Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Природная геолого-гидрогеологическая модель 10
1.1 Природно-климатические и физико-географические особенности 10
1.2 Геолого-гидрогеологическое строение 15
Выводы по главе 1 45
ГЛАВА 2 Нефтеносность и условия разработки смольниковского и мишкинского нефтяных месторождений
2.1 Нефтеносность 47
2.2 Нефтегазогеологическое районирование 50
2.3 Характеристика Смольниковского и Мишкинского месторождений 51
Выводы по главе 2 61
ГЛАВА 3 Физико-химическая модель взаимодействия в системе «вода - порода - нефть» при разработке мишкинского и смольниковского месторождений нефти 63
3.1 Гидрогеохимические процессы в системе «вода - порода - нефть» при разработке нефтяных залежей 63
3.2 Исследования растворимости и насыщенности вод солями 68
3.3 Влияние микробиологического фактора на процессы солеобразования 79
Выводы по главе 3 81
ГЛАВА 4 Компьютерное моделирование изменения гидрогеохимических условий нефтяных месторождений в процессе их разработки 83
4.1 Общие принципы термодинамического моделирования гидрогеохимических процессов 84
4.2 Постановка задачи и исходные данные 89
4.3 Построение термодинамической модели 93
4.4 Верификация моделей 107
4.5 Прогнозирование солеобразования на основе термодинамического моделирования 109
4.6 Прогнозирование солеобразования с использованием расчетных методик... 111
4.7 Сравнение результатов прогнозирования 121
Выводы по главе 4 123
Заключение 125
Список литературы
- Геолого-гидрогеологическое строение
- Характеристика Смольниковского и Мишкинского месторождений
- Исследования растворимости и насыщенности вод солями
- Прогнозирование солеобразования на основе термодинамического моделирования
Геолого-гидрогеологическое строение
Продолжительность сильной биологической активности ультрафиолетовой радиации 100-125 дней. Преобладает солнечная, с переменной облачностью погода. Ветры в основном имеют юго-западное направление. Среднегодовое количество осадков составляет 500-600 мм. В тёплый период (выше 0С) выпадает 65-75% годовой суммы осадков. Максимум осадков приходится на июль (62-74 мм), минимум - на февраль (24-32 мм) [55, 93].
В целом, климатические условия являются благоприятными для рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере, а устойчивое увлажнение ускоряет процесс промывки и восстановления почвенно-растительного покрова при его нарушении и загрязнении в процессе эксплуатации нефтяных месторождений [92].
Рельеф
Юго-западная часть Верхнекамской нефтеносной области приурочена к Прикамской части Восточно-Европейской равнины. На большей ее части чередуются возвышения и понижения, которые в свою очередь пересечены многочисленными речными долинами, логами и оврагами.
На водораздельных пространствах территории наблюдаются три высотных уровня. Верхний уровень имеет абсолютные отметки 250 м и более (Верхнекамская возвышенность), средний - (180-220 м - Можгинская, Сарапульская возвышенности) и нижний - (140-160 м - долины рек) [55].
Особенностью развития нефтедобывающей отрасли является формирование рельефа при развитии экзогенных процессов в отдельных местах за счет активной хозяйственной деятельности. Наиболее распространены плоскостной смыв с образованием промоин в местах нарушения травяного покрова и существующих дорог, оползание, заболачивание, подтопление. При уничтожении растительного покрова возрастает потенциальная опасность развития дефляционных процессов, преимущественно на участках распространения почв песчаного и супесчаного механического состава [92]. Поверхностные воды
Поверхностные воды изучаемой территории представлены реками, прудами, озерами-старицами, болотами, водохранилищами. В гидрологическом и гидрохимическом отношении реки, особенно малые, являются малоизученными. В пределах лицензионных территорий недропользования различных нефтедобывающий компаний насчитывается более 200 различных водотоков, большинство из которых изучается в рамках программы локального экологического мониторинга [123, 124].
На территории месторождений, расположенных на севере рассматриваемой территории, выделены реки, ручьи, относящиеся к бассейнам р. Чепца, в том числе следует учитывать наличие крупных pp. Лоза, Ита, Нязь. Для месторождений центральной части интерес представляют pp. Вотка, Иж, Позимь, Нылга, Сива, а также водохранилище у г. Воткинска [27]. Для месторождений, относящихся к южной части территории, интерес представляют гидрологические и гидрохимические особенности рек, относящиеся к бассейнам pp. Кама, Иж, Кырыкмасс. На территориях месторождений имеется множество малых безымянных речек и ручьев, являющих притоками указанных выше рек.
Реки имеют смешанное питание, преимущественно снеговое, большую роль играют дождевое и подземное. Наибольший сток воды, равный 50-70% от годового, совпадает с весенним половодьем. В летнее время реки питаются подземными водами, частично дождевыми осадками. Реки - типично равнинные, для них характерно небольшое падение и неравномерное течение: в среднем и нижнем течении - спокойное, в верхнем - быстрое [76].
Эксплуатация месторождений оказывает влияние на поверхностные воды, заключающееся в увеличении концентрации загрязняющих веществ по сравнению с фоновыми значениями, не достигая при этом гигиенических нормативов [5, 72-75, 123, 127].
Почвенный покров
Территория юго-западной части Верхнекамской нефтеносной области входит в состав Нечерноземья. Преобладают подзолистые разновидности почв. Они формировались в условиях хвойных лесов на бескарбонатных материнских породах, имеют кислую реакцию. К наиболее плодородным относятся серые и темно-серые почвы. Их формирование происходило в экосистемах широколиственных и хвойно-широколиственных лесов на покровных суглинках и глинах и в условиях неглубокого залегания грунтовых вод. В отличие от дерново-подзолистых почв они содержат больше гумуса. Дерново-карбонатные, пойменные, болотные и другие почвы занимают незначительные площади. Алювильные почвы прилегают к поймам рек, а болотные - к местам с избыточным увлажнением [93].
Растительный и животный мир
По растительному покрову территория относится к таежной зоне. Зональным типом являются хвойные (ель, пихта) леса. По территории проходит полоса контакта европейской и сибирской тайги, поэтому в составе местной флоры можно найти немало представителей как европейской, так и сибирской растительности. Например, основными лесообразующими породами являются ель сибирская и финская. Они легко образуют между собой гибриды. Пихта сибирская также является представителем урало-сибирского флористического комплекса. Лесопокрытая площадь равна примерно 44% [76].
Животный мир богат и разнообразен. На территории обнаружены более 20 видов рыб, около 100 видов птиц, 30 - млекопитающих, 800 - жуков, 50 - пауков, 500 - бабочек, 200 - пчел [93].
По биоразнообразию можно судить об устойчивости экосистемы к меняющимся условиям внешней среды, в том числе и антропогенным факторам, к которым относится и нефтедобыча. Согласно исследованиям, проведенным в 1996 г. специалистами УдГУ для оценки степени нарушенности природного комплекса, природные особенности территории, попадающие в зону влияния объектов нефтедобычи, претерпевают количественные и качественные изменения в результате нефтяного техногенеза, однако, воздействие находится в допустимых пределах, то есть не превышает санитарных нормативов [123].
Характеристика Смольниковского и Мишкинского месторождений
Из приведенных данных видно, что в процессе разработки месторождения происходит опреснение попутно добываемых вод, уменьшение их плотности и изменение химического состава.
В большей степени это результат закачки речных вод, однако, на процесс снижения минерализации и изменения состава попутно добываемых вод влияет также смешение пластовых вод с другими пресными водами: солюционными или фильтратами буровых растворов.
Для разработки залежей турнейского яруса не применяется пресная поверхностная вода, однако за годы эксплуатации заметно изменился состав пластовых вод и минерализация, что может свидетельствовать о наличии его гидродинамической связи вышележащими горизонтами.
Смольникоеское нефтяное месторождение
В административном отношении Смольниковское месторождение нефти находится в основном на территории Дебесского района Удмуртской республики в 5,5 км западнее районного центра с. Дебесы и крайняя юго-западная часть расположена в Игринском районе. В контуре месторождения находятся деревни Смольники, Наговицино, Ирым.
В тектоническом отношении месторождение находится в пределах Кезско-Игринской впадины Камско-Бельского авлакогена. В пределах палеозойского структурного этажа месторождение расположено на южном окончании Кезского вала, имеющего субмеридиональное простирание и тектонический генезис (Рисунок 2.1).
Смольниковская структура по кровле пласта В-П верейского горизонта представляет собой брахиантиклинальную складку северо-западного простирания с крутым южным и относительно более пологими северо-западным, северным и северо-восточным склонами, осложненную девятью куполами различной амплитуды.
Нефтяные залежи на месторождении открыты и разведаны в карбонатных отложениях верейского горизонта (пласты В-П, В-Ша, В-Шб) и башкирского яруса (пласты А4.0, А4.1). Коллекторы сложены органогенными известняками и известняково-раковинными песчаниками. Цементирующий материал представлен разнозернистым перекристаллизованным кальцитом и составляет от 2 до 15%. По химическому составу известняки относятся к «чистым» с содержанием кальцита 90-96%, доломита 0,5-6%, нерастворимого остатка менее 1%.
В настоящее время месторождение находится в состоянии разбуривания. Разработка месторождения ведется на основе составленной в 2008 г «Технологической схемы разработки Смольниковского нефтяного месторождения» со следующими принципиальными решениями: - расчетный срок эксплуатации месторождения до 2057 г с максимальными уровнями добычи нефти 241,3 тыс. т в 2016 г., жидкости - 1056,9 тыс. т. в 2018 г., - использование растворенного газа на 95% к 2011 г.; - сохранение ранее выделенного башкирско-верейского объекта разработки; - разбуривание неохваченной разработкой площади по равномерной квадратной сетке с расстоянием между скважинами 500 м и организацией площадной очагово-избирательной системы ППД; - с целью довыработки запасов нефти бурение 13 боковых стволов (2018-2045 гг.). Гидрохимическая характеристика подземных вод В качестве агента в системе ППД на Смольниковском месторождении используется попутно-добываемые воды и воды серпуховского водоносного горизонта. Пластовые воды, приуроченные к верейским отложениям имеют минерализацию от 261-270 г/л. Воды хлоркальциевого типа, имеют плотность 1,172-1,184 г/см3. Содержат микрокомпоненты: Г от 12,61 до 15,34 мг/л, Вг" от 631,67 до 843,42 мг/л, В203 от 44,54 до 198,36 мг/л. Воды башкирского яруса имеют минерализацию 220-245 г/л. Воды хлоркальциевого типа. Плотность вод изменяется от 1,150 до 1,180 г/дм .
Содержание микрокомпонентов: Г от 6,75 до 14,57 мг/л, Вг" от 639,97 до 746,55 мг/л, В203 от 38,33 до 115,51 мг/л. Минерализация вод, приуроченных к серпуховским отложениям, составляет 260,0-263,5 г/л. Воды хлоркальциевого типа с плотностью 1,178 г/см. Воды обогащены йодом (8,21-13,47 мг/дм ), бромом (653,2-724,7 мг/дм3), бором (19,7-22,8 мг/дм3) [126, 128].
Химический состав вод серпуховского водоносного горизонта и пластовых вод нефтеносных горизонтов приведен в таблице 2.5.
Характерной особенностью геологического строения месторождений является сложность строения коллекторов, обусловленная многопластовостью, плановой и профильной неоднородностью. Добываемые нефти в основном высокой и повышенной вязкости, что обусловлено большим содержанием асфальто-смолистых и парафиновых соединений. Все это является осложняющими факторами при разработке месторождений.
Пластовые воды продуктивных горизонтов на месторождениях являются рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией от 225 до 276 г/л и плотностью от 1,158-1,188 г/см , содержат микрокомпоненты, характерные для вод нефтяных месторождений (Г, Вг", В203, NH4), воды имеют кислую и слабокислую реакцию (рН от 3,8 до 6,05). На Смольниковском месторождении для ППД применяются воды серпуховских отложений, которые схожи по составу с пластовыми; на Мишкинском месторождении для заводнения используются воды р. Сива, которые сильно отличаются по минерализации и химическому составу от пластовых вод, а также имеют слабощелочную реакцию, содержат незначительное количество нефтепродуктов и механические примеси.
Опыт разработки месторождений показывает, что закачка пресных вод приводит к значительному изменению состава попутно добываемых вод, снижению их минерализации и плотности. При закачке нижележащих подземных вод, схожих по составу с пластовыми, на данный момент разработки изменений в составе пластовых вод не наблюдается. Для изучения причин и прогнозирования возможных изменений целесообразно проанализировать гидрогеохимические процессы, протекающие при использовании различных агентов заводнения. На основании гидрогеохимических исследований возможно обоснование выбора оптимального по химическому составу агента для ППД.
Исследования растворимости и насыщенности вод солями
В рамках данной работы все многообразие возможных процессов в системе «вода - порода - нефть» было упрощено и сведено к изучению тех из них, которые согласно анализу геолого-гидрогеологической и физико-химической моделей исследуемых Мишкинского и Смольниковского месторождений являются наиболее значимыми при изменении их гидрогеохимических условий.
Моделирование включало следующее: 1) пересчет анализов основных типов вод, участвующих в процессах, при лабораторных условиях (восстановление баланса электронейтральности и устранение начального пересыщения из-за возможных погрешностей анализа); 2) насыщение раствора, соответствующего по составу закачиваемым речным водам, С02 воздуха; 3) смешение речных вод с пластовыми на поверхности (значения температуры и давления соответствуют нормальным условиям) и в пласте (пластовые условия) в различных соотношениях; 4) равновесие пластовых вод с основными минералами пород-коллекторов; 5) имитация закачки воды в пласт (смена термобарических и окислительно-восстановительных условий с поверхностных на пластовые); 6) взаимодействие в системе «вода - порода - нефть» в пластовых условиях (равновесие закачиваемой воды с минералами пластов-коллекторов и наиболее вероятными органическими компонентами); 7) имитация откачки попутно добываемых вод (смена термобарических и окислительно-восстановительных условия с пластовых на поверхностные).
После каждого этапа взаимодействий вод с породами и смены условий оценивалась вероятность выпадения осадков исходя из степени насыщенности растворов.
Конечные результаты, соответствующие вероятному составу осаждающихся солей в скважине (при подъеме попутно добываемых вод), сопоставлялись с результатами расчетов солеотложения по наиболее распространенным методикам, приведенным в главе ниже. Верификация моделей осуществлялась путем сравнения модельных результатов с реальной природно-техногенной обстановкой и натурными наблюдениями. По приведенной выше схеме моделирования также проверялась совместимость пластовых вод с другими типами вод, с целью выбора наиболее оптимального по гидрогеохимическим критериям агента СПИД.
При моделировании были использованы различные термодинамические базы данных: wateq4f.dat (для расчетов, связанных с пресными водами) и pitzer.dat (для расчетов с участием высокоминерализованных вод и рассолов) [117].
Исходный массив термодинамических параметров базы pitzer.dat был дополнен данными для микрокомпонентов, характерных для пластовых вод нефтяных месторождений, которые отсутствуют в исходной базе данных.
Создаем растворы, которые будут участвовать в исследуемых процессах: вводим название, их химический состав, значения рН и Eh.
Смешение вод производим в различных пропорциях: постепенно увеличивая процент закачиваемой воды в смеси и уменьшая процент пластовой. На каждом этапе сравниваем полученный состав с результатами химических анализов попутно добываемых вод. Однако, сравнения свидетельствуют о том, что попутно добываемые воды не являются результатом простого смешения закачиваемых вод с пластовыми, на их состав влияют процессы взаимодействия с горными породами и нефтью.
Равновесность пластовых вод относительно основных минералов продуктивных пластов оценивается с использованием функции EQUILIBRIUMPHASES: EQUILIBRIUM_PHASES Calcite 0.0 1.0 Имитация закачки воды в пласт осуществляется через смену значений температуры (REACTION TEMPERATURE), давления (PRESSURE) и окислительно-восстановительный потенциал (РЕ) (поверхностные условия меняются на пластовые): reaction temperature 1 25.0 32.0 in 7 steps 6. Имитируем взаимодействия закачиваемой воды с минералами продуктивных пластов: оцениваем равновесность вод относительно пород и вероятность выпадения минералов из пересыщенных растворов. Учет возможного взаимодействия растворов с сульфидами, которые встречаются в виде включений в продуктивных пластах, производится через окислительно-восстановительную реакцию (REDOX).
Взаимодействие с органическим веществом оценивается косвенным путем через наиболее характерную реакцию восстановления сульфатов.
Так как в карбонатных коллекторах с низкой величиной пористости, которыми представлены продуктивные пласты на исследуемых месторождениях, смешение вод возможно только в призабойной зоне пласта, где высокие скорости движения воды, либо в трещинах, то целесообразно провести моделирование процессов взаимодействия закачиваемой воды с породами, а затем произвести смешение вод полученного состава с пластовыми. При этом так же, как на этапе 3, через функцию MIX имитировать процессы смешения вод, постепенно увеличивая долю закачиваемой воды и уменьшая долю пластовой. В качестве конечного результата выбираем тот шаг смешения, на котором содержание ионов СГ максимально соответствует концентрации этого иона по данным лабораторных анализов попутно добываемых вод, поскольку для пластовых условий исследуемых месторождений ни выпадение, ни растворение хлоридов не характерно.
Имитация откачки попутно добываемых вод осуществляется аналогично этапу 5: через смену пластовых условий на поверхностные.
Оценить вероятность выпадения солей на любом этапе моделирования можно по полученным индексам насыщения (57) раствора относительно возможных минералов. Если для какого-то минерала 57 0 - раствор пересыщен относительно этого минерала и есть вероятность выпадения его в осадок. Если 57 0 - осадок выпадать не будет, так как раствор недонасыщен. Реальная угроза выпадения осадка наблюдается при значениях 57 0,5- 0,7. Таким образом, можно сделать вывод о том, какие соли могут выпадать в условиях исследуемых месторождений при их разработке с заводнением:
Прогнозирование солеобразования на основе термодинамического моделирования
Рассмотренные методы прогнозирования отложения сульфатных солей предусматривают использование в расчетах, главным образом, единичных экспериментальных значений констант произведения растворимости солевых комплексов при равновесном состоянии или же графические зависимости в весьма ограниченном диапазоне изменения температуры, давления и компонентного состава растворов, определяющих процесс солеобразования. Расчеты тремя методами привели к различным результатам, что не позволяет однозначно оценить вероятность выпадения осадка сульфата кальция.
Проведенные расчеты по различным методикам не дают однозначного ответа и не позволяют оценить вероятность выпадения сульфата и карбоната кальция из попутно добываемых вод.
Результаты двух методов из трех по оценке выпадения сульфата кальция свидетельствуют о вероятности выпадения осадка, однако согласно методу Дебая и Гюккеля раствор находится практически в равновесии, и небольшое отклонение в сторону перенасыщения может быть связано с погрешностями при расчете, а результаты расчетов по Панову, Емкову, Позднышеву говорят об отсутствии вероятности его осаждения. Метод Зверева также дал отрицательный результат, согласно этим расчетам не предполагается осадка сульфата кальция.
Расчеты вероятности выпадения карбоната кальция проводились только методом Стиффа и Дэвиса, поскольку большая часть остальных методик требует в качестве исходной информации количество углекислоты, измерения которой не проводилось в достаточном количестве. Согласно этому методу, есть высокая вероятность выпадения карбоната кальция, исходя из рассчитанных величин индексов стабильности и насыщенности.
Такие расхождения в результатах могут объясняться многими причинами. Образование солей при смешении химически несовместимых вод является сложным процессом и определяется соотношением смешиваемых растворов, термобарическими условиями и влиянием ионного состава на растворимость образующегося солевого осадка в смеси. В нефтепромысловой практике при добыче нефти приходится сталкиваться со смешением пластовых и попутно добываемых с нефтью вод, содержащих как по одному, так и по два солеобразующих иона одинаковой валентности в каждом из смешивающихся растворов, что влияет на расчеты осадкообразования солей. В связи с этим, методики расчетов, рассмотренные выше, дают большие погрешности [84, 107].
Также к ошибкам может приводить использование графиков и номограмм при расчетах, поскольку они рассчитаны для конкретных температур и давлений, которые могут отличаться от тех, для которых проводятся расчеты.
Сравнение результатов этих расчетов с модельными значениями индекса насыщения, как параметра характеризующего вероятность выпадения соли в осадок из пересыщенного раствора, говорит о том, что расчетные методики могут как завышать, так и занижать вероятность солеотложения и не позволяют дать однозначной оценки.
В случае прогнозирования посредством термодинамического моделирования погрешности в оценках могут быть вследствие недостаточной гидрогеохимической информации: отсутствие замеров СО2, H2S; отсутствие определений концентраций ионов железа, бария, стронция, соли которых часто встречаются в состава осадков; недостаточное количество замеров рН и Eh (в полевых условиях).
Задача прогнозирования солеотложения при разработке месторождений может быть решена с помощью компьютерного термодинамического моделирования. При этом есть возможность учета таких факторов как растворимость в присутствии других ионов, влияние температуры и давления, газовый состав вод и т.д.
При термодинамическом моделировании процессов, протекающих в системе «вода - порода - нефть», наиболее важны в практическом отношении следующие смешение вод, взаимодействие вод с породами (растворение минералов, выщелачивание, ионный обмен), взаимодействие вод с углеводородами (окислительно-восстановительные и биогеохимические реакции), кристаллизация солей из пресыщенных растворов.
На основании результатов моделирования можно сделать вывод, что в ходе заводнения пластов пресной водой (Мишкинское месторождение) химический состав попутно добываемых вод отличается в значительной мере от пластовых и не является результатом простого смешения пластовых вод с закачиваемыми, поскольку на его состав влияют процессы взаимодействия с пород и органическим веществом.
Согласно результатам моделирования, основными минералами, осаждающимися в пластовых условиях при закачке пресных вод (Мишкинское месторождение), являются гипс, кальцит, доломит.
В условиях резкого снижения температуры и давления, что соответствует подъему попутно добываемых вод на поверхность в скважине, в составе наиболее вероятных осадков помимо карбонатов и сульфатов сульфиды железа.
Моделирование, проведенное с целью оценки вероятности солеотложения при использовании в качестве агента СПИД на Мишкинском месторождении рассолов серпуховского яруса, показало, что попутно добываемые воды по составу практически аналогичны пластовым и будут недонасыщены относительно кальцита и в незначительной степени перенасыщены гипсом. Таким образом, вероятность солеотложения в скважинах очень мала, что говорит о совместимости этих двух типов вод.