29.09.2011

НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЯ

Раздел гидрогеологии, включающий вопросы гидрогеологических наблюдений и исследований при разбуривании и разработке НиГ месторождений.

Промысловая классификация вод.

Воды НГ месторождений в промысловых условиях классифицируются по их пространственно-геологическому отношению к залежам. Воды подразделяются:

1. Нижние краевые – воды, которые находятся в пласте ниже залежи.

2. Подошвенные воды – для водоплавающая залежь.

3. Промежуточные воды – в водоносных пластах и пропластках внутри нефтегазоносного горизонта.

4. Верхние краевые – в пласте, содержащем залежь, находятся выше залежи.

5. Верхние – в водоносных пластах, залегающих выше нефтегазоносного.

6. Нижние – в водоносных пластах, залегающих ниже нефтегазоносного пласта.

(Рисунки)

При разработке НГ месторождений важнейшим моментом в исследованиях является наблюдение за изменением химического состава вод. Характер измененения зависит от многих факторов:

1. От закономерности изменения состава вод вблизи залежей и при удалении от них;

2. Режимы эксплуатации залежей;

3. Наличие или отсутствие закачки воды для ППД;

4. Выбранные системы заводнения;

5. От степени различия химического состава пластовой и закачиваемой воды;

6. Литологического типа пород и присутствия в них легко растворимых солей

7. Особенностей геологического строения месторождения, наличия зон нарушения, по которым возможны межпластовые перетоки вод;

Характер изменения химического состава вод в процессе разработки НиГ месторождений служит классификационным признаком, по которому можно прогнозировать качество поступающих вод при эксплуатации залежи и контролировать процесс разработки.

По характеру изменения выделяются шесть типов гидрогеохимических разрезов залежей, характеризующихся определенными закономерностями изменения состава вод в процессе разработки.

1. Залежь подстилается пластовыми водами с постоянной минерализацией и химическим составом, существенно не меняющимся вблизи залежи и в законтурных областях, состав вод не меняется во времени.

2. Залежь подстилается высокоминерализованными водами, которые с глубиной сменяются водами с меньшим содержанием солей. Начальный период эксплуатации с приближением ВНК и ГВК в скважины поступает высокоминерализованная вода, через некоторое время происходит подтягивание далеких законтурных вод, минерализация и содержание ионов снижается, после чего наступает период стабилизации. При ППД за счет возврата вод разрабатываемого горизонта химический состав и минерализация меняются, но при общей тенденции к снижению содержания солей. При нагнетании пресных вод опреснение происходит опреснение более быстрыми темпами, особенно после подхода к скважинам фронта нагнетания.

3. В приконтурной зоне распространены менее минерализованные воды по сравнению с периферийными областями. В процессе разработки без ППД обводняются более минерализованными водами.

4. 5. Гидрогеохимические разрезы залежи, содержащие конденсатогенные воды

6. Разрезы со сложным распределением различных типов вод под нефтяными и газовыми залежами.

ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ НАБЛЮДЕНИЯ ПРИ РАЗБУРИВАНИИ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

При эксплуатации нефтегазовых залежей в гидрогеологические наблюдения входит определение процентного содержания воды в общем количестве жидкости, получаемой из скважины. Большое значение имеют наблюдательные скважины, которые находятся за ВНК. В них проводится периодический замер уровня жидкости. Пробы воды из НиГ скважин отбираются через определенные промежутки времени в течение всего периода эксплуатации скважины.

Гидрогеологические, гидрогеохимические данные, получаемые в результате всех наблюдений, систематизируют и изображают в виде разрезов, карт, графиков. Гидрогеохимические карты отдельных горизонтов позволяют детально изучить изменение состава вод в пределах площади и выявить зависимость его от геологического строения, нефтегазоносности и разработки.

Использование гидрогеологических данных для разведки нефтегазовых месторождений. При разведке нефтегазовых месторождений гидрогеологические данные используются для определения ГВК, ВНК, нефтяных оторочек газовых залежей, а также для корелляции пластов и пропластков в пределах месторождений и некоторых деталей геологического строения месторождения. При заложении первых поисковых скважин необходимо учитывать возможность смещение залежей нефти и газа в сводовых ловушках от свода к крыльям в результате гидродинамического фактора. Это смещение происходит при значительном наклоне ВНК или ГВК. После обнаружения залежи начинается разведка.

После вскрытия залежи определяется положение ГВК или ВНК. На первом этапе при наличии только одной скважины, вскрывшей залежи можно определить гипсометрическое расположение контакта, предполагая его горизонтальным.

На втором этапе при наличии двух скважин, вскрывших залежь можно определить наклон контакта.

Для определения высотного положения горизонтального ГВК;

h_гвк = hв – (Р_в – Р_г) 10/γ_в;

h_в – положение точки замера давления в водяной части пласта;

Р_в, Р_г – давление соответственно в водяной и газовой части пласта;

γ_в – удельный вес воды.

Для положения ВНК:

h_внк = (h_в γ_в – γ_н h_н – (Р_в – Р_н))/(γ_в – γ_н);

Режимы:

Водонапорный, упругий, растворенного газа, газовой шапки и гравитационный. С гидрогеологической точки зрения основное значение имеет различие между следующими режимами нефтегазоводоносных пластов:

• жестководонапорный или водонапорный;

• упруговодонапорный или упругий;

• газовый.

При водонапорных режимах залежи нефти и газа непосредственно связаны с водами водонапорных комплексов, которые соприкасаются с ними и оказывают давление. При газовых режимах залежи либо совсем не соприкасаются с водами, будучи изолированными от них экранами, либо соприкасаются, но не испытывают со стороны вод существенного давления. Воды неподвижны – отбор за счет расширения газа.

Коэффициент возмещения представляет собой отношение объема воды, поступающего в эксплуатируемую залежь за определенный промежуток времени к объему жидкости и газа, отобранному за тот же промежуток времени. Коэффициент возмещения колеблется от 1-водонапорный до 0-газовый. При значениях коэффициента возмещения меньше 1, но больше 0 – воды могут поступать в залежь как за счет естественного гидравлического уклона, так и за счет упругих сил. Идеальный водонапорный режим или близкий к нему можно ожидать в водонапорных комплексах с большими естественными скоростями подземного потока, большими гидравлическими уклонами и высокой проницаемости коллекторов при отсутствии изоляции залежи от водоносной части пласта. Газовые режимы следует ожидать при наличии в залежи газа, свободного или растворенного, при относительной изолированности залежи от водоносной части пласта, при незначительной скорости подземного потока, при небольших размерах водонапорного комплекса.

Если воды практически неподвижны (гидравлический уклон = 0), а размеры водонапорного комплекса незначительны, в начале разработки будет фаза упругого режима, которая затем при наличии газа сменится газовым режимом, затем гравитационным.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И КОНТРОЛЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

При проектировании и разработки гидрогеологические данные используются:

Для определения возможного режима;

Упругого запаса;

Коэффициента размещения;

Контура питания;

Для прогнозов возможных режимов нефтегазоносных пластов по гидрогеологическим данным требуется изучение строения водонапорной системы и комплекса. Определение объема водонапорного комплекса, наличие или отсутствие его гидравлических связей с другими водонапорными комплексами. Положение зон создания напора и очагов разгрузки и т.д. Упругий запас жидкости в пласте – это количество жидкости, которое при понижении давления извлекается из пласта за счет упругости пласта и насыщающей этот пласт жидкости.

ΔV_в = (mβ_ж+β_c);

V_вΔP

Важной задачей является контроль за обводнением и заводнением залежей в процессе разработки. Для решения этой задачи необходимо знать химический состав вод, разрабатываемого нефтегазоносного пласта и изменение его в пределах разрабатываемой площади и прилегающих участков, а также состава закачиваемой воды, и влияние смешения закачиваемых и пластовых вод. Необходимо систематически производить отбор и анализ проб воды из скважин, дающих воду. Необходимо прослеживать движение пластовых и закачиваемых вод в пласте, определять скорости этого движения на различных участках и определять расположение языков обводнения и т.д.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОМЫСЛОВО-ТЕХНИЧЕСКИХ ЦЕЛЕЙ

При бурении скважин необходимо иметь сведения о водоносных горизонтах разреза, особенно которые отличаются высокими напорами и бурно проявляют себя при проходке. Некоторые воды разрушающе действуют на тампонажные цементы. При эксплуатации залежей нефти и газа необходимо учитывать изменение процентного содержания воды в продукции, изменение состава воды.

Важно использовать гидрогеологические данные при закачке воды в пласт, знать состав, как закачиваемой воды, так и пластовой. При закачке воды в пласт большое значение приобретают нефтевымывающие свойства воды. Также большой проблемой является коррозия от пластовых вод. При необходимости сброса сточных вод нефтепромыслов важное значение приобретает выявление поглощающих зон и горизонтов. Гидрогеологические данные необходимы также для подземных газохранилищ.

ИЗМЕНЕНИЕ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ВОД В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ.

При разработке НиГ месторождений могут меняться минерализация, содержание основных ионов, микроэлементный состав вод, концентрация растворенного органического вещества, радиоактивность и т.д. В процессе разработки МР возможны 4 случая изменения состояния вод в течение времени:

1. Минерализация и химический состав остаются постоянными;

2. Минерализация вод снижается;

3. Минерализация вод возрастает;

4. Минерализация и состав незакономерно изменяются.

Первый случай свидетельствует о том, что залежь окружена подземными водами по составу близкими к подстилающим водам. Второй характерен для залежей, вокруг которых застойные зоны с водами повышенной минерализации. В третьем случае образовалась зона пониженной минерализации. Четвертый случай характерен для сильнодислоцированных МР.

Анализ материалов гидрогеохимических наблюдений позволяет решать задачи определения притока вод из различных зон пласта при разработке, а также судить о гидродинамических условиях отдельных участков продуктивных горизонтов. Используя результаты экспериментального моделирования по смешению вод можно определить скорость движения жидкости между соседними скважинами.

Обводнение газовых скважин идет скачкообразно. Это связано с большой подвижностью газовой фазы и разной проницаемостью коллекторов. Продвижение ГВК происходит неравномерно. В зоне нефтяной оторочки резко возрастает содержания сульфатов. В пределах нефтяной оторочки также повышено содержание ионов кальция, магния и щелочных металлов. Анализируя процесс обводнения залежи, выявлена закономерность: в залежи с нефтяными оторочками, после прекращения поступления газа и конденсата появляется не нефть, а пластовая вода. После появления воды повышенной минерализации – скважина начинает давать. Промысловые гидрогеохимические наблюдения позволяют прогнозировать процесс перемещения нефти в газовую зону.

Различается характер газовых (или ГК) и нефтяных залежей с приближением к ГВК и ВНК. В скважинах, эксплуатирующих нефтяные залежи, изменение минерализации происходит постепенно. Резкий скачок свидетельствует о подходе ВНК, причем указанный характер обводнения присущ высокопроницаемым пластам с активным упруговодонапорным режимом. Между дебитом газа и обводнением существует обратная связь, резкое возрастание минерализации и объема воды пропорционально падению количества газа. В некоторых случаях большие отбора газа в скважине приводят к образованию депрессионной воронки вокруг нее, которая может вызвать селективный приток к скважине воды из законтурной зоны.

Такое локальное обводнение характеризуется увеличением минерализации, происходящим в течение длительного времени. Постепенное увеличение минерализации характерно при прорывах воды по маломощным хорошопроницаемым пропласткам, проиходящих заключительный этап эксплуатации, и свидетельствующих о приближении ГВК.

Характер изменения микрокомпонентного состава вод в процессе разработки будет определяться двумя факторами:

1. Закономерностями распределния этих компонентов в приконтурной и законтурной зонах залежей;

2. Особенностями принятой системы разработки.

При разработке месторождений на естественном режиме кривые изменения микрокомпонентного состава вод соответствуют характеру кривых, описывающих поведение ионов в типичных гидрогеологических разрезах в зависимости от их строения.

При закачке вод для ППД рассматриваемые кривые имеют сложную конфигурацию, т.к. различается содержание микрокомпонентов в закачиваемой и пластовой водах. Следует учитывать, что поведение йода, брома и бора при смешении вод эти компоненты не участвуют в процессе осадкообразования и поэтому их концентрация изменяется пропорционально изменению процентного содержания смешиваемых вод.

За изменением содержания органического вещества в подземных водах в процессе разработки можно проследить по фенолам и бензолу. Экспериментально установлено, что при контакте нефти с пластовыми водами происходит насыщение вод фенолами и бензолом. В процессе разработки месторождений нефти отмечается сначала резкое, а затем постепенное уменьшение концентрации фенолов и бензола в водах, удаленных от начального контура нефтегазоносности. Такая же закономерность характерна при откачке вод из нефтенасыщенной модели пласта.

ВЫБОР ВОД ДЛЯ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Заводнение может проводиться за счет подземных, поверхностных и промышленных сточных вод. Закачиваемая вода встречается с подземной в пласте и вступает с ней во взаимодействие, которое может иметь нежелательные последствия. При заводнении нефтяных пластов выделяются следующие типы гидрогеологических процессов.

1. Выпадение осадков из закачиваемых вод вследствие изменения физических и химических условий по сравнению с исходными, сопровождаемое заиливанием, кольматацией и цементацией пор и пустот в породе.

2. Выпадение осадков в результате химических реакций и изменение физико-химических условий при смешении закачиваемых и пластовых вод сопровождаемое кольматацией и цементацией пор и пустот породы.

3. Разбухание глинистых компонентов пород в результате гидратации при контакте с закачиваемой водой.

4. Образование сероводорода, асфальта, нефтяных эмульсий при контакте нефти с закачиваемой водой.

Первый тип характерен при закачке поверхностных и особенно речных вод. Процессы второго типа зависят от химической совместимости нагнетаемой и пластовой вод. Наиболее характерные реакции: СаSO4 + NaHCO3, MgSO4 + CaCl2, Na2SO4 + CaCl2.

СаSO4 + Na2CO3 -> СаCO3 + Na2SO4.

Mg SO4 +CaCL2-> MgCl2 + CaSO4.

Na2SO4 + CaCl2 - >

Выпадение осадков при смешении вод происходит в ПЗП нагнетательных скважин, на участках продвижения закачиваемых вод. Также может выпадать на всем оборудовании.

Лекция

Процессы третьего типа (разбухание глинистых компонентов) наблюдаются при использовании пресных и солоноватых вод, особенно при использовании монтмориллонитовых глинистых компонентах.

Из процессов четвертого типа наибольшее значение имеет образование сероводорода в результате взаимодействия с нефтью сульфат восстанавливающих бактерий.

Для предотвращения нежелательных последствий названных процессов, происходящих при заводнении нефтяных залежей необходимо подбирать воду для закачки, учитывая гидрогеологические данные. А при невозможности выбора проектируются мероприятия по подготовке имеющихся вод. В водах, используемых при закачке, определяют количество взвешенных веществ. Для определения химической совместимости воды, предназначенной для закачки и пластовой и прогноза выпадения солей необходимо провести лабораторное моделирование смешения вод и соответствующие расчеты. При лабораторном моделировании оценивают состав и количество выпадающих осадков, и на этой основе прогнозируется возможное снижение проницаемости порового пространства при осадкообразовании в скважине. Если выбор вод для закачки ограничен, а имеющиеся воды не отвечают требованиям к их качеству – то намечаются мероприятия по специальной подготовке вод:

1. Очистка вод от взвешенных и эмульгированных частиц путем отстаивания, фильтрования, флотации от нефтяных частиц путем озонирования, экстракции и микробиологической обработки.

2. Стерилизация вод, заключающаяся в подавлении в воде деятельности бактерий путем добавления реагентов-бактерицидов, а также путем нагревания, воздействия ультра-звуком и т.д. Если предварительная обработка воды невозможна или недостаточна, то следует предусмотреть меры по борьбе с вредными последствиями такой закачки. К таким мерам относятся промывки соляных пробок, различные антикоррозионные защиты и т.д.

При закачке используются речные воды, озерные, морские, верхние подземные, пластовые и нижние подземные. Речные воды – не являются подходящими для заводнения, они содержат большое количество механических взвесей, коррозионно-активный кислород и бактерии. Озерные пресные воды отличаются от речных меньшим содержанием взвесей, в остальном совпадают. Морские воды по составы близки к подземным, но содержат кислород, заражены бактериями и высокое содержание сульфатов. Верхние подземные залегают выше нефтеносных пластов, по составу могут быть разными в зависимости от того, какой пласт берем, более химически совместимы с пластовыми. Стерильны. Лишены кислорода. Наилучший вариант – многократное использование пластовых вод. Они одного состава. Нет опасности выпадения осадков и т.д. Нижние подземные залегают ниже нефтяных пластов. Хорошая совместимость с пластовыми водами, но слишком большая глубина их залегания.

Рассмотрим процесс смешения вод при заводнении.

Уравнение Огильви у = ах+В

Х, У – содержание составных частей в данном объеме воды.

Формула Ахундова

Х = (С-В)*100/ (А-В).

Х – содержание одной из смешиваемых вод. А и В содержание какого-либо компонента в каждой из смешиваемых вод. С – содержание компонента в смеси.

Эта формула применима для простого смешения вод, при котором не выпадает осадок и не выделяются газы.

Гидрогеохимические методы контроля за заводнением залежей.

При нагнетании воды в пласт необходимо знать пути ее внедрения, поведения ВНК, ширину зоны смешения. Степень охвата залежи вытеснением, скорость продвижения воды по отдельным зонам и фронта вытеснения и т.д. Указанные сведения могут быть получены с помощью индикаторов химических, радиоактивных и других.

Один из методов это метод смесей. Его применение не требует отбора специальных проб. Индикатором служит сама закачиваемая вода. Если она по составу существенно отличается от пластовой воды. Метод смесей позволяет определить долю нагнетаемой воды в смеси, что дает возможность проследить за распределением объемов нагнетаемой воды в заводненных частях залежей. В основу метода смесей положены эксперименты по смешению вод для построения карт и расчетов используются графики смешения различных типов вод. Метод смесей позволяет решать следующие задачи:

1. Расчитывать зоны влияния нагнетательных скважин.

2. Определять долю нагнетаемой воды в продукции добывающих скважин.

3. Устанавливать закономерности распределения нагнетаемых вод в заводненном объеме залежи и подсчитать количество нагнетаемой воды, вторгшейся в залежь.

4. Определять средние скорости движения вод по отдельным предметам и скорости перемещения фронта нагнетания.

5. Давать сравнительную качественную оценку коллекторских свойств пласта.

6. Выявлять сообщаемость отдельных зон продуктивного коллектора.

7. Прогнозировать возможное осадкообразование при взаимодействии пластовых и закачиваемых вод в ПЗП и отдаленных участках коллектора.

Исходным материалом служат данные экспериментов по смешению вод, сведения о минерализации и составе пластовых вод, о текущем химическом составе вод по отдельным обводняющимся скважинам, о времени нагнетания, объемах и химическом составе нагнетаемых вод. Сведения о текущем химическом составе извлекаемых вод приводятся в виде графиков изменения содержания компонентов во времени. Эти графики позволяют отметить момент появления в извлекаемой воде примеси нагнетаемой и определить содержание компонента на дату обобщения материалов. Расчеты компонентов в примеси проводятся для всех основных макрокомпонентов.

Важным показателем процесса разработки является скорость продвижения закачиваемой воды, с учетом которой производится регулирование заводнения и темпа закачки. Скорость продвижения определяется по гидрогеохимическим параметрам. Интенсивность заводнения коллектора можно охарактеризовать скоростью перемещения фронта нагнетания. В этом случае следует использовать расстояние от нагнетательной скважины до фронта нагнетания и время с начала нагнетания до даты обобщения материалов. Сравнение скоростей перемещения нагнетаемых вод, а также удаленности фронта нагнетания от нагнетательной скважины. И перепадов давления между добывающими скважинами позволяет качественно оценить изменение фильтрационных свойств по отдельным направлениям и участкам продуктивного пласта.

ИНДИКАТОРНЫЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА ОБВОДНЕНИЕМ И ЗАВОДНЕ-НИЕМ ЗАЛЕЖЕЙ.

В качестве индикаторов могут использоваться радиоактивные, химические и колорометрические реагенты. Методы радиоактивных индикаторов позволяет решать следующие задачи:

1. Выявление гидродинамической связи м/д отдельными пластами и пропластками, в т.ч. через литологические окна и слабопроницаемые перемычки;

2. Определение коллекторских свойств продуктивного пласта;

3. Установление прерывистости, вида и степени макронеоднородности дренируемого горизонта.

4.

7. Установление охвата разрабатываемой залежи процессом вытеснения одной жидкости другой и степени влияния на него отдельных скважин;

8. Выявление особенностей характера фильтрации жидкостей и вытеснения из пласта нефти, в т.ч. выявление локальных прорывов нагнетаемого агента в эксплуатационные скважины;

9. Проверка прямым путем интерференции между отдельными участками залежей и скважинами;

10. Получение сведений о внедрении в продуктивную часть пласта законтурных вод;

11. Выделение в различных интервалах пласта мест поглощения и отдачи жидкостей, т.е. притока;

12. Проверка технического состояния эксплуатационных колонн скважин и качества тампонажных работ;

К индикаторам предъявляются следующие требования:

1. Индикаторы должны хорошо растворяться в прослеживаемой жидкости и не должны растворяться в других флюидах, насыщающих пласт;

2. Должны сохранять свои физико-химические свойства в пластовых условиях. Радиоактивные индикаторы должны обладать необходимым периодом полураспада

3. Должны отсутствовать в пластовых жидкостях;

4. Не должны нарушать естественного потока и должны строго следовать вместе с гидродинамическим носителем;

5. Не должны сорбироваться породами и поверхностями оборудования скважин;

6. С высокой точностью и быстротой должны фиксироваться в отбираемых пробах в широком диапазоне концентраций;

7. Должны быть безопасными для персонала.

8. Извлекаемая жидкость не должна загрязнять поверхностные водоемы.

9. Индикаторы должны быть достаточно дешевыми и доступными.

Сущность методов радиоактивных изотопов заключается в нагнетании в пласт порции меченой жидкости и прослеживании за изменением содержания индикатора в продукции эксплуатационных скважин. При контроле за процессом заводнения всей залежи раствор вводится через нагнетательные скважины, расположенные по площади относительно друг друга таким образом, чтобы при интерпретации результатов исследования можно было установить, откуда поступил индикатор. Обязательным условием этого метода является хорошее техническое состояние скважины, используемой под нагнетание. Для контроля за разработкой месторождения рекомендуется несколько способов исследований:

1. Способ контрольных скважин. Этот способ используется для установления характера и направления потока жидкости, двигающейся как в нефтенасыщенной части разреза, так и в законтурной области. Этим способом возможно выявление гидродинамической связи между отдельными горизонтами разреза. Основой способа является прослеживание за переносом индикатора фильтрационным потоком от нагнетательной к эксплуатационным скважинам в процессе их работы.

2. Способ, основанный на наблюдении за изменением радиоактивности жидкости в стволе скважины. Предназначен для количественного определения составляющих компонентов фильтрационного потока, скоростей и расхода жидкостей в пласте. Наблюдательная скважина заполняется радиоактивной жидкостью, которая постепенно разбавляется внедряющейся пластовой водой. В результате в скважине снижается удельная радионасыщенность, причем темп снижения зависит от величины расхода и количественного соотношения между водной и нефтяной фазами.

3. Способ мечения нагнетаемой воды. Служит для контроля за движением закачиваемой в пласт воды. Позволяет получать дополнительные сведения о строении продуктивных пластов и их свойствах. Меченая жидкость в виде определенной порции закачивается в скважину, а затем проталкивается к эксплуатационным скважинам нагнетаемой в эту скважину водой. Содержание индикатора определяется в контрольных пробах, как эксплуатационных, так и в наблюдательных скважинах. Этот способ позволяет осуществлять контроль за заводнением всей залежи.

4. Способ одиночной скважины. Разработан для проверки гидродинамической связи между пластами в пределах ПЗП. Отличается простотой и быстротой достижения результатов. Основан на использовании 2х радиоактивных изотопов, из которых один является гамма-излучателем. Применяется преимущественно для решения вопросов, связанных с выявлением зон перетоков вблизи скважины.

5. Импульсный. Разработан для установления распределения нефте и водонасыщенности пласта по мощности, оценке остаточной нефтенасыщенности пласта в зоне скважины, определения емкости блоков трещинных коллекторов и т.д. При этом способе порция радиоактивного раствора закачивается в пласт и несколько оттесняется от ствола скважины продавочной жидкостью. Затем скважина переводится на излив и замеряется радиоактивность выходящей жидкости.

ПРИЧИНЫ И УСЛОВИЯ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

Растворимость веществ в воде и условия выпадения их в осадок.

Любое твердое вещество растворяется в воде до тех пор, пока не достигнет предельной или равновесной концентрации, при которой за равные промежутки времени растворяется и осаждается одинаковое количество вещества. Водные растворы называются стабильными, если они в течении длительного времени не выделяют твердых осадков. Недонасыщенные растворы – стабильные. Выпадение веществ в осадок происходит из перенасыщенных растворов.

Концентрация вещества в растворе превышает предельную растворимость. По растворимости труднорастворимых веществ судят по величине их произведения растворимости или «произведению термодинамических активностей ионов или активных концентраций».

ПР(КхАу) = (ак)^х * (аА)^y;

а – концентрация активная катионов и анионов;

Произведение растворимости обычно определяют экспериментально.

Произведение активностей:

L (КхАу) = (ак)^х * (аА)^y;

Активность ионов равна произведению грамм-ионной концентрации на коэффициент активности.

Коэффициент активности отражает степень взаимодействия ионов, наличие ионных ассоциаций, ионное отталкивание и является функцией минерализации и температуры.

ОСНОВНЫЕ ПРИЧИНЫ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ

Одной из важнейших проблем разработки является осадкоотложение в буровом и эксплуатационном оборудовании, НГП, ПЗП, вызванное сдвигом физико-химических равновесий под влиянием техногенного фактора. Практически во всех нефтегазодобывающих провинциях есть отложение солей. Если осадки накапливаются в добывающих скважинах: оборудовании и т.д. – осложняется процесс разработки, снижаются дебиты скважин, выходит из строя оборудование. Если осадки образуются в ПЗП и дальше по пласту при закачке, то это приводит к постепенному закупориванию пор, а затем к резкому снижению фильтрационных свойств коллектора и снижению темпов разработки. Все это вызывает дополнительные материальные затраты по очистке и ремонту оборудования, восстановлению коллекторских свойств и т.д. и увеличивает себестоимость добываемой продукции.

При разработке месторождения протекает два основных процесса:

Откачка из пласта воды, нефти и газа и закачка в пласт воды для ППД и заводнения, которые являются основными причинами физико-химических равновесий в пластовых водах; осадкообразование может происходить вследствие следующих причин:

При разработке – падение пластового давления, изменение температуры по стволу скважины; выделение газов в свободную фазу; испарение воды.

При закачке воды в пласт – изменение температуры и химическое взаимодействие закачиваемых и пластовых вод;

Падение пластового давления снижает растворимость присутствующих в растворе соединений, обуславливает выделение газов из растворов и способствует испарению жидкости. Изменение температуры сказывается на растворимости природных соединений, увеличение температуры снижает растворимость таких минералов, как кальцит, ангидрит и т.д. и повышает растворимость хлоридов натрия, сульфат бария и т.д. Выделение газов способствует увеличению концентрации солей в растворе за счет того, что газ захватывает влагу или воду. Интенсивное испарение повышает концентрацию раствора и вызывает осаждение не только труднорастворимых, но и легкорастворимых. При закачке воды нагнетаемая вода нагревается до пластовой температуры, что снижает растворимость многих соединений.

Основной причиной отложения солей является перенасыщенные растворы, т.е. когда концентрация выше предельной. Образование перенасыщенных растворов возможно под влиянием нескольких процессов:

1. концентрация повышается при испарении растворителя;

2. концентрация повышается при смешении вод разного состава;

Воды, склонные к осадкообразованию при смешении называются несовместимыми.

3. Обогащение подземных вод некоторыми ионами происходит за счет растворения или выщелачивания горных пород, а также растворения в воде газов, находящихся в свободном состоянии или растворенных в нефти. Причинами выпадения солей служат следующие процессы: Испарение, Смешение несовместимых вод, растворение горных пород и газов, изменение термобарических условий, дегазация воды, изменение общей минерализации воды.

CaCl₂+Na₂SO₄ → CaSo₄↓+ 2NaCl

CaCl₂+MgSO₄ → CaSo₄ ↓+ MgCl₂

SrCl₂+MgSO₄ → SrSo₄↓+ 2MgCl₂

BaCl₂+MgSO₄ → BaSo₄↓+ MgCl₂

CaCl₂+2NaHCO₃ → CaCO₃↓+ 2NaCl +CO₂↓ + H₂O

РАСТВОРИМОСТЬ СУЛЬФАТА КАЛЬЦИЯ И ПРИЧИНЫ ОТЛОЖЕНИЯ ГИПСА И АНГИДРИТА

Отложение гипса происходит при температуре 40 С и ниже. При более высокой температуре может осаждаться ангидрит. С повышением минерализации растворимость увеличивается, достигает максимума, затем начинает уменьшаться. Растворимость гипса при изменении давления изменяется незначительно, при повышении давления на 10-20 МПа приводит к увеличению растворимости гипса на 7-10 %. Основной причиной сульфатных солей

Интенсивные отложения сульфатов кальция отмечается на месторождениях, где закачивается пресная вода, не содержащая сульфатов, обогащение которыми происходит за счет выщелачивания или растворения гипса или ангидрита. Другой процесс обогащения нагнетаемой воды сульфатами связан с окислением сульфидных пород или сульфидов кислородом, содержащимся в воде.

На месторождениях, разрабатываемых с применением заводнения пресной водой по мере роста обводненности происходит снижение минерализации и содержания всех основных компонентов за исключением сульфат-ионов (их концентрация увеличивается). Также обогащение сульфат-ионом происходит за счет перетоков из других водоносных горизонтов из-за негерметичности колонны, например. Смешение несовместимых вод на промыслах может происходить в системах транспортировки, сбора, подготовки и утилизации попутных вод. Если в один водовод подаются воды из разных продуктивных пластов. Отложение сульфата кальция также происходит в нефтесборных парках при деэмульсации и обезвоживании нефти с использованием деэмульгатора НЧК. Сульфа кальция может выпадать по всей технологической линии движения сточных вод, в КНС, нагнетательных скважинах.

Сульфат кальция может выпадать при сернокислотном заводнении, которое используется для ПНОП. Наиболее интенсивное отложение сульфата кальция происходит на поверхности погружных двигателей и в нижней части НКТ, т.е. в местах с максимальной температурой. В этой части скважины вследствие депрессии происходит наиболее резкое снижение давления водонефтяной смеси, что способствует снижению растворимости сульфата кальция. Для скважин, добывающих нефть при давлении меньшем давления насыщения, значительную роль в концентрировании попутной воды играет испарение воды. Интенсивное нагревание и испарение воды происходит на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). В результате поверхность труб покрывается остатками сульфата кальция.

РАСТВОРИМОСТЬ СУЛЬФАТОВ БАРИЯ И СТРОНЦИЯ И ПРИЧИНЫ ОТЛОЖЕНИЯ БАРИТА И ЦЕЛЕСТИНА

Целестин и барит – очень плотные и твердые осадки. Их растворимость гораздо меньше, чем сульфата кальция.

Барит одно из наименее растворимых веществ. Его растворимость в 900 раз меньше растворимости гипса. Обычно они распространены в глубокозалегающих горизонтах. Растворимость сульфата бария увеличивается с ростом минерализации и повышением температуры.

Баритовые осадки в НКТ и НПО обладают повышенной радиоактивностью вследствие того, что изотопы радия могут взаимодействовать с барием. Тогда выпадает Радио-барит. Небольшое увеличение растворимости возможно при увеличением давления.

Растворимость целестина больше, чем барита и в 18 раз меньше гипса. Главная причина отложения барита и целестина заключается в смешении несовместимых вод.

РАСТВОРИМОСТЬ КАРБОНАТА КАЛЬЦИЯ И ПРИЧИНЫ ОТЛОЖЕНИЯ КАЛЬЦИТА (СаСО₃)

Растворимость кальцита в 40 раз меньше растворимости гипса. Растворимость кальцита с повышением температуры уменьшается. Растворимость с уменьшением уменьшается. Большое влияние оказывает на растворение газ СО2. Снижение давления в системе Газ-вода, приводящее к снижению парциального давления СО2. Является одной из причин выпадения его в осадок. Это вызывает выпадение кальцита в НКТ, в лобывабщих скважина Или места подачи в газлифтных скважинах. Снижение температуры приводит к ….. Снижение минерализации пластовой воды может быть причиной выпадения карбоната кальция в осадок. На растворимотсь карбоната кальция значительное влияние оказывает реакция Рн среды. В кислой больше, чем в щелочной.

Растворимость хлорида натрия и причины отложения Галита (NaCl)

Повышение давления

Соляные пробки характерны для газовых скважин, наполненные минерализованной водой. Наибльшее количество хлористого натрия в добывающих и обводненных скважинах. Благоприятная обстановка для выпадения галита возникает в газовых скважинах.

ВЛИЯНИЕ ТЕХНОГЕННЫХ ФАКТОРОВ НА СОЛЕОБРАЗОВАНИЕ В ДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИНАХ

На интенсивность отложения солей в скважинах, наряду с природными факторами, влияет технология разработки и эксплуатации залежей. Выделяется три группы факторов отложения солей:

1. Характеризует свойства пластовой системы в процессе закачки воды в залежь;

2. Характеризует технологические особенности системы разработки;

3. Определяет технические условия подъема жидкости по стволу скважины.

Наряду с условиями солеобразования в скважинах следует знать причины способствующие насыщению закачиваемых в залежь вод. В связи с этим можно выделить следующие группы факторов, зависящие от свойств и литологического состава пород коллектора, свойств пластовых и закачиваемых вод, особенностей технологического процесса.

ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Лучший способ предотвратить солеотложения – сделать прогноз. Задача прогнозирования отложения солей в пласте и эксплуатационном оборудовании сводится к предсказанию состояния этих равновесий в откачиваемых, закачиваемых и пластовых водах во времени и в пространстве применительно к изменяющимся термодинамическим условиям. Выделяется 2 направления прогнозирования солеотложений при добыче нефти:

1. Эмпирико-статистический (основан на опыте разработки месторождения или соседнего месторождения).

2. Аналитический способ.

По первому способу прогнозирования солеотложения может осуществляться для оценки динамики солеобразующего фонда добывающих скважин на перспективу пределов месторождения или региона. Чаще всего прогнозирование осуществляется по второму направлению для конкретных объектов и условий на основе физико-химических расчетов поведения попутно добываемых вод.

Специфика и конкретные приемы прогнозирования зависят от типа солеотложения (карбонатный, сульфатный, хлоридный), место образования солей, технологического режима разработки залежей и других факторов. Для проведения прогнозных расчетов необходимо знать:

1. Анализы пластовой и закачиваемой воды;

2. Состав породы-коллектора (Начальные термобарические условия, их изменение в процессе разработки.)

3. Давление насыщения и состав растворенного газа, технологические показатели работы скважин и пласта.

Методы оценки равновесия сульфатной системы

1. Метод Зверева.

Основан на теории активностей и на экспериментальных данных по растворимости гипса. Дает возможность определить количество сульфата кальция, который выпадает в осадок в интервале температур от 0 до 40 градусов по Цельсию.

2. Метод Чистовского.

Основан на экспериментальных данных о растворимости сульфатов кальция, бария и стронция в растворах различной минерализации.

3. Метод Одда и Томпсона.

Изменение давления и температуры учитывается.

МЕТОДЫ ОЦЕНКИ РАВНОВЕСИЯ КАРБОНАТНОЙ СИСТЕМЫ

Прогноз образования карбонатов. Основные причины отложения карбонатов кальция, магния и бария являются:

1. Выделение водорастворенной СО2 в свободную фазу. Вследствие падения давления в Добывающих скважинах или продуктивном горизонте.

2. Смешение несовместимых по отношению к карбонатной системе вод при заводнении.

3. Увеличение температуры закачиваемой воды.

На процесс выпадения карбонатов решающее влияние оказывает содержание СО2 в воде. Так падение парциального давления СО2 в воде с 0,4 – 0,6 до 0,01 – 0.02 приводит к выделению 1-1,22 г кальцита из одного литра раствора. Увеличение температуры до 20 до 100 градусов вызывает осаждение 0,3 -0,5 г кальцита.

ОБРАЗОВАНИЕ ОСАДКОВ ГИДРОКСИДОВ ЖЕЛЕЗА

Образование этих осадков может происходить при сдвиге равновесий в системе окисления-восстановления, чему способствует наличие кислорода в закачиваемых водах.

Опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективные методы основаны на предупреждении отложения солей. При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрогеохимической, термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение попутно добываемых вод с солеобразующими ионами. Особую важность имеет вопрос выбора источников водоснабжения и способа подготовки воды использованной для заводнения. Способы борьбы делятся на:

1. Технологические