее

количество осадков в январе (мм). (Обзор «О состоянии

окружающей среды ХМАО в 1997 г.») ……………………………………………..11

Рисунок 1.3 Средняя темпратура воздуха (0С) и среднее

количество осадков в июле (мм). (Обзор «О состоянии

окружающей среды ХМАО в 1997 г.») ……………………………………………..11

Список иллюстрации таблиц

Таблица 2.1 Химсостав газа, растворенного в подземных водах

апт-сеноманского водоносного комплекса Нижневартовского

нефтегазоносного района……………………………………………………………23

Таблица 2.2 Химсостав подземных вод и растворенных в них

газов по продуктивным горизонтам месторождений

Нижневартовского нефтегазоносного района……………………………………...25

Таблица 3.1 Проектное расположение водозаборных скважин

Самотлорского месторождения……………………………………………………..37

Таблица 4.1 Результаты химического анализа пластовых вод

Самотлорского месторождения……………………………………………………..39

Таблица 4.2 Результаты химического анализа проб воды

апт-альб-сеноманского водоносного комплекса …………………………………..40

Список сокращений

ЗСМБ – Западно-Сибирский мегабассейн

ВНК – Водонефтяной контакт

НГР – нефтегазоносный район

ППД – поддержание пластового давления

КНС - канализационные насосные станции

ААС ВК – апт-альб-сеноманский водоносный комплекс

ГОСТ - Государственный общесоюзный стандарт

рН – водородный показатель

ВВЕДЕНИЕ

Целью моей курсовой работы является изучение подземных вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на территории Cамотлорского нефтяного месторождения, оценка его совместимости пластовых и закачиваемых вод, развитие и фильтрационные свойства, водообильность, оценка обьема запасов.

Проведение исследований по средствам комплекса обработки буровых и геофизических материалов, проведения опытно-фильтрационных работ на соседних месторождениях, подсчет запасов гидродинамическим методом.

Соответстивие заявленной потребности на расчетный срок в количестве 4000 м3/сутки на Самотлорском месторождении.

Так же проверка качества подземных вод исследуемого комплекса.

Выявление комплекса рекомендаций для осуществления контроля за наиболее рациональным использованием подземных вод, охраной от загрязнения и истощения на качественном уровне.

1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О РАЙОНЕ РАБОТ

И МЕСТОРОЖДЕНИИ

1.1 Административное и географическое положение

Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 году и ведено в разработку в 1969 году. Это месторождение является одним из крупнейших месторождений нефти и газа в мире.

Месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рис 1.1), в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые - Агинское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востоке), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.

Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабо пересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 м. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл-Энтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное и другие.

Самотлорское месторождение расположено в 30 км к северо-востоку от районного центра – г. Нижневартовска Ханты-Мансийского автономного округа на надпойменной террасе правобережья реки Оби.

1.2 Климат

Район со сложными природными условиями для освоения. Зима умеренно холодная. Периоды снежного покрова – 190, устойчивых морозов – 150, метелей – 50, отопительный – 265, безморозный – 100 дней. Среднегодовая минимальная температура воздуха -47°С максимальная – +30°С, суточные колебания за год составляют 8°С; 18 дней в году наблюдаются с температурой ниже 30°C и скоростью ветра от 10 до 30 м/с. Господствующее направление ветров: южное, западное, юго-восточное. За 180 дней в году выпадает 500 мм осадков, из них 400 мм – в теплый период приходится их основная часть с апреля по октябрь. Средняя высота снежного покрова – 71 см. Первые заморозки на почве – 1 октября, последние – 5 июня, начало промерзания грунтов – 25 сентября, максимальное промерзание до глубины 1.7 м – 20 апреля, на глубине 1.2 м минимальная температура мерзлого грунта – от 0 до -2°C. На междуречьях торфянистые грунты избыточно увлажненные и слаборазложившиеся (до 30%) подстилаемые песками и суглинками устойчивой консистенции, на равнинах – относительно устойчивой.

Рисунок 1.1 Обзорная карта района работ

1.3 Рельеф

В геоморфологическом отношении территория представляет собой пологую слабовсхолмленную озерно-аллювиальную равнину с абсолютными отметками рельефа +30 ÷ +80 м с общим уклоном в сторону реки Обь. Заболоченность района по данным аэрофотосъемки составляет 70%, глубина болот 2-5 м.

Описываемая территория относится к полосе средней тайги, где растут сосна, береза. Имеются возвышенные участки с сосновым лесом и ягелем.

Изучаемый район расположен в средней части южной геокриологической зоны и характеризуется прерывистым распространением мерзлых пород. Площадь месторождения находится в зоне повсеместного распространения реликтовой мерзлоты и надмерзлотного талика. Промерзанием охвачены, в основном, отложения новомихайловской и атлымской свит. Мерзлые породы, залегающие ниже слоя сезонного протаивания, приурочены в основном к торфяникам.

1.4 Орография

В орографическом отношении территория Самотлорского месторождение представлена следующими озерами и реками.

Озеро Самотлор (от него произошло название месторождения) расположено на водоразделе правых притоков р. Оби – рек Вах и Ватинский Еган, имеет округлую форму, вытянутую слегка в северо-западном направлении на 10.5 км (ширина 7.6 км), средняя глубина – 0.7 м, (наибольшая – 2.2 м в северо-восточной части), объем воды – 42.2 млн. м3. Окружающая местность представляет систему обводненных болотистых массивов. Берега озерной чащи по всему периметру слабо извилистые, сложены плотным и хорошо разложившимся торфом. Дно ровное, плоское, слабо вогнутое к центру, представленное в основном торфяными, реже минеральными отложениями. Мощность торфа изменяется от 0.5 м в прибрежной части до 2.5 м в центральной. Растительность на дне отсутствует, озеро не зарастает. Амплитуда весеннего половодья составляет 17 см, затем происходит медленный спад в течение всей зимней межени. Ледостав наступает в начале октября и длится 27 дней, максимальная толщина льда 60 см образуется в конце марта, 86% площади озера промерзает до дна. Вскрытие наступает в конце апреля, лед тает без перемещения на акватории, летом высота волн незначительная (при скорости ветра 20 м/с, волна достигает высоты 0.48 м).

Озеро Белое площадью водной поверхности 12 м2 и средней глубиной 1.7 м расположено в 0.8 км севернее оз. Самотлор, отделено перешейком, сложенным торфами мощностью 46 м и соединяется через два небольших внутриболотных озерка ручьем шириной от 1 до 3 м, его глубина в межень – 0.3-0.6 м, скорость течения – 0.2 м/сек. Дно ручья выложено жидким торфом, берега обрывистые, торфяные. После спуска воды из оз. Самотлор, сток воды по ручью в оз. Белое прекратился, что привело к снижению уровня воды в оз. Белое на 0.28 м.

Из оз. Белого вытекает река Куй-Еган (левый приток Ватинского Егана), ее длина 25 км, средняя ширина – 2.6 км, глубина – 0.7 м, скорость течения 0.08 м/сек, уклон водной поверхности – 0.36°.

Заболоченная на 80% площадь месторождения представлена четвертичными аллювиальными отложениями, сложена суглинно-супесчаными мощностью до 20 м пылеватыми грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа, детрита, расчленена термокарстово-эррозионными формами глубиной до 5 м.

На глубине от 200 до 350 м располагаются многолетнемерзлые горные породы с температурой от 0 до -0.5° С.

2.1 Геологическое строение района работ

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений, платформенного чехла.

Геологический разрез месторождения представлен мощной толщей (2740-2870м) осадочных пород мезо-кайнозойского возраста от юрских до четвертичных включительно, несогласно залегающих на размытой поверхности отложений складчатого палеозойского фундамента.

Палеозойский фундамент представлен сильно метаморфизированными глинистыми и глинисто-слюдистыми сланцами.

Комплекс осадочных пород сложен континентальными, прибрежно-морскими и морскими отложениями.

В разрезе месторождения выделяются пять основных продуктивных горизонтов, снизу-вверх: БВ10, БВ8, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, к которым приурочены нефтяные и нефтегазовые залежи промышленного значения. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и атлымская свиты) общей толщиной 1330 м.

Средняя глубина залежей нефти (до ВНК) продуктивных горизонтов АВ1, АВ2-3 и АВ4-5 составляет 1750 м, горизонтов БВ8 и БВ10 соответственно 2130 и 2220 м.

Помимо этого, промышленная нефтеносность подчиненного значения установлена в пластах ЮВ11 и ЮВ12 (васюганская свита верхней юры), БВ19-20 (ачимовская пачка мегионской свиты нижнего мела), а также в горизонте АВ6-7 (вартовская свита, барремский ярус).

Залежи свободного газа установлены в горизонтах АВ6-7, АВ4-5, АВ2-3 и АВ1, и в сеноманском ярусе.

2.2 Стратиграфия

В основу стратиграфического расчленения разрывов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.

В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования. Породы фундамента в полных разрезах мезакайнозойских отложений непосредственно на площади вскрыты разведочными скважинами 8-Р, 39-Р, 50-Р, 126-Р, 192-П, 1035-П и др.

Палеозойский фундамент (PZ) на месторождении представлен сильно метаморфированными глинистыми, глинисто-слюдистыми и глинисто-кремнистыми сланцами. Максимальная вскрытая толщина этих пород на месторождении составляет 87 метров. В скажине 1035-П фундамент вскрыт в интервале 2852-2922 м, где породы представлены темно-зеленым, очень крепким, массивным перидотипом.

Юрская система (J). Породы юрской системы залегают с резким угловым несогласием на породах фундамента и представлены тремя отделами. Они характеризуются четко выраженным двучленным строением. Нижний и средний его отделы – континентальными осадками, верхний - -морскими. Нижний отдел отдел представлен котухтинской, средний – тюменской и верхний – васюганской, георгиевской и баженовской свитами.

Котухтинская свита (нижняя юра – J3c) представлена чередованием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники серые, зеленовато-серые, глины уплотненные, с темно-серыми прослоями, слабо битоуминозные. Встречаются пирит, растительный детрит, листовая флора.

Тюменская свита (нижняя и средняя юра, J2а – J3c) представлена неравномерным чередованием плотных глин, алевролитов и песчаников.

Нижняя часть свиты сложена переслаиванием песчаников и алевролитов серых, глинистых с уплотненными глинами, реже углями. Средняя и верхняя части свиты сложены неравномерным чередованием уплотненных глин горизонтальной слоистости с глинистыми песчаниками, алевролитами.

Для пород характерно присутствие обильного углистого материала, иногда прослоев углей толщиной до нескольких сантиметров.

В верхней части тюменской свиты выделяется песчаный пласт Ю2, в котором обнаружены нефтепроявления. Толщина отложений тюменской свиты составляет 220-250 метров.

Верхняя юра представлена преимущественно морскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит.

Васюганская свита (келловей-оксфорд, J3c – J3о) подразделяется по литологическому составу на две подсвиты. Нижняя сложена глинами темно-серыми, иногда алевритистыми, встречаются прослои битуминозных глин. В ней встречена фауна аммонитов и комплексы фораминифер келловеского яруса. Толщина нижней подсвиты 26-30 метров. Верхняя представлена преимущественно песчаным резервом и включает в себя пласт ЮВ1. Песчаники и алевролиты серые и светло-серые, часто за счет примеси глауконита, зеленоватые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Коллекторы верхней подсвиты васюганской свиты промышленно нефтеносны (горизонт ЮВ1). Толщина васюганской свиты 50-60 метров.

Георгиевская свита (кимеридж, J3km) представлена глинами темно-серыми, почти черными, плотными, слюдистыми, слабо битуминозными, с тонкими прослоями известняков. В породах георгиевской свиты наблюдаются обильные включения глауконита. В глинах встречается фауна кимериджского яруса. Толщина осадков георгиевской свиты от 1 до 5 метров.

Баженовская свита (верхневолжский подъярус – нижний берриас, J3v – K1b) представлена глинами темно-серыми, почти черными с буроватым оттенком, плотными, часта тонкослоистыми, содержащими тонкий углестый детрит, включения ихтиофауны, частые включения пирита и фауну аммонитов волжского яруса. С битуминозными глинами баженовской свиты связан один из основных региональных реперов – отражающий горизонт “Б”. Толщина баженовской свиты до 20 метров

Меловая система (K). Представлена всеми отделами и ярусами, слагается морскими, прибрежно-морскими и континентальными фациями. На битуминозных глинах баженовской свиты согласно залегает преимущественно глинистая толща мегионской свиты, включающая осадки берриасского и валанжинского ярусов меловой ситстемы.

Мегионская свита (берриас-валанжин) в нижней части представлена глинами серыми и темно-серыми, иногда слабо битуминозными или известковистыми, толщиной 15-18 метров. В этих глинах встречается фауна берриаса – аммониты, пелпциподы и фораминиферы. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, которая не выдержана по толщине (48-70 метров) и простиранию. В нижней части ачимовской толщи встречены аммониты.

Ачимовская толща на Самотлорском месторождении содержит нефтеносные пласты песчаников БВ19-22. она перекрывается глинами темно-серыми или серыми, иногда со слабым голубоватым оттенком, алевристыми, содержащими прослои светло-серых песчаников и алевролитов.

Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются промышленно-нефтеносные пласты БВ10 и БВ8. Песчаники светло-серые, буровато-серые и серые, мелко- и среднезернистые, они обычно разделены прослоями глин.ю алевролитов и известковых песчаников.

В кровле свиты залегает пачка глин темно-серых, плотных, слоистых, с прослоями карбонатных алевролитов (ритмичные глины), содержащая фауну фораминифер. Ритмичные глины выдержаны по простиранию, служат репером и покрышкой над промышленно нефтеносным пластом БВ8. Толщина ее от 10 до 30 метров.

В породах мегионской свиты встречена фауна валанжинского яруса – аммониты и пелециподы. Общая толщина мегионской свиты на Самотлорском месторождении 335-365 метров.

Отложения мегионской свиты перекрываются породами ванденской свиты валанжин барремского возраста (K1v – K1br), имеющий двухчленное строение. Нижняя часть ее сложена прибрежно-морскими и мелководными образованиями. Которые представлены мощной (более 200 метров) толщей переслаивания сероцветных песчаников, алевролитов и глин. В глинах нижней подсвиты встречаются пелециподы и фораминиферы готеривского возраста.

Верхняя часть ванденской свиты включает продуктивные пласты АВ2-8., представлена переслаиванием зеленовато-серых и зеленых песчаников, алевролитов и глин с прослаями буровато-пестроцветных, перемятых. С зеркалами скольжения глин.

Породы верхней подсвиты содержат обильный углистый детрит, отличаются почти полным отсутствием палеонтологических остатков (встречаются только редкие фораминиферы и пресноводные остракоды) и имеют дельтовое (пласты АВ4-5 и АВ2-3) происхождение. Общая толщина вартовской свиты более 400 метров.

Атлымская свита аптского возраста (К1а) состоит из двух частей. Нижняя подсвита представлена пестрым спектром пород – от чистых нормальных песчаников до песчано-алевролитовых пород тонкой слоистости (продуктивный горизонт АВ1). Верхняя подсвита сложена битуминозными глинами, темно-серыми, с частыми тонкими прослоями алевролитов (кошайские глины).

Остатки фауны в остатках атлымской свиты не встречены. Спорово-пыльцевой комплекс имеет нижнеаптский возраст и характеризуется довольно высоким содержанием пыльцы семейства таксодиевых и покрытосеменных растений. Общая толщина атлымской свиты 67-80 метров.

В Нижневартовском районе в нижнеатлымское время существовало мелкое опресненное море с активной гидродинамикой придонных вод. Климат нижнеатлымского времени в районе был влажным, теплым до субтропического. О чем свидетельствует присутствие в отложениях специфического спорово-пыльцевого комплекса.

В период накопления кошайских глин произошло углубление и расширение морского бассейна.

Кошайские глины в Нижневартовском районе относительно выдержаны, с ними связан региональный сейсморепер – горизонт «М».

Покурская свита объединяет осадки аптского, альбского и сеноманского ярусов (К1а-К2с). Она представлена переслаиванием песчаников с алевролитами и глинами. В сеноманских песчаниках обнаружена небольшая газовая залежь. Толщина свиты 680-725 метров.

Вышезалегающая часть разреза меловой системы (К2t-P1d) представлена отложениями ее верхнего отдела – преимущественно глинистыми осадками кузнецовской, березовской и ганькинской свит, толщиной 250-300 метров.

Палеогеновая система состоит в нижней части, в основном, из глин морского происхождения (талицкая, люлинворская, чеганская свиты), толщина которых составляет 280-320 метров, выше залегают континентальные осадки – переслаивание глин, песков, бурых углей с остатками древесины (атлымская, новомихайловская, туртасская свиты). Толщина осадков 155-160 метров.

Четвертичные отложения – супеси, суглинки, пески, торф залегают на размытой поверхности осадков туртасской свиты, толщина их достигает до В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема.

2.3 Гидрогеологические условия района работ

По региональному районированию исследуемый район приурочен к Западно-Сибирскому гидрогеологическому мегабассейну (ЗСМБ).

В вертикальном разрезе ЗСМБ выделяется три самостоятельных наложенных друг на друга гидрогеологических бассейна: кайнозойский (КZ), мезозойский (МZ), палеозойский (РZ), в составе которых выделяется 6 водоносных комплексов: олигоцен-четвертичный (первый), турон-олигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый), юрский (пятый) и триас-палеозойский (шестой).

Олигоцен-четвертичный водоносный комплекс. Представлен, в основном, песчаными породами палеогена (атлымская, новомихайловская свиты) и рыхлыми породами четвертичного возраста. Общая мощность комплекса 125-350 м. Эффективная толщина в связи с наличием многолетнемерзлых пород составляет 85-120 м.

На территории Среднего Приобья, водоносный атлым-новомихайловский горизонт имеет широкое распространение и литологически представлен песчано-глинистыми осадками. Коллекторами являются пески мелко- и среднезернистые, кварцевые, серые и светло-серые.

Фильтрационные свойства характеризуются значительным коэффициентом фильтрации 1‑25 м/сут. Водообильность довольно постоянна по площади и по разрезу, дебиты скважин от 0,2 до 27 л/с. Воды преимущественно инфильтрационного генезиса, пресные, мягкие, общая жесткость 1,2-5,38 мг-экв./л, реакция от слабокислой до слабощелочной, повсеместно характеризуются повышенным содержанием железа - до 6 мг/л, температура вод 1-5ОС. Минерализация вод составляет 0,1-0,5 г/л. Воды атлымского и новомихайловского горизонтов широко используются для централизованного водоснабжения гг. Нижневартовска, Сургута, Когалыма, Ноябрьска и др. Рассматриваемый горизонт характеризуется напорным режимом.

К четвертичным аллювиальным отложениям, представленным преимущественно песками, приурочены безнапорные грунтовые воды, напрямую связанные с озерами и речными системами. Они используются преимущественно для технических нужд, но могут употребляться и в качестве питьевых при надежной санитарной очистке.

Турон-олигоценовый комплекс. Объединяет отложения турон-олигоценового возраста, представленные преимущественно глинистыми породами. В гидрогеологическом отношении комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие водоносные комплексы от вышележащих. Мощность пород достигает 650-800 м. В разрезе комплекса отмечены маломощные песчано-алевритовые прослои.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс. Комплекс развит в пределах всего ЗСМБ, представлен слабосцементированными песчаниками, алевролитами и глинами, общая мощность которых местами достигает 900-1000 м. Песчаная фация комплекса мощностью в несколько сот метров прослеживается по всей территории бассейна и характеризуется высокими коллекторскими свойствами (пористость 30-35%, проницаемость до 3,0 мкм2), высокой водообильностью, самоизливом в скважинах специальной конструкции с большим диаметром труб.

Водопроводимость комплекса в Нижневартовском районе варьирует в пределах от 260 до 425 м2/сут, коэффициент пьезопроводности изменяется от 2,77·105 до 3,8·105 м2/сут.

Апт-альб-сеноманский комплекс перекрывается регионально выдержанными турон-палеогеновыми глинами мощностью до 800 метров (центральная часть), являющимися надежным водоупором. Снизу его отложения отделены от неокомского водоносного комплекса глинисто-алевролитовыми породами нижнеаптского возраста (атлымская свита) мощностью 50 м.

По периферии бассейна: на западе, юге и востоке в породах комплекса развиты пресные и слабосолоноватые воды с минерализацией до 3 г/л, в его центральной части минерализация вод достигает 21-23 г/л, тип вод – хлоркальциевый. На севере ЗСМБ, абсолютные отметки уровней подземных вод в скважинах имеют отрицательные значения, пластовые давления ниже гидростатических. Воды комплекса содержат растворенный газ, состав которого от окраин к центральным районам впадины меняется с азотного на метановый. По изучаемому району содержание метана от 91,4 % (Родниковое месторождение) до 100% (Дружное месторождение) (таблица 2.1, 2.2), углекислого газа – от 0,076 до 0,47 %, гелия – 0,02 % (см. таблица 2.1, 2.2).

Газонасыщенность вод составляет 0,98-1,38 м33, давление насыщения 0,4-0,9 МПа, в северной части вблизи газовых месторождений газовый фактор равен 1,7-2,0 м33, воды предельно газонасыщены. Физические параметры апт-сеноманских вод представлены в таблице 2.3.

В кровле апт-альб-сеноманских отложений температура пород изменяется от +5° до +50°С. В периферийных частях бассейна воды наиболее холодные – от +5° до +20°С, в центральной области от +40 до +50°С.

Апт-альб-сеноманская вода в районе работ содержит йод и бром в различных количествах. Йод от первых десятых долей до 16,0 мг/л и может служить источником его извлечения в промышленных количествах; запасы йода в этих водах огромны. Кроме того, она является потенциальным сырьем для получения тяжелых рассолов, которые широко используются нефтяниками при ремонте и бурении скважин; а также апт-альб-сеноманская вода обладает эффективными лечебными свойствами.


Таблица 2.1

Химсостав газа, растворенного в подземных водах апт-сеноманского

водоносного комплекса Нижневартовского нефтегазоносного района

№№

скв.

Интервал перфорации, м

Возраст

Условия

отбора

Газовый фактор,

м33

Состав водорастворенного газа, % об.

Давле-

ние насыще-

ния, МПа

высшие

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Мало-Черногорский водозаборный участок

970-1720

-“-

пробоотб.

с гл.1300м

1.07

0.076

0.0005

93.54

0.62

0.28

0.31

2.7

2.44

0.021

-“-

н/опр

Дружный водозаборный участок

207

214

215 бис

218 бис

972-1693.2

1081-1631

934-1587

923-1520

-“-

-“-

-“-

-“-

на устье

-“-

-“-

-“-

0,30

Нет

0,20

0,40

-

-

-

-

98,7

100

99,8

99,6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

нет

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Продолжение табл. 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Самотлорский водозаборный участок

204б

922-1515

апт-альб-сеноман

пробоотб. с гл. 1400м

0,7

0,84

н/опр.

97,0

0,02

н/опр.

н/опр.

н/опр.

2,05

0,014

0,02

4,9

208б

926-1495

-“-

-“-

0,88

0,11

96,8

0,28

0,17

0,09

-

2,48

0,02

0,046

5,8

217б

972-1613

-“-

-“-

1,24

0,6

95,0

0,04

-

-

3,9

0,39

0,04

8,2

Советский водозаборный участок

318б

1123-1513

альб-сен.

0,71

1,59

94,17

0,38

0,05

0,06

0,02

3,72

н/опр.

0,51

Мегионский водозаборный участок

12

963-1655

альб-сен

на устье

1,2

99,60

сл.

0,2

0,2

н/опр.

30

1008-1319

сеноман

98,1

1,8

Родниковый водозаборный участок

15в

1110-1537

апт-альб-сеноман

пробоотб. с гл.1400м

1,38

0,47

0,0005

91,4

0,61

0,64

1,15

3,7

1,97

0,016

н/опр.

9,05

Таблица 2.2

Химсостав подземных вод и растворенных в них газов по продуктивным горизонтам месторождений Нижневартовского нефтегазоносного района

Комплекс,

нефтеносные

пласты

Состав воды, мг/л, мг-экв/л

Минерализация,

г/л

Тип воды

Состав газа, %

Cl

SO4--

HCO3-

Na++K+

Ca++

Mg++

CH4

C2H6+высшие

N2

CO2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Агинское месторождение

Ачим. толща

(скв. 298)

7447,0

212,8

0

0

5233,0

227,5

130,0

6,5

21,0

1,8

14,2

HCO3-Na

Ачим. толща

(скв. 176)

7518,0

214,8

0

0

5329,0

231,7

134,0

6,7

34,0

2,8

14,8

HCO3-Na

Западно-Сургутское месторождение

Апт-сеноман

10356,3

319,89

-

-

176,9

2,9

6624,6

293,76

681,4

34,0

142,9

11,75

18,8

Cl-Ca

97,5

0,30

2,0

0,2

БС1

9943,0

266,0

-

-

237,9

3,9

5227,0

249,0

380,0

19,0

сл.

сл.

16,0

Cl-Ca

БС8

9497,5

267,0

8,0

0,17

53,6

8,8

5933,3

257,97

244,0

12,2

46,36

3,8

16,4

Cl-Ca

БС10

7087,5

225,0

-

-

1464,0

24,0

5423,4

235,8

216,0

10,8

21,28

2,4

15,3

HCO3-Na

Родниковое месторождение

Апт-сеноман

12333,0

347,9

1,01

0,02

140,3

7,45

7233,96

314,5

505,1

25,2

126,46

10,4

20,35

Cl-Ca

91,4

6,1

2,0

0,47

БС12

10933,0

310,0

-

-

1183,0

19,4

5925,0

255,9

340,0

17,0

863,0

71,0

19,3

Cl-Ca

Ю1

6808,0

192,0

-

-

3172,0

52,0

5488,0

238,6

72,0

3,6

22,0

1,8

15,6

HCO3-Na

Продолжение табл. 2.2

Комплекс,

нефтеносные

пласты

Состав воды, мг/л, мг-экв/л

Минерализация,

г/л

Тип воды

Состав газа, %

Cl

SO4--

HCO3-

Na++K+

Ca++

Mg++

CH4

C2H6+высшие

N2

CO2

Русскинское месторождение

Апт-сеноман

13845,0

390,0

1,6

0,07

99,1

1,62

8370,6

363,94

395,8

19,75

97,2

8,0

22,8

Cl-Ca

БС1

10650,0

300,0

4,0

0,08

122,0

2,0

6377,4

277,84

412,0

20,6

51,24

4,2

17,8

Cl-Ca

БС10

9940,0

280,0

4,0

0,08

1122,4

18,4

6594,0

278,0

316,0

15,8

56,12

4,6

18,0

Cl-Ca

Мыхпайское месторождение

Апт-сеноман

скв. 3в

11963,5

337,0

н/о

225,7

3,7

7079,4

307,8

383,0

19,15

167,75

13,75

19,8

Cl-Ca

Апт-сеноман

скв. 4в

11879,0

335,0

н/о

61,0

1,0

6763,2

213,8

428,0

21,4

111,2

9,2

19,2

Cl-Ca

БС10

скв. 61

10021,0

308,0

9,0

0,18

671,0

11,0

6257,0

272,18

930,0

46,5

18,0

1,5

18,8

Cl-Ca

БС11

скв. 61

11698,0

930,0

н/о

878,0

14,4

6726,0

291,29

920,0

46,0

73,0

6,0

20,3

Cl-Ca

БС11

скв. 76

9929,0

280,0

8,0

0,17

708,0

11,6

5804,0

251,3

784,0

39,2

16,0

1,3

17,2

Cl-Ca

БС14

скв. 69

10933,0

310,0

29,0

0,5

732,0

12,0

6612,0

286,1

730,0

36,5

н/о

19,0

Cl-Ca


В целом подземные апт-альб-сеноманские воды ЗСМБ имеют седиментогенное происхождение, их формирование связано с накоплением осадков в прибрежных областях континентального шельфа. Влияние инфильтрогенных вод отчетливо проявляется лишь вблизи складчатого обрамления бассейна.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс Западно-Сибирской платформы представляет собой огромный водонапорный бассейн, надежно изолированный от поверхности и нижерасположенных водоносных пластов, гидродинамически относительно однородный, он обладает неограниченными естественными запасами вод, химсостав которых в центральной части территории изменяется незначительно.

Динамика вод апт-сеноманского водоносного комплекса определяется тем, что песчаная фация этих отложений прослеживается по всей Западной Сибири, и движение вод, о чем было сказано выше, идет от складчатого обрамления бассейна (области питания) через центр впадины в северном направлении. Движение вод апт-альб-сеноманского комплекса происходит в северном направлении, перепады напоров составляют около 0,01 МПа на 50 км, скорость движения вод равна 1-3 см/год.

Благодаря высокой водообильности, лучшими по сравнению с пресной водой нефтеотмывающими и нефтевытесняющими свойствами, обеспечивающими увеличение нефтеотдачи до 5%, апт-альб-сеноманские воды широко используются для заводнения нефтяных пластов Сургутского, Нижневартовского, Ноябрьского и других районов Западной Сибири. Немаловажным обстоятельством для условий данного региона (суровая зима) является довольно высокая пластовая температура этой воды. Кроме того, при использовании апт-альб-сеноманских вод не происходит отложения солей в обводняющихся скважинах и нефтепромысловом оборудовании. Таким образом, разработка нефтяных месторождений с использованием для заводнения апт-альб-сеноманских вод более эффективна, чем при закачке пресных вод.

Неокомский водоносный комплекс. Включает отложения ачимовской пачки, мегионской, вартовской и низы атлымской свит, которые представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников, не выдержанных по площади. Мощность водоносного комплекса составляет 450-600 м. Водовмещающие породы имеют по сравнению с породами нижезалегающего комплекса лучшие коллекторские свойства: пористость достигает 15-25%, проницаемость – от единиц до нескольких сотен миллидарси. Водообильность пород высокая – десятки и сотни м3/сут при самоизливе скважин, избыточное давление на устье составляет 0,1-0,5 МПа.

Минерализация вод – 15-16 г/л. Тип вод гидрокарбонатно-натриевый, хлоридно-кальциевый и хлоридно-магниевый (по В.А. Сулину), сульфаты практически отсутствуют. К комплексу приурочены основные нефтеносные горизонты района (пласты групп А и Б). Основными солеобразующими компонентами пластовых вод комплекса являются: натрий + калий (4414-8836 мг/л), хлор-ион (8156-1549 мг/л), кальций (963-2300 мг/л), гидрокарбонат-ион (98-854 мг/л). Из микроэлементов присутствуют йод (1,08-12,9 мг/л), бром (4,86-71,26 мг/л), бор (2,9-23,0 мг/л), фтор (0,08-4,34 мг/л).

Подземные воды насыщены растворенным газом. В составе газа преобладает метан (до 91,5%), тяжелые углеводороды содержатся в небольшом количестве (до 0,6%), азот (до 6,7%). Газовый фактор составляет 1,0-1,5 м33. Температура пород комплекса изменяется от +80° до +60°С.

Верхним водоупором комплекса являются преимущественно глинистые породы атлымской свиты, залегающей в нижней части аптского яруса нижнего мела и имеющей мощность 50 м.

Юрский водоносный комплекс. Охватывает трещиновато-пористые породы фундамента, коры выветривания и юрские осадки, представленные ритмичным чередованием аргиллитов, алевролитов и сильно глинистых песчаников, мощность их 400-500 м, пористость песчаников комплекса не превышает 15-20%, проницаемость низкая, измеряемая сотыми и тысячными долями мкм2. Дебиты скважин незначительные – единицы и десятки м3/сут при низких динамических уровнях. Минерализация вод составляет 14-16 г/л, тип вод – гидрокарбонатно-натриевый (по В.А.Сулину). Сульфаты отсутствуют. Водно-растворенные газы имеют преимущественно метановый состав (до 94%), количество тяжелых углеводородов не превышает 5%, углекислоты – 4,8%. Газовый фактор изменяется от 0,8 до 1,5 м33. Температура подземных вод колеблется от +96° до +80°С. Промышленные скопления нефти обнаружены в пласте ЮС10, ЮС1, ЮС2.

Комплекс перекрывается толщей глинистых отложений верхнеюрского возраста мощностью до 40-60 м, которая является его водоупором.

Триас-палеозойский водоносный комплекс. По данному комплексу сведений нет.

2.4 Тектоника

В пределах Западно - Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа.

Нижний формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.

Средний – объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.

Верхний – мезо-кайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.

Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно -Сибирской низменности, включает в себя следующие положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский и Верхне-Демьяновский на юге. Центральную часть антеклизы занимает Юганская впадина.

В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тарховского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка.

По кровле горизонта БВ10 Самотлорское куполовидное поднятие оконтуривается изогипсой минус 2200 метров. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко.

Наиболее крупная из них – собственно Самотлорская, расположена в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части (скважины IP и IIIP) до 2,20. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 м. Общие размеры структуры 6х15 км в пределах изогипсы минус 2130 м.

В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м. имеет размеры 32х40 км, амплитуду 150 метров.

По кровле горизонта БВ8 в структурном плане Самотлорского куполовидного поднятия отмечается незначительное выполаживание по сравнению с нижезалегающими горизонтами БВ10.

Более существенные изменения структурного плана происходят по кровле самого верхнего продуктивного пласта АВ1. Белозерное, Мартовское поднятие практически сливаются с Самотлорским, с севера и востока оконтуриваются изогипсой минус 1690 м. На западе и юго-западе оконтуриваются изогипсой – 1640 м. и раскрываются в сторону Аганского, Ватинского, Мегионского и Мыхпайского поднятий. Углы наклона крыльев от десятков минут до 1,45. Амплитуда по отношению к западному крылу около 110 м., восточному и северному – 160 метров.

Вышеизложенное свидетельствует об унаследованном характере развития структур Самотлорского месторождения, где наряду с тектоническим фактором играли процессы их облекания. Это обусловило совпадение структурных планов по всем горизонтам юры и мела, но с выполаживанием их по более молодым отложениям.

2.5 Нефтеносность и коллекторские свойства продуктивных горизонтов

В Нижневартовском нефтегазоносном районе (НГР) залежи нефти и газа выявлены в отложениях тюменской, васьюганской, мегионской, ванденской и покурской свит. Наибольшая часть выявленных залежей и разведанных запасов сосредоточена в продуктивных пластах верхней юры, валанжина, готерив-баррема и нижнего апта.

На Самотлорском месторождении выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах ЮВ1, БВ19-20, БВ10, БВ8, БВ80-2, АВ6-8, АВ4-5, АВ2-3, АВ1-2, ПК1.

В пределах всего геологического разреза Самотлорского месторождения относительно простое строение имеет лишь залежь горизонта БВ81-3, остальные – ПК1, АВ13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6, АВ7, АВ8, БВ0-2, БВ80, БВ10, ЮВ1 – сложное, и очень сложное – пласты АВ11-2 и БВ19-22.

Основные запасы нефти сосредоточены в продуктивных пластах АВ1, АВ2-3, АВ4-5, БВ8 и БВ10.

В разрезе горизонта ЮВ1 выделяются три пласта: ЮВ11, ЮВ12 и ЮВ13. Коллекторы пласта ЮВ13 повсеместно водоносны. Нефтеносными являются пласты ЮВ11 и частично ЮВ12, характеризующееся сложным строением.

Наиболее крупные промышленные залежи нефти установлены на Самотлорской, Новогодней, Мартовской, Северо-Белозерной и Западно-Черногорской площадях. В целом мелких залежей на Самотлорском месторождении насчитывается более 20.

Продуктивный пласт представлен переслаиванием глин, алевролитов и песчаников. Коллекторы выдержаны по площади и по разрезу. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 6,9 до 23м, дебиты от 5 до 120м3/сут. Размеры залежи в среднем составляют 2,8 - 3,3км, высота – 62м, тип – пластово-сводовый. По материалам ГИС и данным испытания скважин, ВНК условно принят на отметке –2442м.

Залежи нефти ачимовской толщи (пласты БВ19-20) приурочены к мелким поднятиям. На Самотлорском месторождении насчитывается 8 залежей. Тип залежей – пластово-сводовый с литологическим экраном.

Продуктивный горизонт БВ10 имеет сложное строение и представлен частым чередованием песчано-алевритовых пород. В толще горизонта БВ10 выделяются два пласта: верхний – БВ100 и нижний БВ10 1-2.

Пласт БВ100 развит в северной части площади, где коллекторы нефтенасыщены. В центральной части и далее к югу пласт представлен коллекторами лишь на отдельных участках площади в виде отдельных отдельные водоносных линз песчаников среди плотных пород.

На долю пласта БВ100 приходится 23,7% от объема горизонта БВ10, остальная часть – на БВ101-2. Горизонт данными керна охарактеризован достаточно хорошо. Среднее значение пористости – 23,1%, проницаемости – 0,034 мкм2.

От центральной части площади к югу распространены коллекторы пласта БВ101-2, в котором сосредоточены основные запасы нефти горизонта. В южном направлении возрастает нефтенасыщенная толщина, проницаемость и продуктивность пласта. пласт БВ101-2 участками переходят в монолитные песчаники. Пласты БВ100 и БВ101-2 по пористости не различаются (23,1%), но проницаемость коллекторов увеличивается до 0,360 мкм2, составляя в среднем по горизонту 0,100 мкм2.

Размеры залежи составляют 40?21 км, высота 144м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7,9 м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экраном. ВНК залежи вскрыт на абсолютной отметке - 2125м. Покрышкой залежи служат глинистые породы мегионской свиты мощностью 60-70м.

Горизонт БВ8 разделен на четыре пласта: БВ80, БВ81, БВ82, БВ83. По площади уверенно прослеживается лишь пласт БВ80, пласты БВ81 и БВ82 часто сливаются, образуя мощные песчаные тела, а пласт БВ83 присутствует на ограниченной площади и в основном, представлен плотными породами. В коллекторах горизонта БВ8 доминируют песчаники, которые характеризуются относительно небольшой глинистостью, высоким содержанием песчаной фракции, хорошей сортировкой, низкой карбонатностью. ВНК залежи принят на абсолютной отметке – 2071м.

Размеры залежи пласта БВ80 - 43?27км, высота – 155м. Тип залежи – пластово-сводовый.

Основной продуктивный пласт горизонта – пласт БВ81+2 сложен хорошо отсортированными песчаниками с небольшим содержанием глинистой фракции, он имеет среднюю пористость, такую же, как и вышележащий пласт БВ80 (23,0%), проницаемость – 0,582 мкм2.

3.1. Геолого-гидрогеологическая изученность района работ

Планомерное геолого-геофизическое изучение строения Среднего Приобья начато в 1947 году. В период с 1947 г. по 1957 г. геолого-геофизические исследования носили региональный характер: поиски крупных положительных структурно-тектонических элементов и выявление общих закономерностей в геологическом строении района. В этот период были проведены следующие геолого-геофизические работы:

- геолого-геоморфологическая съемка масштаба 1:1000000 (Шацкий С. Б. и др., ЗСГУ, 1949-1950 гг.), по результатам которой дано первое систематизированное описание геологии и геоморфологии района, составлена Государственная геологическая карта масштаба 1:1000000, установлено повсеместное распространение четвертичных отложений;

- аэромагнитная съемка масштабов 1:1000000 и 1:200000, по результатам которых составлена карта аномального магнитного поля Т, карта распределения магнитных масс по минимальным глубинам залегания, определено господствующее простирание основных тектонических элементов;

- гравиметрическая съемка масштаба 1:1000000, по данным которой установлена общая закономерность соответствия отрицательных гравитационных аномалий крупным положительным структурам.

Данные этих съемок легли в основу первых схем структурно-тектонического районирования фундамента и осадочного чехла. В частности, были выявлены структурный элемент I порядка Нижневартовский свод, а также элементы II и III порядка.

С 1955 года выходили ряд отчетов Н.М. Кругликова, В.Ф. Никонова и др., в которых дана гидрогеологическая характеристика Западно-Сибирской равнины по материалам опорных скважин.

В 60-е годы были проведены работы в больших объемах институтами ЗапСибНИГНИ, Гипротюменнефтегазом, ВНИИ и др. первое обобщение материалов по гидрогеологии нефтяных и газовых месторождений выполнено в работах В.А. Нуднера, В.П. Ростовцева, Г.П. Богомякова, Б.П. Ставицкого (1962-1965 гг.).

В 1963 г. О.К. Ланге дана краткая гидрогеологическая характеристика Западно-Сибирского бассейна. В этом же году по результатам работ Тематической гидрогеологической партии ТГУ составлена гидрогеологическая карта масштаба 1: 25 000 000 и карта оценки эксплуатационных запасов пресных подземных вод масштаба 1: 15 000 000.

В 1963 году сотрудниками Тюменнефтегаза, ЗапСибНИГНИ и другими организациями был поставлен вопрос о возможности использования подземных вод, заключенных в отложениях апт-сеноманского возраста, в качестве агента заводнения продуктивных пластов. В связи с этим на Усть-Балыкском месторождении были пробурены первые водозаборные скважины, исследование которых было выполнено сотрудниками ЗапСибНИГНИ и Гипротюменнефтегаза. Полученные результаты исследований позволили выездной НТС Министерства нефтедобывающей промышленности СССР (1966 г.) рекомендовать использование подземных вод апт-сеноманского комплекса в качестве источника заводнения нефтяных пластов. В 1966 году на территории Усть-Балыкского и Солкинского месторождений проведена закачка подземных вод изучаемого водоносного комплекса в нефтяные пласты.

3.2 Характеристика Апт-Альб-Сеноманского комплекса

Апт-альб-сеноманские воды на нефтяных месторождениях ОАО «Сургутнефтегаз» используются для технических целей по двум основным направлениям: для закачки в продуктивные горизонты нефтяных месторождений с ППД и приготовления тяжелого солевого раствора, используемого нефтяниками при проведении ремонтных работ на скважинах.

Территориально водозаборные участки, обеспечивающие заводнение нефтяных пластов месторождений, располагаются в их пределах и имеют одинаковые с ними названия. Обычно водозаборные участки состоят из нескольких водозаборных кустов, которые строятся на территории КНС ("Наземная КНС") для максимального сокращения протяженности водоводов. В кустах водозаборные скважины бурятся с одной площадки, наклонно, с отходом забоев по кровле апт-сеномана на 300-500 м. Количество их в кустах разное, но не превышает 10 и зависит от проектной производительности куста и водозаборного участка в целом.

Анализ накопленного опыта эксплуатации апт-сеноманских водозаборов показывает, что система ППД почти на всех водозаборах построена по традиционной схеме («Наземная КНС») со сбором и очисткой от мехпримесей подземной воды на поверхности, последующей ее транспортировкой на насосы высокого давления и закачкой в нагнетательные скважины.

За период с 1978 по 2002 гг. включительно накопленный отбор воды по всем водозаборным участкам ОАО "Сургутнефтегаз" составил 995,240 млн. м3 (включая отборы для бальнеологии); за предшествующий срок от начала разработки (1966г.) по 1977 год включительно – 286,3 млн. м3. Таким образом, шестью месторождениями за весь срок эксплуатации водозаборных участков по состоянию на 01.01.2007 г. на территории деятельности ОАО "Сургутнефтегаз" было отобрано для ППД из апт-альб-сеноманского водоносного комплекса 364,17 млн. м3 воды (табл. 3.5).

Из динамики добычи воды по всем водозаборным участкам ОАО "Сургутнефтегаз" с 1978 года по состоянию на 01.01. 2003 г. видно, что суммарные отборы по годам сначала растут, а затем, достигнув максимума в 1989 году (62,1 млн. м3), начали падать до 36,69 млн. м3 в 1999 г. В 2000 году в связи с вводом новых участков в эксплуатацию (центральная часть Тянского водозабора, Тромъеганский водозабор) отмечается некоторое увеличение отборов апт-альб-сеноманской воды до 36,82 млн. м3, в 2001 году отборы воды ААС ВК сохранились примерно на этом же уровне и составили 36,1 млн. м3 (98,9 тыс. м3/сут), а в 2002 году в связи с возросшими отборами воды на Лукъявинском месторождении увеличились до 37,17 млн. м3 (101,9 тыс. м3/сут). За указанный период годовая потребность в апт-альб-сеноманской воде сократилась на 24,93 млн. м3, т.е. на 40%, несмотря на рост добычи нефти и жидкости. Аналогичная тенденция наблюдается и по большинству водозаборов в отдельности.

Сокращение потребления апт-альб-сеноманских вод по месторождениям обусловлено увеличением закачки подтоварных вод в связи с ростом обводнения нефтяных скважин, а также переводом системы заводнения частично или полностью на закачку пресных вод после создания в нефтяных пластах оторочек из апт-сеноманской воды. Технологическими расчетами в проектах разработки нефтяных месторождений доказывается высокая эффективность вытеснения нефти не только апт-альб-сеноманской водой, но и ее оторочками, перемещаемыми по продуктивному пласту пресными водами. Кроме того, переход на закачку пресных вод происходит после строительства водоводов к месторождениям. В этих случаях использование пресной воды значительно дешевле и проще, чем насосная эксплуатация большого количества апт-альб-сеноманских скважин, осложняющаяся значительным выносом песка. К тому же, апт-альб-сеноманская вода оказалась агрессивной при контакте ее с воздухом, резко cокращающей срок службы труб без антикоррозийной защиты. Учитывая рост обводненности продукции в процессе своения нефтяных месторождений, обычно по истечении некоторого времени в системе ППД начинают наряду с апт-альб-сеноманской водой использовать подтоварную. Отборы апт-альб-сеноманской воды соответственно уменьшаются и в большинстве случаев не выходят на проектные уровни. По этой причине были остановлены водозаборы системы ППД, резко сократились отборы воды.

3.3. Проект водозабора на Самотлорском

месторождении.

Для обеспечения системы ППД водами ААС ВК необходимо девять водозаборных скважин. Максимальная потребность в воде – 4,0 тыс. м3/сут.

Проектные скважины будут располагаться на 4 кустовых площадках (куст-1 – в районе скв. 100П, куст-2 - в районе скв. 103П, куст-3 – в районе скв.105 и куст-4 в районе скважины 107Р). Водозаборный фонд скважин будет иметь 5 работающих и 4 резервных скважины (таблица 3.1)


Таблица 3.1

Проектное расположение водозаборных скважин

Самотлорского месторождения

Район

расположения

разведочных скважин

Куст

№ скважины

Дебит,
м3/сут

100П

1

1вз

800 (в проекте)

6вз

рез/набл. (в проекте)

103П

2

2вз

800 (в проекте)

7вз

рез/набл. (в проекте)

105Р

3

3вз

800+800=1600 (в проекте)

4вз

8вз

рез/набл. (в проекте)

107Р

4

5вз

800 (в проекте)

9вз

рез/набл. (в проекте)

Итого:

9 шт.

4000

4.1 Оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод

Для поддержания пластового давления (ППД) в нефтяных залежах Самотлорского месторождения будут использоваться подземные воды ААС ВК. Эффективность использования подземных вод определяется рядом технологических факторов, зависящих от особенностей источника водоснабжения. Воды, применяемые в системе ППД, должны отвечать определенным требованиям. В общем случае вода для закачки в пласт должна отвечать требованиям ОСТ – 39-255-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».

Для характеристики качества пластовых и закачиваемых вод на Самотлорском нефтяном месторождении были использованы химические анализы проб вод продуктивных пластов, отобранных при испытании поисково-разведочных скважин на нефть 102р и 104р (таблица 4.1), а также химические анализы пробы воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса из скважины 61р Мыхпайского месторождения нефти, находящегося в 30 км от рассматриваемого месторождения (таблица 4.2).


Таблица 4.1

Результаты химического анализа пластовых вод Самотлорского месторождения

Таблица 4.2

Результаты химического анализа проб воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса


Промышленно-нефтеносными в пределах изучаемого месторождения являются нефтепродуктивные пласты ЮВ11, к которым приурочены основные балансовые запасы нефти месторождения.

Химический состав пластовых вод представлен в таблице 4.1.

По химическому составу пластовые воды продуктивных пластов хлоридные натриевые (по Алекину), по величине минерализации соленые с минерализацией от 23,94 до 29,73 г/дм3, тип вод хлоркальциевый (по Сулину), по величине общей жесткости – очень жесткие (24,60 – 30,77 мг-экв/дм3). Воды высоконапорные, термальные, пластовая температура составляет в среднем 500С.

По химическому составу пластовые воды ААС ВК хлоридные натриевые (по Алекину), по величине минерализации соленые с минерализацией 18,93 г/дм3, по величине общей жесткости – очень жесткие (35,07 мг-экв/дм3). Воды высоконапорные, термальные, пластовая температура составляет в среднем 400С.

Изучение совместимости вод продуктивных пластов и закачиваемых вод ААС ВК проведено аналитическим методом.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что отложение солей в нефтяных коллекторах и на нефтепромысловом оборудовании имеет место вследствие изменения термодинамических условий пластовых флюидов, находящихся в состоянии насыщения по отношению к карбонатам коллектора, нестабильности закачиваемых вод в пластовых условиях, смешения химически несовместимых вод.

Прогноз возможности выпадения осадка карбоната кальция основывается на учете процессов, способствующих образованию твердого осадка из водных растворов – смешение несовместимых вод, движущихся вместе с нефтью, разложение бикарбоната кальция в результате изменения физико-химических условий, уменьшение растворимости карбоната кальция в воде при снижении парциального давления и при уменьшении минерализации попутно добываемых вод и др.

Возможность образования твердого осадка карбоната кальция и его количество контролируются карбонатным равновесием, которое в значительной степени зависит от содержания в пластовой воде диокиси углерода (СО2), гидрокарбонат-иона (НСО3-) и карбонат-иона (СО32-).

Смешиваемые воды считаются совместимыми, если содержание осадка, образовавшегося при их смешении, не превышает значения, установленного по ГОСТ 39-255-88, с учетом коллекторских свойств пласта.

Если при смешении пластовых и закачиваемых вод содержание образовавшегося осадка превышает указанные нормативы, принимается факт химической несовместимости этих вод.

Для прогноза возможного осаждения карбоната кальция на участках обводнения залежей нефти используют различные расчетные методы, позволяющие прогнозировать образование и осаждение солей по количественным критериям.

4.1.1 Метод Дебая-Гюккеля

В данном отчете были использованы методики Дебая-Гюккеля, а также проведено термодинамическое моделирование физико-химических процессов в смешиваемых водах в рамках положения ГОСТ-39-229-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение совместимости закачиваемых и пластовых вод по кальциту и гипсу расчетным методом».

Термодинамические расчеты насыщенности пластовых вод относительно карбоната кальция проведены с введением поправок на повышенную температуру вод по методике Дебая-Гюккеля.

Количественная оценка степени насыщенности вод карбонатом кальция проводилась путем вычисления индекса неравновесности с СаСО3 по реакции:

Са СО3 тв + СО2 + Н2О ↔ Са2+ +2НСО3

Индекс неравновесности ( i ) рассчитывается по формуле:

где: К – термодинамическая константа реакции; Q – квонтант реакции.

Термодинамическая константа равновесия, рассчитывается на основании закона действующих масс и определяется по формуле:

где: а прод и аисх – активность продуктов реакции исходных веществ.

Для определения активных концентраций компонентов в растворе использованы коэффициенты активности, вычисленные по видоизмененной формуле Дебая-Гюккеля, для растворов с ионной силой I≤ 1:

где: j – коэффициент активности;

А – константа растворителя при данной температуре.

Ионная сила раствора рассчитывается на основании данных химического анализа воды и учитывает удельное электростатическое взаимодействие ионов, и определяется по формуле:

,

где: m – моляльность иона, моль/дм3; z - заряд иона.

Моляльность компонентов выражается числом молей растворенного вещества в 1000 г воды и рассчитывается по зависимости:

где: m - моляльность компонента, моль/л;

Рк – вес растворенного компонента в воде, г/л;

Рмк – молекулярный вес компонента; ρ – вес воды, г/л;

Рм – минерализация, г/л.

По мере насыщения воды относительно кальцита индекс неравновесности уменьшается, стремясь к нулю, а при пресыщении вод его значения становятся отрицательными, нулевое же значение характеризует равновесное состояние.

В результате проведенных расчетов было установлено, что пластовые воды продуктивных пластов перенасыщены относительно карбоната кальция (индексы неравновесности имеют отрицательные значения) и изменяются от -1,534 до -1,553 (см.табл.4.1).

Закачиваемые воды ААС ВК также перенасыщены относительно карбоната кальция индекс неравновесности (имеет отрицательное значение) и составляет -0,757 (см.табл.4.2).

4.1.2 Метод Стиффа-Дэвиса

Растворимость карбоната кальция в значительной степени зависит от содержания в воде двуокиси углерода, которая при динамическом равновесии находится в определенных количественных соотношениях с бикарбонатом (HOC3-) и карбонатными (CO32-) ионами. Определить содержание двуокиси углерода в высокоминерализованных водах трудно. Однако количественное соотношение между CO2, HOC3- и CO32- могут определятся концентрацией ионов водорода (величина pH), которая характеризует условия равновесия между жидкой фазой, с одной стороны и твердой и газообразной – с другой.

Относительная плотность воды при температуре 25°С, p425 = 1,106.

pH = 7,57

Определение ионной силы воды: M = (11347 0,028 + 2 0,042 + 293 0.016 + 500 0.1+ 123 0.17 + 6664.71 0.043) = (317.716 + 0.084 + 4.688 + 50 + 20.91 + 286.58) = 679.98 = 3.399

Константу K определяем по номограмме, построенной по экспериментальным данным для широкого интервала температур и ионной силы растворов

t = 25°С и M = 3.399 находим K = 2,86

В подземных водах слабые кислоты обычно представлены бикарбонатным ионом, поэтому в большинстве случаев pЩ=pHCO3

Ca => 500 = 452,1; pCa = 1,98

HCO3 => 293 = 264.93

pЩ = 2.4

Индекс насыщения. При его положительных значениях, когда фактическая величина pH больше расчетной pHs, вода обладает тенденцией отлагать осадок карбоната кальция. Если же индекс насыщения карбоната отрицательный, то данная вода способна растворять карбонат кальция.

JS= pH-pHs= 7.57- (pCa = pЩ + K) = 7.57 – (1.98 + 2.4 + 2.86) = 7.57 – 7.24 = 0.33

Т.к. 0.33 > 0 значит, что вода обладает тенденцией отлагать осадок карбоната кальция.

Индекс стабильности дает возможность качественно оценить солеотложения и способность воды отлагать или растворять карбонат кальция.

JSt = 2 pHs – pH = 2 (1.98 + 2.4 + 2.86) – 7.57 = 6.91 => 8.7 >JSt> 6.91 – значит вода среднеагрессивная, осадка нет

Методику Стиффа-Дэвиса использовали при оценке стабильности вод из скважин нефтяного месторождения, эксплуатирующихся в условиях отложения карбоната кальция, она показала лишь приближенные результаты. Из более 50 опробованных добывающих скважин в 40% результаты расчета не согласовались с промысловыми данными. Следует отметить, что при использовании методики Стиффа-Дэвиса замеры pH по пробам воды в поверхностных условиях, по истечению длительного времени после их отбора, существенно искажают фактическую картину.

Заключение

Подземные воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на территории Самотлорского месторождения нефти являются основным источником водоснабжения системы ППД, который в пределах месторождения и района работ развит повсеместно и характеризуется хорошими фильтрационными свойствами, водообильностью, обладает значительными упругими запасами.

Проведенный комплекс обработки буровых и геофизических материалов, проведения опытно-фильтрационных работ на соседних месторождениях позволил обосновать граничные условия в плане и разрезе, сделать подсчет запасов гидродинамическим методом. Запасы подземных вод оценены применительно к схеме изолированного напорного безграничного пласта.

Заявленная потребность на расчетный срок в количестве 4000 м3/сутки на Самотлорском месторождении нефти будет обеспечена пятью проектными водозаборными скважинами, дополнительно необходимо наличие резервных наблюдательных скважин (по одной на каждом водозаборном кусте, т.е. четыре скважины).

Качество подземных вод исследуемого комплекса высокое.

При эксплуатации водозабора необходимо учесть все рекомендации, изложенные в отчете. Выполнение всего комплекса указанных рекомендаций позволит на качественном уровне осуществлять контроль за наиболее рациональным использованием подземных вод, охраной от загрязнения и истощения.

Список литературы

1. Биндеман Н.Н., Язвин Л.С. Оценка эксплуатационных запасов. М.: Недра, 1970. – 216 с.

2. Бочевер Ф.М. Теория и практические методы расчета эксплуатационных запасов подземных вод. М.: Недра, 1968. – 328с.

3. Гаррелс Р.М., Крайст И.Л. Растворы, минералы, равновесия. 1968 г.

4. Гидрогеология СССР. Т. XVI. Западно-Сибирская равнина. М.: Недра, 1970.

5. Матусевич В.М. Гидрогеологические бассейны Западно-Сибирской равнины. МГК, 27 сессия, тезисы, т.IX, часть 2, с. 373-374. Печатная 1984г.

6. Матусевич В.М., Ушатинский И.Н. Особенности состава и формирования геофлюидальных систем Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна. «Известия вузов. Нефть и газ». №4, с. 28-35. Печатная 1998г.

7. Матусевич В.М. Краткая история изучения глубоких подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна и эволюция научных представлений. «Известия вузов. Нефть и газ». №2, с. 24-31. Печатная 1999г.

8. Мироненко В.А. Динамика подземных вод. М.: Изд-во МГГУ, 1996. – 519 с.

Источник: портал www.KazEdu.kz

Другие материалы

  • Газлифтный способ добычи нефти
  • ... необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования. 1. Газлифтный способ добычи нефти При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу. ...

Каталог учебных материалов

Свежие работы в разделе

Наша кнопка

Разместить ссылку на наш сайт можно воспользовавшись следующим кодом:

Контакты

Если у вас возникли какие либо вопросы, обращайтесь на email администратора: admin@kazreferat.info