1.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения
Южно-Сосновское месторождение входит в состав Речицко-Вишанской тектонической зоны поднятий северо-восточной части Припятского прогиба.
На площади месторождения наблюдается вертикальная зональность подземных вод.
По условиям создания напоров и разгрузки осадочный комплекс пород подразделяется на 2 гидрогеологических этажа: верхний и нижний.
В свою очередь, гидрогеологические этажи разделяются на ряд водоносных комплексов.
Верхний гидрогеологический этаж представлен двумя водоносными комплексами:
1.Водоносный комплекс мезокайнозойских и пермских отложений.
2. Водоносный комплекс девонских отложений (верхняя часть полесского горизонта).
Нижний гидрогеологический этаж также состоит из двух водоносных комплексов:
1.Водоносный комплекс межсолевых отложений.
2. Водоносный комплекс подсолевых отложений.
Водоносный комплекс мезокайнозойских отложений объединяет антропогеновые, палеогеновые, меловые, юрские, триасовые и пермские отложения и представляет собой многопластовую гидродинамическую систему. Максимальная толщина 15м.
На Южно-Сосновской площади этот комплекс не опробовался. Его характеристика дается по аналогии с другими площадями Речицко-Вишанской зоны приразломных поднятий.
Водовмещающими породами являются пески, алевролиты (антропогеновые и палеогеновые отложения), трещиноватый мел, пески и песчаники (меловые отложения), трещиноватые, кавернозные известняки, слабосцементированные песчаники (юрские отложения) и песчаники (пермские отложения).
В рассматриваемом водоносном комплексе выделяются зоны пресных (до 1г/л) и слабосоленых вод (до 10г/л). Разделены они глинистыми водоупорными отложениями юры и триаса. Воды комплекса преимущественно гидрокарбонатно-натриевого или сульфатно-натриевого типов. Значения коэффициентов Na/Cl и SO4Ч100/Cl выше единицы, удельный вес вод близок к 1г/см3. В зависимости от фильтрационных свойств вмещающих пород дебиты колеблются от 40 до 2300 м3/сут, при динамических уровнях 36м и 52м соответственно.
Пластовые температуры достигают 27,8°С.
Водоносный комплекс девонских отложений (верхняя часть полесского горизонта) является переходным от зоны активного водообмена к зоне весьма замедленного.
Водовмещающими породами являются песчаники и известняки.
В основании комплекса залегают водоупорные верхнефаменские отложения, представленные каменной солью, чередующихся с пластами глин, мергелей и ангидритов.
Комплекс опробовался на соседней Сосновской площади в скв.23 (интервал глубин 607 - 709м). При этом получен приток пластовой воды с незначительной примесью фильтрата бурового раствора. Удельный вес воды 1,055г/см3, минерализация 85,5г/л. Вода хлоркальциевого типа сравнительно невысокой метаморфизации. Коэффициент Na/Cl - 0,95; (Cl-Na)/Mg=3,6 с высоким содержанием сульфатов: SO4 - 3,16%экв., SO4Ч100/Cl - 6,74. По химическому составу вода представляет собой рассол выщелачивания соли. Состав воды формируется за счет хлоридов натрия (Cl - 46,84%экв., Na+K - 44,83%экв.).
Температуры водоносного комплекса изменяются от 27,8°С до 42,5°С. Геотермический градиент, по результатам исследования скв.43, составляет 2°С /100м. Геотермическая ступень - 49м/1°С.
Межсолевой гидрогеологический комплекс находится в зоне весьма замедленного водообмена. Межсолевая толща сложена пористыми, мелкокавернозными, трещиноватыми доломитами и известняками.
В процессе бурения водоносный комплекс вскрыли следующие скважины 22, 50, 51, 53, 106, 107, 111, 112, 118, 119. При исследовании этих скважин дебиты изменялись от 1,66 м3/сут (скв.22) до 211 м3/сут (скв.119). Текущее пластовое давление на ВНК в скв.118 составило 33,3 МПа.
По химическому составу воды комплекса хлоридно-кальциевого типа (по классификации Сулина) с минерализацией от 332,7 кг/м3 до 344 кг/м3. Характерно невысокое содержание сульфатов (SO4) 123,4 - 285,9мг/л и преобладанием кальция над натрием. Воды комплекса высокометаморфизованы, на что указывают коррелятивные показатели: Na/Cl - 0,5-0,6; (Cl-Na)/Mg - 4,4-5,6; Cl/Br=101,64-122,5; Ca/Mg=3,8-8,76; SO4Ч100/Cl - 0,06-0,14.
Исследуемые рассолы содержат промышленные концентрации брома (1718 - 2028мг/л), йода (11,9 - 24,18мг/л), лития (17 - 52мг/л), рубидия (6мг/л), стронция (2300 - 2700мг/л), калия (3600мг/л), аммония (532 - 778мг/л).
Содержание радия в пластовой воде составляет 1,8Ч10-10г/л. Из редких элементов рассолы содержат: медь (0,6 - 0,8мг/л), цинк (11 - 12мг/л), марганец (27 - 45мг/л), бор (44 - 57мг/л), кобальт (0,4 - 0,5мг/л).
Водорастворенный газ характеризуется углеводородным составом. Содержание суммы предельных углеводородов составляет 45,5%. Основная часть углеводородных газов представлена метаном (91,3%). Тяжелые углеводороды в составе газов содержатся в количестве 4,2%. В неуглеводородной части преобладает азот - 19,3%. Содержание гелия составляет 0,08%, аргона - 0,4%.
Пластовая температура зависит от глубины залегания комплекса и составляет в среднем 62 - 70°С.
Подсолевой водоносный комплекс объединяет отложения от евлановского горизонта верхнего девона до верхнего протерозоя включительно. По литологическому составу он подразделяется на 2 толщи: верхнюю - карбонатную и нижнюю - терригенную.
Водовмещающие отложения карбонатной толщи представлены, в основном, доломитами и реже известняками.
Водовмещающими отложениями терригенной толщи являются песчаники и алевролиты с отдельными маломощными прослоями карбонатных пород.
Водоносный комплекс вскрыт скважинами 18 и 134.
При опробовании подсолевых отложений совместно воронежского и семилукского горизонтов в скв.18, в интервале 3719 - 3782м получен приток пластовой воды с примесью фильтрата глинистого раствора дебитом 16,8м3/сут. Пластовое давление на глубине 3766м составило 44,8МПа.
При опробовании семилукского горизонта в скв.134 получен приток пластовой воды дебитом 26,8м3/сут. Пластовое давление на глубине 3700м составило 42,9МПа. Воды комплекса хлоркальциевого типа.
Минерализация рассолов подсолевого водоносного комплекса составляет 406,6кг/м3 (скв.134). Величины коэффициентов Na/Cl - 0,13; (Cl-Na)/Mg - 7,98 указывают на высокую метаморфизацию рассолов подсолевого комплекса.
Формирование химического состава вод происходит, как и в межсолевом комплексе, в основном за счет хлоридов кальция, натрия, магния. Содержание хлора составляет 258843,8мг/л, кальция - 112224,0мг/л, магния - 9720,0мг/л, сульфатов - 72,0мг/л. Коэффициент сульфатности SO4Ч100/Cl составляет 0,02.
Величина содержания брома - 3789,5мг/л, йода - 7,13мг/л.
2. ОБЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРИЧИН ОБВОДНЕНИЯ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН И МЕТОДОВ БОРЬБЫ С ИЗБЫТОЧНЫМИ ВОДОПРИТОКАМИ
2.1 Причины обводнения скважин
Обводненность продукции большинства разрабатываемых месторождений Республики Беларусь является серьезной и распространенной проблемой нефтяной промышленности. Ежегодные расходы на подъем, сепарацию и утилизацию воды, сопутствующие добыче углеводородного сырья на месторождениях в поздней стадии разработки, составляют значительную долю в цене добываемой нефти.
Известно достаточное количество материалов и методов борьбы с обводнением продукции, однако их эффективность остается невысокой. Это связано с недостаточным пониманием причин поступления воды в добывающие скважины и, как следствие, с неправильным подбором материалов и технологий РИР. Достоверная диагностика причин обводнения продукции является ключом к успешному и качественному ремонту скважин. Рассмотрим основные механизмы обводнения продукции скважин.
- ВВЕДЕНИЕ
- 1.2 Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза
- 1.5 Гидрогеологическая характеристика месторождения
- 2.1.1 Негерметичность обсадной колонны, НКТ или пакера
- 2.1.4 Обводненный пропласток без внутрипластовых перетоков
- 2.1.5 Трещиноватость или разломы между нагнетательной и добывающей скважинами
- 2.1.6 Трещиноватость или разломы, связывающие нефтяной и водяной пласты
- 2.1.8 Комплексированные причины избыточных водопритоков
- 2.2 Обследование и исследование скважин
- Обводнение добывающих скважин: источники и пути поступления воды.
- 14.2.Борьба с обводнением скважин
- Причины обводнения нефтедобывающих скважин
- 1. Причины обводнения нефтяных скважин
- Характеристика вод нефтяных месторождений ( в причины обводнения)
- Тема 2.1.Причины обводнения скважин
- 6.2 Анализ обводненности продукции скважин и разработка мероприятий по её снижению
- 3.Причины обводнения нефтедобывающих скважин
- 6.1.1.Борьба с обводнением скважин