Для достижения поставленной цели, была произведена оценка характеристик целевого горизонта и химическая совместимость двух типов вод, которые смешиваются в продуктивном горизонте в заданных термобарических условиях.
В административном отношении исследуемое нефтяное месторождение «Н» расположено в южной части Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Месторождение расположено в юго-восточной части Ноябрьского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Месторождение характеризуется сложным геологическим строением, с большим числом продуктивных пластов, резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и сложным соотношением структурных планов по различным опорным горизонтам. В гидрогеологическом отношении прослеживается три бассейна: кайнозойский, мезозойский и палеозойский [1]. Рассматриваемое месторождение относится к литостатической водонапорной системе Западно-Сибирского мегабассейна [2 - 4].
Нефтеносность установлена в стратиграфическом интервале от апта (пласт ПК16) до верхней юры (пласт ЮС1 верхневасюганской подсвиты).
К апт-сеноманскому водоносному комплексу, который является основным источником вод для обеспечения ППД, приурочены продуктивные пласты группы ПК. Пласты представлены слабосцементированными рыхлыми песками, песчаниками, алевролитами и глинами. Толщина всего комплекса составляет порядка 800 - 820 м. Пористость коллекторов достигает 42%, а проницаемость - сотен мД.
В некоторой степени система поддержания пластового давления на исследуемом месторождении «Н», обеспечивается, преимущественно, напором законтурных вод. Рассматривая ситуации, когда энергии в законтурной области недостаточно, в пласт производят закачку воды. Для целей ППД используют воду, добытую из продуктивных пластов, которая закачивается обратно, тем самым сохраняя природный баланс. В настоящий момент система ППД сформирована только на пласте покурской свиты ПК19.
Учитывая, что по некоторым нефтеносным пластам наблюдалось значительное падение пластового давления, компенсация отбора законтурными водами была явно недостаточна и скважины не могли работать на естественном упруговодонапорном режиме, по ним необходима была организация системы ППД.
Известно, что на большей части территории ХМАО естественные запасы вод апт-сеноманского горизонта являются практически неограниченные, а дебиты водозаборных скважин достаточно высоки, а воды, в свою очередь, совместимы с водами продуктивных отложений. Апт-сеноманский поглощающий горизонт на нефтяном месторождении «Н» содержит воду высокой минерализации, которая не может быть пригодна для хозяйственно-питьевого водоснабжения и промышленных целей, а также ее не планируется использовать в будущем [5 - 6].
Ко всему прочему, подземные воды апт-сеноманского комплекса соответствуют требованиям Отраслевого стандарта 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству»: по водородному показателю (7,1-7,2), количеству кислорода и сероводорода (отсутствуют), концентрации ионов железа3+ (0,2-1,3 мг/дм3), показателю набухаемости (отсутствует).
Закачиваемые воды апт-сеноманского комплекса имеют минерализацию в среднем 12,3 г/дм3, а пластовые воды, приуроченные к продуктивному горизонту - 17,5-18,0 г/дм3. По В.А. Сулину, воды относятся к хлоридно-кальциевому типу и имеют хлоридный натриевый ионно-солевой состав.
В основу определения химической совместимости пластовых и закачиваемых вод апт-сеноманского горизонта путем расчета карбонатного равновесия системы положены химические анализы проб пластовой воды скв. 555 и закачиваемой воды с компрессорной насосной станции -2 (КНС-2).
Результаты термодинамического моделирования (при условиях пластовое давление – 120 атм, пластовая температура ‒ +50oC) в специализированной программе «Роса» при разных соотношениях доли закачиваемых вод апт-сеноманского горизонта и пластовых вод продуктивного горизонта в их смеси приведены в таблице 1.
Таблица 1.
Изменение количества осадка кальцита в пластовых условиях
|
Соотношение пластовой и закачиваемой воды |
100:0 |
80:20 |
60:40 |
50:50 |
30:70 |
10:90 |
0:100 |
|
Количество осадка кальцита, г/дм3 |
0 |
0,098 |
0 |
0 |
0 |
0,037 |
0,104 |
Применение подземных вод апт-сеноманского комплекса в качестве источника вод ППД на нефтяном месторождении «Н» южной части Пуровского района является на настоящее время наиболее целесообразным при соответствующем применении водоподготовки.
Список литературы
- Абдрашитова, Р. Н. Формирование подземных вод Красноленинского свода.: 25.00.07: дис. канд. геол.-минерал. наук / Р. Н. Абдрашитова; ТГНГУ. – Тюмень, 2012. – 193 с. – Текст: непосредственный
- Абдрашитова, Р. Н., Акжанов, Р. С., Куликов, Ю. А. Формирование подземных вод в условиях элизионной литостатической водонапорной системы Западно-Сибирского мегабассейна // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2015. – № 4. – С. 6-11. – Текст: непосредственный
- Абукова, Л. А., Селиверстова, М. Е., Исаева, Г. Ю. Роль водонапорных систем древних осадочных бассейнов в процессах нефтегазонакопления // Актуальные проблемы нефти и газа. – 2020. – № 4 (31). – С. 14–24. – Текст: непосредственный
- Матусевич, В. М., Ковяткина, Л. А. Гидрогеологическая стратификация Западно-Сибирского мегабассейна по новым данным // Развитие минерально-сырьевой базы Сибири: от Обручева В. А., Усова М. А., Урванцева Н. Н. до наших дней. Материалы Всероссийского форума с международным участием, посвященного 150‐летию академика Обручева В. А., 130‐летию академика Усова М. А. и 120‐летию профессора Урванцева Н. Н. – Томск: Национальный исследовательский Томский политехнический ун-т, 2013. – С. 528–531. – Текст: непосредственный
- Нефтегазовая гидрогеология Западно-Сибирского мегабассейна: учебное пособие / В. М. Матусевич, А. Р. Курчиков, Т. В. Семенова, О. Л. Павленко. – Тюмень: ТГНУ, 2008. – 100 с. – Текст: непосредственный
- Семенова, Т. В. Проблемы совместимости пластовых и закачиваемых вод на нефтепромыслах Западной Сибири // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. – 2017. – № 4 (124). – С. 34-37. – Текст: непосредственный
