Актуализированный обзор динамики нагнетания подземных вод в нефтяные пласты в пределах северной части Западно-Сибирского мегабассейна

Введение

В статье рассматриваются подземные воды, заключенные в апт-альб-сеноманский гидрогеологический комплекс, который играет важную роль при эксплуатации нефтегазовых месторождений Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего региона. Исследуемые воды используются в технических целях в системе ППД.

Метод поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях приобрел грандиозные масштабы. На нефтепромыслах, расположенных в пределах северной части Западно-Сибирского мегабассейна, широко используются почти все виды водных ресурсов, включающих в себя поверхностные и подземные воды, а также небольшое количество сточных вод. Среди данных типов для закачки в систему ППД используются подземные воды апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса [1]. Их объем добычи из недр земли превысил уже 10 млрд. куб. метров.

Объект исследования

Объектом исследования являются подземные воды апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, используемые в системах ППД на нефтепромыслах, расположенных в пределах северной части Западно-Сибирского мегабассейна.

Результаты:

 

1. Краткая характеристика Западно-Сибирского мегабассейна.

 

Западно-Сибирский гидрогеологический мегабассейн выделен Матусевичем В.М. [2] как надпорядковый. По условиям залегания, формирования подземных вод, палеогидрогеологии и геодинамической эволюции в его пределах выделяются три сложных наложенных друг на друга резервуара I порядка: 1) палеозойский гидрогеологический бассейн; 2) мезозойский гидрогеологический бассейн; 3) кайнозойский гидрогеологический бассейн. Гидрогеологическая стратификация разреза ЗСМБ представляется в виде 7-ми этажно залегающих гидрогеологических комплексов: первый – олигоцен-четвертичных и второй турон-олигоценовых отложений в кайнозойском бассейне; третий – апт-альб-сеномканских, четвертый – неокомских, пятый – верхнеюрских и шестой – нижнее-среднеюрских отложений в мезозойском бассейне; седьмой – триас-палеозойских отложений в палеозойском бассейне [3].

Каждый из выделенных гидрогеологических бассейнов характеризуется определенной автономностью и изолированностью друг от друга. В данной работе целью является характеристика подземных вод только апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, входящего в мезозойский гидрогеологический бассейн, поэтому ниже приводятся некоторые сведения об этом бассейне.

Мезозойский гидрогеологический бассейн представляет собой сложную геогидродинамическую систему. Гидрогеологические комплексы и входящие в них водоносные горизонты характеризуются различными условиями залегания, движения, питания и разгрузки вод. Самым верхним гидрогеологическим комплексом мезозойского бассейна является апт-альб-сеноманский, который имеет повсеместное распространение на исследуемой территории. В литологическом отношении отложения комплекса представлены чередованием песков, песчаников, алевролитов и глин. Его мощность достигает 1000 м. Комплекс характеризуется наиболее высокой водообильностью среди всех гидрогеологических комплексов, входящих в мезозойский гидрогеологический бассейн. Значения дебитов скважин, зафиксированные в результате исследований, варьируют в широких пределах – от 0,25 до 3000 м³/сутки при понижениях уровня от 20 до 2207 м (табл. 1). Подземные воды высоконапорные – пьезометрические уровни устанавливаются на отметках 50-60 м; коэффициент водопроводимости (Кm) находится в пределах от 1 до 345 м²/сутки; коэффициент пьезопроводности (а) составляет 0,5_˟10⁵ – 11,32_˟10⁵ м²/сутки (табл. 1) [15].

Таблица 1

Сведения о водообильности апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, расположенного в пределах Ямало-Ненецкого нефтегазодобывающего     региона

 

Наименование месторождения	Год ввода в эксплуатацию	Интервал залегания,м	Q м3/сутки	S, м	Km, м2/сутки	а, м2/сутки
1	2	3	4	5	6	7
Береговое	2008	1222-1281	5-85	72.5	36.6	4.2˟105
Бованенковское	2007	1300-1400	0.25-474	2207.00	70-120	3.18˟105
Ефремовское	2018	1025-1919	-	-	322.9	9.31˟105
Ярудейское	2008	658-1136	До 3000	-	253.00	3˟105
Южно-Тамбейское	1974	935-1772	82.94	858.00	52.2-92.9	1.3˟105
Еты-Пуровское	2004	894-915	0.33-77.7	22.5-48	22.1-123	3.1˟105
Салмановское	1979	935-1631.4	82.9	858.00	20.00	1.9˟105
Нонг-Еганское	2018	1032-1347	84-247	30-45	195.0	4.8˟105
Трехозерное	2003	545-1614	11-361	перелив	11.3-22.3	13.4˟0105
Западно-Таркосалинское	1996	1080-1200	400-970	80-100	4.20	1.95˟105
Ханчейское	2004	1214-1249	115.2	838.0	3.8-10.2	.95˟105
Харбейское	2009	1099-1302	400-970	80-100	0.6-1.4	0.5˟105
Новопортовское	2012	625-1029	652-681	22-23.3	254.3	11.22˟105
Самбургское	2012	1221-2274	264-562	26-41.9	194.6-345	3˟105

 

Геохимический облик и минерализация имеют изменяютя при движении от обрамления к центру бассейна (рис. 1).

Рис. 1. Минерализация подземных вод апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса

 

В западной части бассейна располагаются воды гидрокарбонатные кальциевые и натриевые с минерализацией 1-10 г/дм³ По мере погружения комплекса значения минерализации повышаются до 16-21 г/дм³.  Состав становится хлоридным натриевым. Центральная часть бассейна характеризуется отсутствием подземных вод гидрокарбонатного натриевого типа [14,15].

В данных водах практически отсутствуют сульфаты, отмечается содержание щелочно-земельных (Са, Mg, Sr) и щелочных (Li,Rb,K) элементов. Наблюдается незначительное преобладание хлоридов (2340-24210 мг/д м³) над щелочными металлами кальция (14-12423) и магния (6,7 – 408 мг/д/м³) (табл. 2).

Таблица 2

Средние значения содержания макроэлементов в подземных водах апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса (мг/д/м³)

 

Месторождение	Na++K+	Ca2+	Mg2+	Cl-	HCO32-	SO42-
1	2	3	4	5	6	7
Юбилейное	5914.6	306.5	80.5	9444	308.0	18.3
Северо-Уренгойское	5918.5	315.5	103.5	9548	324.5	26
Еты-Пуровское	5185.3	350	78	8681	351	8
Южно-Тарасовское	6467	1700	103	12997	469	-
Северо-Губкинское	5256.2	155.3	57.1	7830.8	1076.9	3
Западно-Таркосалинское	5675	313	90	9357	305	14.4
Северо-Русское	5742	214	44	9217	268	-
Западно-Ноябрьское	5550	450	109.8	9000	-	-
Харампурское	4450.2	367.1	64.7	7194.2	624.1	15
Береговое	4399	675.5	408	8010	506.5	12.5
Заполярное	4040	273	36.5	4637.5	129	14
Северо-Ханчейское	3728.5	223	42.5	5939	488	22.5
Хадырьяхинское	4702.2	145	79.5	7269	549	-
Южно-Хадырьяхинское	4891	12423.5	62.9	24210.2	397	77.5
Ханчейское	4564	249.3	55.3	7150.7	353.6	-
Средне-Итурское	4860	680	12	8510	195	-
Холмогорское	3696	248	61	6169	-	-
Новопортовское	3636.5	48	13	4751.5	964	7.5
Южно-Тамбейское	3396	41	17.6	4598.5	1280.5	9.9
Верхнее-Толькинское	2900	357.5	100.5	9025	354	11
Холмистое	2738	508	29	5008	389	12
Средне-Хулымское	1695	98	7	2340	573	-
Ярудейское	1724.5	14	6.7	2780.3	452.9	22.9
Спорышевское	7251.5	724.8	24.3	12408.8	209.4	-
Восточно-Мессояхское	4650.5	294.6	43.7	7178.6	1812.3	28.8
Утреннее	5120.6	143.7	24.6	7185	1216.4	3.6

 

В газовом составе подземных вод западной части бассейна преобладает азот, который замещается на метан во внутренней, достигая более 95%.  Газонасыщенность составляет 700-2000 г/с м³. В газовой составляющей замечены гелий в количестве 0,006-0,22%, азот – 5-25%, углекислота – 0,1-0,3%, тяжелые углеводороды – 0,1-0,6%, редко достигая 1% [15].

Геотемпературное поле подземных вод в отложениях краевых зон составляет 0-5⁰ С, увеличиваясь во внутренней части до 30-50⁰ С.

2. Краткая история развития систем поддержания пластового давления. Методы поддержания пластового давления путем заводнения нефтяных пластов были предложены в конце 40-х годов ХХ века учеными Московского нефтяного института им. Губкина (В.Н. Щелкачев и др.) специально для разработки крупных месторождений в Волго-Уральском нефтегазоносном бассейне, где они были применены для эксплуатации залежей нефти в девонских песчаниках. Здесь этот метод оказался эффективным. Он позволил довести нефтеотдачу до 50% и более [4]. Вода, нагнетаемая в кварцевый нефтенасыщенный песчаник, смачивая поверхность его порового пространства при одновременном действии гидродинамических и капиллярных сил, вытесняет нефть из крупных и мелких пор, а также частично освобождает даже ту нефть, которая удерживается в порах силами адгезии.

В Западной Сибири первые испытания скважин, вскрывших сеноманские воды, с закачки в продуктивные пласты (систем ППД) были начаты в 1966 г. в Ханты-Мансийском автономном округе, на Усть-Балыкском нефтяном месторождении. Метод заводнения быстро приобрел грандиозные масштабы. К концу века общий объем их последующей закачки только сеноманских вод превысил 10 млрд. м³ [5]. Методы заводнения стали применять без необходимой корректировки, исходя из предположения об общности поверхностно-молекулярных свойств продуктивных пород, рассматриваемых нефтегазоносных бассенйов (НГБ). Однако, в отличие от коллекторов Волго-Уральского являются полимиктовыми. Основной компонент НГБ - продуктивные песчаники мезозойского возраста Западной Сибири. В их составе – полевые шпаты, а степень их гидрофильности существенно ниже, чем у кварца. Относительно низкая степень гидрофильности коллектора в сочетании с повышенными значениями удельной поверхности способствует адсорбции полярных компонентов нефти на поверхности твердой фазы, что приводит к гидрофобизации пород- коллекторов и снижению проницаемости вследствие сокращения размеров поровых каналов за счет адсорбционного слоя.

В целом нефтеотдача на промыслах Западной Сибири отличается невысокими значениями. В зависимости от характеристик продуктивного пласта и технологических мероприятий при разработке месторождений остается в недрах от 70 до 90% нефтяных запасов, при этом коэффициент извлечения нефти существенным образом определяется капиллярной характеристикой пластовой системы. Н.А. Еременко (1978) выделил четыре типа распределения остаточной нефти, не извлеченной из недр, вследствие противодействия капиллярных сил ее вытеснения [4]:

• рассеянная нефть, находящаяся в виде отдельных капель в породах или в виде пленки, обволакивающей зерна породы;

• целики капиллярно-удерживаемой нефти, образующейся на стыках разнопоровых фаций, вследствие неоднородности пласта;

• целики нефти в тех участках пласта, где процесс нефтеизвлечения происходит значительно медленнее, чем в основной массе коллектора;

• нефти, остающиеся при фронте продвижении в целики гидрофильных неоднородных коллекторах;

Места возможного образования «языков» обводнения характеризуются минимальными значениями капиллярных давлений.

Указанная выше информация носит справочный характер. Вопросы эффективности заводнения нефтяных залежей могут использоваться при разработке месторождений.

3. Система поддержания пластового давления в Ямало-Ненецком нефтегазодобывающем регионе. Однозначным представителем северной части мегабассейна является Ямало-Ненецкий нефтегазодобывающий регион. На территории региона на каждом из многочисленных объектов добычи нефти, с одной стороны осуществляется изъятие из недр углеводородного сырья вместе с попутной (подтоварной) пластовой водой, с другой – закачка в недра (для системы ППД) этой же подтоварной воды. Здесь же на промыслах специально добываются минерализованные воды из апт-сеноманского и (в единичных случаях) пресные воды из олигоцен-четвертичного комплексов. Помимо указанных подземных вод еще используются ресурсы поверхностных вод и хозяйственно-бытовые стоки. На рисунке 2 показана динамика закачки вод в систему ППД. По данным статистического отчета 2-ТП «Водхоз» в систему ППД было закачено в 2011 г. 158, 868 млн. м³, в 2012 г. – 168,238 млн. м³ воды, а в 2013 – 171, 05 млн. м³, т.е. с 2004 г. происходит увеличение использования воды для поддержания пластового давления. Данные получены автором за период полевых исследований.

Рис. 2. Динамика закачки воды в систему ППД

По источникам формирования общий расход закачки состоял:

- из ресурсов минерализованных подземных вод апт-сеноманскго водоносного комплекса, что соответствует величине их добычи из недр, равноой 84,19 тыс. м³/сутки (30,2%);

- из ресурсов пресных подземных вод эоцен-четвертичного водоносного комплекса, что соответствует величине их добычи из недр, равной 26,43 тыс. м³/сутки (9,5%);

- из ресурсов поверхностных вод, что соответствует величине 87,82 тыс. м³/сутки (31,5%);

 - из подземных попутных (подтоварных) пластовых вод– 151,91 тыс. м³/сутки (28,6%) и сточных вод – 0,65 тыс. м³/сутки (0,2%).

Типы вод, используемых в системах ППД, показаны на рис.3.

Рис. 3. Типы вод, используемых в системе ППД

За последние примерно 20 лет в недра округа было закачено более 1,6 млрд. м³ воды [6].

Для целей ППД на исследуемой территории широко используются поверхностные воды объемом около 100 тыс. м³/сутки. На рисунке 4 показана динамика добычи поверхностных вод для целей ППД за период авторских исследований.

Рис. 4. Забор поверхностных вод для целей ППД в ЯНАО

В ППД результате длительной закачки поверхностных вод в системы изменения гидрологического режима рек не прослеживается, что объясняется избыточной увлажненностью территории и тем, что в целом забор воды речных вод меньше, чем водоотведение.

   В настоящей работе особое внимание уделяется подземным водам апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса, которые достаточным объемом добываются на исследуемой территории для целей технического водоснабжения систем поддержания пластового давления при разработке месторождений углеводородов. При этом основным объектом изучения являются вышеуказанный тип подземных вод.  По состоянию на 01.01.2022 г. для этих целей оценены и утверждены в установленном порядке запасы на 49 участках в количестве 200,116 тыс. м³/сутки [16].

На рисунке 5 приведены данные по запасам вод в период с 2014 по 2021 гг. Проведенные исследования на территории изучаемого региона показывают перспективность применения подземных вод апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса для использования их в системе ППД.

Рис. 5. Утвержденные запасы сеноманских подземных вод для их использования в системе ППД (данные из докладов об экологической ситуации по Ямало-Ненецкому нефтегазодобывающему региону)

 

На рисунке 6 показана динамика добычи апт-альб-сеноманских подземных вод для технического водоснабжения систем ППД за период авторских исследований, которая характеризуется тенденцией увеличения объемов использования данных вод. Это подтверждается данными их использования за современные годы  (рис. 7).

Рис.6. Динамика добычи подземных вод для технического водоснабжения систем ППД.

Рис. 7 Использование сеноманских подземных вод в системе ППД (данные из докладов об экологической ситуации по Ямало-Ненецкому нефтегазодобыввающему региону).

Воздействие систем ППД на гидрогеологические системы. При разработке нефтяных и газовых месторождений основные изменения происходят в самих нефтегазосодержащих пластах. Часть ранее нефтенасыщенного порового пространства замещается водой или газом, изменяются пластовое давление и температура флюидов, преобразуется химический состав пластовой воды и нефти. Особенно интенсивно эти процессы происходят при закачке поверхностных вод. В таких случаях пластовая температура снижается, увеличивается вязкость нефти, ухудшаются условия фильтрации жидкости и как результат – снижается нефтеотдача. Кроме того, закачка пресной холодной воды способствует развитию сероводородного заражения пластовых вод в результате жизнедеятельности заносимых с закачиваемой водой сульфатвосстанавливающих бактерий [7].

Изменение пластовой микробиоты и сероводородное заражение пластовых вод. Приконтуренные воды нефтяных месторождений характеризуются биоценозом термофильных, преимущественно анаэробных микроорганизмов. Большинство природных вод, а также техногенных, до температуры стерилизации (80⁰С) в изобилии содержат бактерии, которые при возникновении благоприятных условий становятся активными. Восстановление сульфатов до сероводорода происходит биогенным путем в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий в анаэробных условиях. Наиболее активную геохимическую деятельность микроорганизмы совершают в призабойных зонах нагнетательных скважин и в поверхностном нефтепромысловом оборудовании. Сероводородное заражение пласта - одно из основных последствий процесса сульфатредукции; сероводород – индикатор его протекания.   

Сохранение карбонатного равновесия при разработке месторождений (для регулирования процессов разработки, уменьшение имеет очень важное, если не первостепенное значение, как теоретическое, так и практическое ( для регулирований процессов разработки,уменьшения негативных последствий освоения нефтегазовых промыслов и т. д.). Опыт заводнения нефтяных месторождений в Западной Сибири показывает, что отложения солей в нагнетательных линиях (водоводы и скважина) при закачке как пресных, так и минерализованных вод различного состава, как правило, не происходит. Минеральные осадки присутствуют, в основном, в добывающих скважинах, системах сбора нефти и воды, а также в коллекторах заводнения пластов [8]. В большинстве случаев в составе осадков преобладают плохо растворимые сульфаты и карбонаты кальция. По данным В.П. Ильченко и др. [9], отложения кальцита залежи, прогнозируются на всех объектах и составляют до 0,02% от объема внедрившейся воды.

В 1994 году по заданию Комитета природных ресурсов по ЯНАО, при финансовой поддержке предприятия «Ноябрьскнефтегаз» были проведены исследования с целью возможности закачки хозяйственно-бытовых сточных вод в систему ППД на одном из нефтяных месторождений, эксплуатируемого данным предприятием [11]. Автор был одним из инициаторов этой идеи. Исследования были проведены коллективом во главе с Фроловой И.И.  По результатам работ было отмечено следующее: процессы солеотложения имеют место в обводненных скважинах при любом способе эксплуатации нефтяного месторождения. Пластовые воды нефтяных месторождений, попадая в термобарические условия поверхности и теряя водорастворенную углекислоту, становятся нестабильными к образованию карбонатных осадков. Применение сеноманских вод хлоркальциевого типа на месторождениях с однотипными внутриконтурными и законтуренными водами нефтяных залежей практически не влияет на интенсивность выпадения солей. Для месторождений с пластовыми водами гидрокарбонатно-натриевого типа интенсивность осадкообразования в смесях вод значительно возрастает, но при этом наблюдается существенная задержка солеотложения, обусловленная изменением состава закачиваемой воды при взаимодействии с нефтью, породой коллектора и пластовой внутриконтурной водой. Закачка пресных поверхностных вод приводит к увеличению осадка при смешивании с хлоркальциевыми пластовыми водами, но на скважинах, работающих длительное время с высокой обводненностью продукции, количество нерастворимого осадка может резко уменьшиться вследствие разбавления пластовой концентрации солей. При совпадении химических типов пресных  и минерализованных пластовых вод выпадения солей на нефтепромысловом оборудовании не происходит, но в результате взаимодействия закачиваемых вод с пластовыми флюидами и породой стабилизирующее свойство первых теряется. Начинается интенсивное выпадение осадка, величина которого уменьшается по мере роста степени промывки коллектора пресной водой [11].

При закачке подземных вод апт-альб-сеноманского гидрогеологического комплекса для работы системы ППД возникает вопрос о совместимости закачиваемых вод с подземными водами и отложениями продуктивного пласта. По информации предприятий нефтегазового комплекса в процессе работы систем ППД негативных моментов не возникает. Авторами настоящей работы совместно со специалистами института геологии и геохимии Ур.РАН были проведены лабораторные исследования на совместимость различных типов воды и стоков (смешение подтоварных и речных вод, смешение подтоварных и сточных вод, смешение речных и сточных вод), так как эти типы вод закачиваются в систему ППД в различных вариантах на нефтяных месторождениях. Результаты этих исследований, подтверждающие возможность использования апт-альб-сеноманских подземных вод в системе ППД, подробно освещены в авторской работе [10].                                                        

                                                                                                                                                                                         

Выводы

Проведенные гидрогеологические исследования в течение длительного периода позволили авторам сделать следующие выводы:

• Невозможность использования хозяйственно-бытовых сточных вод в систем ППД из-за проявления негативных явлений.

• Апт-альб-сеноманский гидрогеологиченский комплекс, обладающий высокой водообильностью, может гарантированно использоваться для обеспечения работы систем ППД подземными водами.

• Перспективность использования подземных вод апт-алб-сеноманского гидрогеологического комплекса в системах ППД на нефтепромыслах на северной части Западно-Сибирского мегабассейна.