Об особенностях методики изучения карбонатных пластов-коллекторов при обосновании захоронения нефтепромысловых стоков в Пермском крае

ВЕСТНИК ПЕРМСКОГО УНИВЕРСИТЕТА

2008

Геология

Вып. 10

УДК 556.3.01:550.83

Об особенностях методики изучения карбонатных пластов-коллекторов при обосновании захоронения нефтепромысловых стоков в Пермском крае

В.А. Шардаков^', Р.А. Саблинб

а Естественнонаучный институт Пермского государственного университета, 614990,Пермь, ул. Генкеля, 4

б ООО “ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ”, 614990, Пермь, ул. Ленина, 62

Рассмотрены некоторые особенности методики изучения фильтрационных свойств карбонатных пластов-коллекторов, выявленные в процессе геологического исследования этих пластов с целью обоснования проектирования и строительства полигонов захоронения нефтепромысловых стоков в Пермском крае.

Ключевые слова: гидрогеология, фильтрация, методика, карбонатные коллекторы, захоронение промстоков.

Введение

Большинство нефтяных месторождений Пермского края находятся на поздней стадии разработки, и степень обводненности добывающих скважин достигает 70-90 %. Одной из характерных проблем этой стадии является образование значительного количества попутных вод (нефтепромысловых стоков), которые не могут быть полностью использованы в системах поддержания пластового давления (ППД) на месторождениях. В связи с этим возникает необходимость вывода части жидкости из системы ППД (на некоторых месторождениях до 500 тыс. м3 и более стоков в год). В настоящее время единственным экономически приемлемым способом утилизации нефтепромысловых стоков является размещение их в пластах горных пород на значительных глубинах [2]. Технически такой способ реализуется путем создания так называемых полигонов захоронения в пределах площади горных отводов разрабатываемых нефтяных месторождений.

В Пермском крае основным перспективным объектом захоронения излишков выводимых из системы ППД нефтепромысловых стоков является франско-турнейский карбонатный водоносный комплекс. Этот комплекс на территории Пермского края развит повсе-

местно. Неполный разрез комплекса установлен лишь на северо-западе края и на некоторых островных рифогенных массивах в Соликамской депрессии, где турнейские отложения местами размыты полностью. Франско-турнейский карбонатный комплекс отличается значительной литофациальной изменчивостью, что связано с развитием на территории края Камско-Кинельской системы палеопрогибов. На основе многолетнего геологического изучения в строении комплекса принято выделять три типа разреза: сводовый, бортовой (рифогенный) и впадинный (депрессион-ный). Слагающие комплекс породы представлены в основном известняками различного фациального состава и доломитами с линзами и прослоями алевролитов, аргиллитов и ангидритов. Характерным для комплекса является широкое развитие бортовых и островных рифогенных массивов, со структурами обле-кания которых связаны многие месторождения нефти. Мощность комплекса в районе рифогенных массивов достигает 600 м. Поэтому при закачке стоков в среднюю и нижнюю часть комплекса (фаменский и верхняя часть франского яруса) влияния на нефтяные залежи, расположенные в кровле турнейского яруса, происходить не будет. На большинстве рифогенных массивов в разрезе комплекса установлен палеокарст, что подтверждается

© В.А. Шардаков, Р.А. Саблин, 2008

прекращением циркуляции бурового раствора и провалами бурового инструмента при проходке скважин. В то же время имеется ряд больших рифов (Кокуйский, Гондыревский), на которых поглощения бурового раствора не происходило, что свидетельствует об иных фильтрационных характеристиках пород карбонатного комплекса в районе этих рифов. На большей части территории края глубина залегания кровли комплекса колеблется от 1300 до 1800 м.

Франско-турнейский карбонатный водоносный комплекс сверху и снизу ограничен слабопроницаемыми слоями пород, представляющими субрегиональные и местные водо-упоры.

В качестве нижнего (подстилающего) субрегионального водоупора рассматривается алевролитово-аргиллитовая часть тиманского горизонта. Водоупор развит практически повсеместно, за исключением ограниченных участков в северо-западной части региона, на севере и на юго-востоке. Мощность водоупо-ра изменяется от 6 до 27 м.

Верхний (перекрывающий) субрегиональный водоупор представлен глинистыми неясно слоистыми известняками в кровле турней-ского яруса и кожимскими известковистыми и тонкослоистыми аргиллитами и глинистыми алевролитами визейского яруса.

ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» длительное время проводит комплексные геологоразведочные работы по изучению возможностей захоронения нефтепромысловых сточных вод в глубокие водоносные горизонты на нефтяных месторождениях Пермского края. Конечной целью этих работ является проектирование и строительство полигонов захоронения нефтепромысловых стоков непосредственно на нефтяных месторождениях для снижения негативного влияния на окружающую среду. В процессе этих работ сложились определенные представления о методике изучения карбонатных пластов-коллекторов франско-турнейского карбонатного водоносного комплекса.

1. Стандартные методы изучения фильтрационных свойств пластов-коллекторов

Гидродинамические параметры пластов предварительно могут быть оценены по материалам геофизического исследования сква-

жин (ГИС) и петрофизического изучения образцов керна. Такие методы оценки коллекторов широко применяются в нефтяной геологии. В практике гидрогеологии специальные работы такого плана нам не известны, поэтому используются методы, приемы и наработки нефтепромысловой геологии. Материалы ГИС с учетом результатов испытаний скважин и исследования керна позволяют с достаточной точностью выделить проницаемые породы, оценить характер их насыщения, определить коэффициенты пористости. При этом согласно данным ГИС рассчитываются некоторые средневзвешенные значения параметров в прискважинной зоне. По керну определяется пористость наиболее плотных разностей (матричные блоки), которая, как правило, является заниженной.

Выделение исходя из данных ГИС в карбонатных отложениях проницаемых интервалов, определение их эффективных мощностей осуществляется по качественным признакам и количественным критериям.

Выделение коллекторов по качественным признакам. При выделении коллекторов учитываются следующие характерные признаки диаграмм ГИС:

НГК (ННК-Т) - карбонатные породы-коллекторы отличаются пониженными показаниями от вмещающих плотных пород;

ГК - интенсивность естественного гамма-излучения пород связана преимущественно с их глинистостью, признаком коллектора на диаграммах ГК являются низкие и средние значения естественной радиоактивности вмещающих пород.

Выделение коллекторов по количественным критериям геофизических параметров. Граница между проницаемыми и непроницаемыми породами характеризуется граничными (критическими) значениями фильтрационно-емкостных свойств (Кп*, Кпр*) и связанными с этими свойствами граничными значениями параметров ГИС. Породы-коллекторы (проницаемые) отличаются от вмещающих пород-неколлекторов по величине коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости, а следовательно, и по значениям геофизических параметров, отражающих эти свойства.

При выделении эффективных мощностей в карбонатных отложениях турнейского и франско-фаменского ярусов учитываются нижние пределы пористости (в %), рассчи-

танные по геофизическим данным. На основании этих данных прослои, характеризующиеся значениями коэффициента пористости ниже критических, в проницаемые (эффективные) мощности не включаются.

Определение пористости карбонатных пород. Для карбонатных пород турнейского яруса и франско-фаменских отложений коэффициент пористости рассчитывается по данным нейтронного каротажа способом двух опорных пластов. В качестве опорных пластов принимаются плотные известняки тур-нейского яруса и аргиллиты кожимского пласта. Для определения Кп используется зависимость Кп = f (А1^), полученная в результате сопоставления параметра АIng с коэффициентом пористости по керну.

Определение проницаемости. Стандартный комплекс ГИС не обладает возможностями для определения проницаемости. В этом случае используются петрофизические зависимости «проницаемость-пористость». В принципе связь между этими параметрами существует. Однако величина ее может быть различной в зависимости от ряда факторов: степени глинистости, коллекторских свойств, наличия трещиноватости и кавернозности, характера насыщения и т.д. Строится зависимость

Кпрг = /(Кп) по керну франско-

турнейского комплекса месторождения или с привлечением керна соседних площадей. Проницаемость определяется по величине коэффициента пористости, определенного на основе данных ГИС с использованием полученной зависимости.

На основании значений проницаемости карбонатных отложений, полученных по материалам ГИС и петрофизического изучения керна, можно делать только предварительные выводы о пригодности пласта для размещения нефтепромысловых стоков. Окончательный выбор пласта, прогнозные расчеты и проектирование полигона захоронения стоков возможны только на основе параметров, полученных опытным путем при выполнении закачки стоков в скважины. Геологическое исследование участков недр для захоронения нефтепромысловых стоков, включая их опытные закачки в скважины и интерпретацию всего комплекса полученных результатов, в общем случае выполняются по стандартной методике.

Определение параметров пласта по данным опытных работ опирается на метод сня-

тия кривой падения давления (гидродинамический метод) и метод установившихся закачек (гидравлический метод). Опытные работы по закачке стоков ведутся с соблюдением необходимых условий для качественного выполнения обоих методов с последующей комплексной интерпретацией полученных результатов опыта.

Метод снятия кривой падения давления (КПД). Он используется для определения гидродинамических характеристик пласта: водо-проводимости, а при наличии соответствующих условий - и пьезопроводности. Метод основан на записи кривой падения давления с помощью глубинного манометра на глубине кровли эксплуатационного горизонта (или верхних отверстий перфорации эксплуатационной колонны скважины) после прекращения закачки стоков в скважину, построении и интерпретации преобразованного графика в координатах А (АР) г ^ Л Преобразованные графики А ^ в общем случае имеют двухслойный характер. Водопроводимость пласта определяется по последнему прямолинейному участку преобразованных графиков. При этом первый (начальный) прямолинейный участок графика характеризует водопроводимость прискважинной зоны, а также позволяет найти необходимый перепад (депрессию или репрессию) давления для «соединения» при-скважинной зоны с остальной эффективной мощностью карбонатного водоносного комплекса. Расчет водопроводимости производится по формуле [1]:

0.1830 2

кш =---------м /сут.,

I

где Кш - водопроводимость пласта, м2/сут;

<2 - приемистость скважины перед остановкой, м3/сут;

/ - наклон прямолинейного участка преобразованного графика.

При добыче подземных вод (например, промышленных рассолов) водопроводимость пластов определяется по преобразованным графикам восстановления давления после откачек из скважин. Но использовать эти данные при прогнозировании работы полигона захоронения можно только для ориентировочных расчетов. Как показали результаты детальных опытно-фильтрационных работ при разведке Григорьевского и Оверятского участков Краснокамского месторождения промышленных вод, водопроводимость пла-

стов после нагнетания в скважины ниже, чем после откачек из этих скважин. Необходимо иметь в виду, что закачка недостаточно «чистой» жидкости и отбор жидкости даже в тер-ригенных коллекторах показывает большую разницу в водопроводимости пластов, а в карбонатных коллекторах эта разница еще более-существенна.

Пьезопроводность пласта может быть установлена в скважине в результате продолжительной работы по гидропрослушиванию и при наличии на допустимом удалении от нее не менее одной наблюдательной скважины. В этом случае уточнение значения коэффициента пьезопроводности возможно при проведении опытно-промышленной закачки или в процессе анализа промышленной эксплуатации полигона захоронения стоков.

Метод установившихся закачек служит в основном для выявления гидравлических характеристик работы скважина - пласт. Исследование проводится в четырех-пяти режимах от меньшего расхода жидкости к большему. Смена режимов осуществляется при увеличении расхода жидкости, закачиваемой в пласт, путем замены штуцеров в дросселирующем устройстве от меньшего диаметра к большему. Диаметры штуцеров подбираются опытным путем таким образом, чтобы репрессия на пласт увеличивалась приблизительно на одинаковую величину. Обязательным условием для каждого режима испытаний является выход работы скважины на соответствующий режим, который определяется по стабилизации приемистости. В каждом режиме начиная с пуска скважины под закачку осуществляется непрерывная запись забойного давления и температуры. Забойное давление измеряется на уровне кровли эксплуатационного горизонта. На устье скважины по электронному манометру фиксируются давление и расход закачиваемой жидкости. Время выхода на установившийся режим зависит от фильтрационных характеристик пласта. Время закачки в одном установившемся режиме должно составлять не менее трех суток.

Индикаторная диаграмма строится по данным замеров приемистости и забойного давления при работе скважины на установившихся режимах. Расчет приемистости осуществляется интегральным способом. Обработка индикаторных диаграмм проводится по принятой методике.

В случае преобладания порового или трещинного типа коллектора с хорошей проницаемостью получают прямолинейные индикаторные диаграммы. По ним определяется коэффициент приемистости скважины, рассчитываются водопроводимость (гидропроводность), проницаемость и пьезопроводность призабойной зоны поглощающего пласта. В случае доминирования трещинного типа коллектора, особенно при низкой общей проницаемости пласта, индикаторные диаграммы имеют криволинейный характер. По диаграммам дополнительно определяют начальную и текущую приемистость скважины при разных репрессиях на пласт, давление нарушения линейного закона фильтрации жидкости, давление начала раскрытия трещин и коэффициент деформации пласта.

2. Порядок проведения опытных работ по закачке стоков

Перед проведением опытных работ по закачке стоков глубинным манометром с пьезокварцевыми датчиками давления (АМТ, МИКОН, МС) измеряются пластовое давление и пластовая температура в скважине на глубине кровли эксплуатационного горизонта.

Желательно, чтобы максимальное давление на устье скважины при проведении опытных закачек стоков не приводило к гидроразрыву пласта. В обычных условиях это обеспечивается следующим образом. Давление гидроразрыва принимается равным боковому горному, которое ориентировочно определяется по зависимости Рбок. = 0.78 Ргеост. [4]. Геостатическое (горное) давление рассчитывается по формуле Ргорн. = Ну пород, где Н -расчетная глубина, м; у пород - плотность пород, т/м3 (обычно 2,5 для Волго-Уральской области).

Допустимое давление на устье нагнетательной скважины прогнозируется как:

Р = Р

уст. мах гидроразр.

— + АР 102 тр.

где у- плотность стоков, т/м3;

АРтр. - потери давления на трение в НКТ, определяются по номограмме ЗапСибНИИНП или по универсальной формуле Дарси для напорных трубопроводов, записанной относительно расхода скважины [1]:

Мя = 1.1 • 10“

Л

Н 002 й5

где А 8Н - потери напора на трение, м;

й - диаметр НКТ, м (73мм = 0.073м);

Н0 - глубина от устья до забоя НКТ (длина лифтовой колонны труб), м;

0 - дебит скважины, м3/сут;

Л - коэффициент сопротивления (при тур* з 0.021

булентном движении Л = ^03 ).

Для оценки максимальной приемистости скважины производят кратковременную пробную закачку, добиваясь максимально возможной приемистости. Опытные закачки стоков в скважину выполняются начиная с режима с меньшей приемистостью и кончая режимом с максимальной приемистостью.

Закачка в режимах должна обеспечивать увеличение приемистости приблизительно на одинаковую величину путем подбора штуцеров в дросселирующем устройстве. Минимальная продолжительность закачки в каждом режиме - не менее трех суток после выхода на установившийся режим.

КПД записывается в минимальном и максимальном режимах. Для этого в журнале закачки фиксируется расход стоков перед закрытием секущей задвижки и время закрытия секущей задвижки. Глубинным манометром записывается кривая падения давления. диаграмма КПД расшифровываетс после извлечения манометра из скважины.

3. Обработка данных

На основе записи кривых КПД строится график в координатах А (АР) г ^ г при ус-

I

ловии г <0.1Т или А (АР) г Ь------- при зна-

Т +1

чении г > 0.1Т, (где Т - продолжительность опыта, г - продолжительность восстановления).

Запись КПД глубинным манометром сопровождается измерением устьевого давления электронным манометром.

Водопроводимость карбонатных водоносных комплексов может быть определена по преобразованным графикам прослеживания давления (уровня) на забое скважины после опытных откачек (или закачек). Преобразованные графики А г ^ г имеют, как правило,

двухслойный характер. При этом первый (начальный) прямолинейный участок графика характеризует водопроводимость присква-жинной зоны, а также позволяет определить необходимый перепад (депрессию или репрессию) давления для «соединения» при-скважинной зоны с остальной эффективной мощностью карбонатного водоносного комплекса.

Последний прямолинейный участок преобразованного графика падения давления характеризует водопроводимость, от которой зависит рост давления в суммарной эффективной мощности карбонатного водоносного комплекса при эксплуатации полигона.

В II, III и IV режимах снимаются только точки индикаторной кривой.

Профили приемистости записываются в режимах записи КПД (первом и пятом). При их записи контроль чувствительности глубинного расходомера осуществляют, сравнивая результаты измерения в стволе скважины с одновременными замерами расходов устьевыми приборами.

Эффективная (принимающая) мощность пласта в районе скважины рассчитывается как суммарная мощность поглощающих интервалов по кривой приемистости.

Гидродинамические исследования в скважинах, вскрывших карбонатные коллекторы с незначительной водопроводимостью, выполняются по стандартной методике, но интерпретация их и определение прогнозных устьевых и забойных давлений имеет свои особенности. Это видно на примере опытных работ по закачке стоков в скважину №374 Гон-дыревского нефтяного месторождения.

Опытные работы и исследования на скважине выполнялись с 08.12.2003 г. по 01.02.2004 г. в четырех режимах: со штуцерами 6, 8, 10 мм и без штуцера (табл. 1).

Перед остановкой скважина работала в максимальном (без штуцера) режиме:

Тз = 14865 мин (10,3 сут). Продолжительность записи КПД (г) - 16746 мин (11.6 сут). Следовательно Тз < г, и условие г < 0.1Т, необходимое для обработки КПД в координатах АР г 1п г (без учета Тсум) не выполняется. Поэтому найденные по такому графику значения водопроводимости не могут быть приняты в качестве расчетных, т. к. не учитывается Тсум.

Таблица 1. Показатели закачки в разных режимах

Режим (штуцер) Давление Приеми- стость, м3/сут

Избыточное устьевое, МПа-1 Забойное, МПа-1

Без штуцера 149.5 313.2 500

6 мм 114.5 285.0 270

8 мм 123.7 288.7 307

10 мм 133.7 295.7 350

Без штуцера 148.0 310.8 425

На рис. 1 представлен полулогарифмический график КПД в координатах Хорнера (Джейкоба), построенный по данным, приведенным в табл. 2. Преобразованный график восстановления давления имеет четырехслойный характер. Анализ полученных результатов дает основание предположить наличие в поглощающем пласте как объекте захоронения стоков четырех условно радиальных зон вокруг скважины №374 с различными значениями проницаемости и водопроводимости.

Первый прямолинейный участок преобразованного графика снижения уровня (давления) после прекращения закачки 20.01.2004г. с приведенным дебитом 425 м3/сут характеризует водопроводимость проводящих зон ограниченной мощности, пересеченных стволом скважины (первая зона). Для этой зоны радиусом порядка 135 м от скважины №374 коэффициент водопроводимости составляет

0.68 м2/сут. Далее следует зона с более высоким значением водопроводимости (около 1.4 м2/сут). При пьезопроводности 105 м2/сут эта зона предположительно удалена от скважины на расстояние от 135 до 500 м. В третьей зоне, удаленной на 500-1400 м от скважины, наблюдается ухудшение водопроводимо-сти до 0.177 м2/сут. По-видимому, здесь развита неблагоприятная фациальная зона. В четвертой зоне, за пределами 1400 м от скважины №374, вновь наблюдается улучшение фильтрационных свойств пласта и увеличение водопроводимости до 0.55 м2/сут.

Четвертая зона оценивается в целом как основной объект, влияющий на рост давлений

в гидродинамической системе рассматриваемого водоносного комплекса. Она обеспечивает повышение давления в системе при длительной эксплуатации полигона. Для прогнозирования повышения давления в этой зоне коэффициент водопроводимости эксплуатационного пласта принимается равным 0.55

м2/сут.

Коэффициент пьезопроводности согласно опыту определения его прямыми методами принимается равным 105 м2/сут.

По данным расходометрии и термометрии зоны приемистости в стволе скважины установлены в ограниченных по мощности интервалах (в м): 1597-1604, 1607-1626, 1730-1759, 1762-1776, 1779-1803 общей мощностью 39 м.

Определение гидравлических характеристик. Гидравлические характеристики определяются по индикаторным диаграммам или путем анализа графиков, построенных с использованием относительных (дифференциальных) значений дебита закачки, приращений устьевого и забойного давлений. Рассмотрим это на примере опытных работ по закачке стоков в скважину №374 Гондырев-ского месторождения Пермского края.

За основу отсчета определения дифференциальных показателей приняты исследования на штуцере 6 мм, при котором в конце опыта (21.12.2003г.) дебит составлял 270 м3/сут, устьевое давление 114 атм, забойное давление 285 атм. Относительно этих показателей определены приращения при других условиях закачки на момент практически установившихся режимов. По абсолютным значениям показателей закачки и относительным приращениям (табл. 3) были построены графики приращения устьевых и забойных давлений, вызванного изменением расходов закачки при опытном нагнетании в скважину №374 с 08.12.2003г. по 20.01.2004г. (рис.2).

Эти графики позволяют определить возможное изменение давления при различных дебитах закачки, превышающих экспериментальные, по крайней мере, в пределах ошибок 20%, что является обычным в практике гидрогеологии. С некоторой долей условности по графикам устанавливается давление, необходимое для преодоления сопротивления в первых трех зонах фильтрационной неоднородности вокруг скважины №374 (включая потери давления в лифтовой колонне НКТ).

Рис. 1. Преобразованный график восстановления уровня давления после прекращения закачки нефтепромысловых стоков в скважину №374 Гондыревского месторождения 20.01.04 г.

Рис. 2. Графики приращения устьевого и забойного давлений в связи с изменением расходов закачки нефтепромысловых стоков при опытных нагнетаниях в скважине №374

Таблица 2. Исходные данные для построения преобразованного графика падения давления после прекращения закачки в скважине №374 20.01.2004 г.

Дата Время Рзаб. МПа-1 ЛР, МПа-1 ЛБ, м Ґ, мин Т, мин ^ яр. ^яр.

20.01.04 12:54 310.1

12:55 299.1 11.0 110 1 60072 0.99

13:00 286.7 23.4 234 6 60072 5.99 0.78

13:15 280.3 29.8 298 21 60072 20.99 1.32

13:30 278.2 31.9 319 36 60072 35.98 1.56

13:45 276.6 33.5 335 51 60072 50.96 1.71

14:00 275.4 34.7 347 66 60072 65.93 1.82

14:30 274.3 35.8 358 96 60072 95.85 1.98

15:00 273.7 36.4 364 126 60072 125.74 2.10

16:00 273.0 37.1 371 186 60072 185.43 2.27

17:00 272.5 37.6 376 246 60072 245.00 2.39

18:00 272.0 38.1 381 306 60072 304.45 2.48

21.01.04 0:00 269.5 40.6 406 666 60072 658.70 2.82

6:00 267.7 42.4 424 1026 60072 1008.77 3.00

12:00 265.8 44.3 443 1386 60072 1354.74 3.13

18:00 263.8 46.3 463 1746 60072 1696.69 3.23

22.01.04 0:00 262.1 48.0 480 2106 60072 2034.67 3.31

12:00 259.6 50.5 505 2826 60072 2699.03 3.43

23.01.04 0:00 257.0 53.1 531 3546 60072 3348.35 3.52

12:00 254.5 55.6 556 4266 60072 3983.14 3.60

24.01.04 0:00 252.0 58.1 581 4986 60072 4603.88 3.66

12:00 249.9 60.2 602 5706 60072 5211.03 3.71

25.01.04 0:00 247.9 62.2 622 6426 60072 5805.03 3.76

12:00 246.1 64.0 640 7146 60072 6386.30 3.81

26.01.04 0:00 244.5 65.6 656 7866 60072 6955.26 3.84

12:00 243.0 67.1 671 8586 60072 7512.28 3.88

27.01.04 0:00 241.7 68.4 684 9306 60072 8057.74 3.90

12:00 240.5 69.6 696 10026 60072 8592.00 3.93

28.01.04 0:00 239.5 70.6 706 10746 60072 9115.39 3.96

12:00 238.9 71.2 712 11466 60072 9628.25 3.98

29.01.04 0:00 238.2 71.9 719 12186 60072 10130.88 4.01

12:00 237.8 72.3 723 12906 60072 10623.60 4.02

30.01.04 0:00 237.3 72.8 728 13626 60072 11106.69 4.05

12:00 237.1 73.0 730 14346 60072 11580.44 4.06

31.01.04 0:00 236.8 73.3 733 15066 60072 12045.10 4.08

12:00 236.6 73.5 735 15786 60072 12500.94 4.10

01.02.04 0:00 236.5 73.6 736 16506 60072 12948.22 4.11

4:00 236.5 73.6 736 16746 60072 13095.44 4.11

Примечание: Т - приведенное время закачки,

^ - приведенное время восстановления давления после закачки, ^ = Т*^(Т +0

Таблица 3. Приращение расходов закачки, устьевых и забойных давлений при изменении режима

Базовые данные (22.12.2003г.) Показатели Дата опыта

30.12.03 09.01.04 19.01.04 17.12.03

Р - 270м3/сут Р т 306.0 350.0 425.0 500.0

Л Р т 36.0 80.0 155.0 230.0

Руст-114 ат Руст., атм 123.5 133.0 147.9 149.5

Л Руст., атм 9.5 19.0 33.9 35.5

Рзаб. - 285 ат Рзаб., атм 288.7 295.7 310.8 313.2

Л Рзаб., атм 3.8 10.7 25.8 28.2

Л Руст. - Л Рзаб.р атм 5.8 8.3 8.1 7.3

Определение перепада давления в первых трех зонах эмпирическим методом является более надежным, чем с помощью сложных и неоднозначных гидродинамических расчетов. Кроме того, указанный метод имеет запас прочности, так как с ростом давления увеличивается удельная приемистость, а также появляется возможность снизить потери давления путем кислотных обработок прискважин-ной зоны.

Характерно положение на графике (рис. 2) кривой приращения устьевого давления выше кривой приращения забойного давления. Это обстоятельство объясняется наличием в показателе устьевого давления составляющей, отражающей потери на трение в лифтовой колонне НКТ. По опыту известно, что до 70% в общей величине потерь приходится на потери в НКТ.

4. Прогноз работы полигона

Прогноз работы подземной части полигона включает прогноз изменения пластового, забойного и устьевого давления, обоснование возможной величины радиуса распространения нефтепромысловых стоков во франско-турнейском карбонатном водоносном комплексе, а также возможного загрязнения при-скважинной зоны. Практика показывает, что для трещиноватых коллекторов с низкой проницаемостью прогнозирование работы полигона, в части устьевого и забойного давления, на основе гидродинамических расчетов или моделирования представляется мало реальным и надежным. Предпочтение должно быть отдано гидравлическим характеристикам работы скважина-пласт, полученным опытным путем.

Прогноз основывается на степени обоснованности гидрогеологических параметров водоносного горизонта и методике проведения опытных работ. Кроме того, важно учитывать технические характеристики скважины, количество (объемы) и режим образования избыточных нефтепромысловых стоков в системе ППД и их закачки. Радиус распространения нефтепромысловых стоков в водоносном комплексе определяется среднегодовым расходом, а давление нагнетания зависит также от режима подачи стоков, диаметра лифтовой колонны, через которую ведется закачка стоков, и состояния призабойной зоны скважины.

Ключевыми показателями при прогнозе являются забойное и устьевое давление.

Изменение забойного давления может быть определено из следующей зависимости:

Р.

заб. прогн.

Рз

заб. э

+ ЛР„

где Р заб. эмп. - прогнозное забойное давление, определяемое гидравлическим методом, МПа;

ЛРпл. - увеличение пластового давления в гидродинамической системе франско-турнейского водоносного комплекса за расчетный период под влиянием закачки стоков, МПа;

ЛРт. = Л£пл./100 (без учета плотности сточных вод).

Для определения Рзаб.эмп. выполним экстраполяцию графика, приведенного на рис. 2, до получения проектного значения Я. В частности, для скважины №374 Гондыревского месторождения Япр — 600 м3/сут. Результаты экстраполяции отражены на рис. 3. Величина забойного давления по графику при этом дебите составляет 314.2 атм, или 31.42 МПа.

Изменение пластового давления, или уровня, проследим с помощью гидрогеологических параметров четвертой зоны по формуле

ЛЗ =

Я

пр.

4якш

1п

2.25о^

Г 2 пр.

где Япр. - проектный среднесуточный дебит закачки, м3/сут;

кш - водопроводимость (0.55 м2/сут); а - пьезопроводность (105 м2/сут); t - расчетный срок эксплуатации, сут (7300 сут, или 20 лет, - срок прогноза разработки месторождения);

Гпр. - приведенный радиус трех первых зон фильтрационной неоднородности: гпр. =

1400м.

Л$пл-

600

4 • 3.14 • 0.55

1п

2.25 -105 • 7300

14002

585.2 м; ЛРпл — 5.6 МПа.

Повышение пластового давления к концу расчетного срока составит 5.6 МПа.

Величину прогнозного забойного давления найдем по формуле:

Рпрогн. заб. Рзаб. эмп. + ЛРпл. 31.42 + 5.6

— 37.02 МПа.

Рис. 3. Графики для определения устьевого и забойного давлений при расходе 600м /сут. Значения показателей определены путем экстраполяции графиков, приведенных на рис. 2.

Аналогичным образом определим прогнозную величину устьевого давления:

Р + АР

1 уст. эмп. ' п

где Руст. эмп. - прогнозное устьевое давление, вычисляемое по графику на рис. 3 для расхода 600 м3/сут, МПа;

ЛРл - расчетное увеличение пластового давления в гидродинамической системе фран-ско-турнейского водоносного комплекса за расчетный срок под влиянием закачки стоков, МПа; ЛРпп, = Л5'пл./100 (без учета плотности сточных вод). Вычисление Л^. (м) приведено ранее.

Величина устьевого давления по графику на рис. 3 при расходе 600 м3/сут составляет 150.2 атм или 15.02 МПа.

Величину прогнозного устьевого давления найдем из выражения:

Р

1 прогн. уст.

20.62 МПа.

Руст. эмп. + АРпл. - 15.02 + 5.6 -

онного горизонта и средневзвешенной пористости (дол. ед.).

Распространение нефтепромысловых стоков во франско-турнейском карбонатном водоносном комплексе для каждой нагнетательной скважины определяется из выражения

Опп.І

ж • т • п

Радиус распространения стоков зависит от объема закачанных за расчетный период стоков, эффективной мощности эксплуатаци-

где Яст. - радиус распространения нефтепромысловых стоков в пласте, м;

Япр. - проектный среднегодовой расход стоков, м3/сут;

г - расчетный срок эксплуатации, сут; ш - эффективная мощность эксплуатационного горизонта, м;

п - средневзвешенная пористость проницаемой части пласта (дол. ед.).

Для определения радиуса распространения стоков в трещиноватых карбонатных коллекторах используется коэффициент 2. Например, для скважины №374 Гондыревского месторождения при расчетных параметрах: Япр. — 600 м3/сут; 1 — 7300 сут (20 лет); ш — 39 м;

п - 0.105 - радиус распространения стоков составит:

600•7300

= 1160 м.

3.14 • 39 • 0.105

Распространение нефтепромысловых стоков в пласте к концу расчетного срока (20 лет) при принятых параметрах пласта и среднегодовой суточной нагрузке 600 м3/сут прогнозируется в радиусе 580 м, умноженном на 2 (коэффициент для трещиноватых карбонатных коллекторов), составляет в радиусе 1160 м от скважины №374.

5. Принципиальная фильтрационная модель карбонатных комплексов на больших глубинах

За основу предлагаемой методики изучения пластов-коллекторов принимается следующая геофильтрационная модель.

Принципиальной особенностью карбонатных водоносных комплексов каменноугольных и девонских отложений на территории Пермского края следует считать то обстоятельство, что они относятся к так называемым коллекторам с двойной пористостью. Первая пористость отличается высокой проницаемостью и небольшой водопроводимостью (из-за малой мощности). Эта пористость связана, как правило, с трещинами и, реже, с карстовой кавернозностью. Именно первая пористость определяет положение в стволе скважин поглощающих интервалов, приемистость и удельную приемистость скважин. Однако «емкость» поглощения закачиваемых стоков зависит от второй пористости карбонатных водоносных комплексов.

Прямое определение фильтрационных характеристик традиционными методами (ГИС, петрофизическое изучение керна), как правило, невозможно. По-видимому, вторая пористость представляет собой систему всех видов открытых пор в пределах всей мощности карбонатного водоносного комплекса или ее части. Реально она может быть оценена в виде водопроводимости, установленной по результатам длительных откачек или закачек. Водо-проводимость следует рассматривать как интегральный показатель проводимости порово-го пространства пласта-коллектора (водоносного комплекса). Обычно водопроводимость достаточно мощных закарстованных карбо-

натных водоносных комплексов на территории Пермского края вследствие существования практически не проводящих блоков матрицы измеряется величинами порядка 10 м2/сут, что принципиально отличает глубоко залегающие карбонатные водоносные комплексы от аналогичных комплексов в зоне свободного водообмена.

В 70 -х г.г. прошлого века благодаря детальному гидрогеологическому исследованию Григорьевского участка Краснокамского месторождения промышленных вод и анализу результатов эксплуатации Оверятского водозабора подземных промышленных вод впервые удалось обосновать изложенную выше гидрогеологическую модель двух карбонатных водоносных комплексов (визейско-башкирского и франско-турнейского) [3].

Охарактеризованная гидрогеологическая модель глубокозалегающих карбонатных водоносных комплексов открывает важные практические следствия. Ствол скважины пересекают единичные водопроводящие зоны (1-5, иногда более) очень ограниченной мощности, измеряемой первыми метрами. После вскрытия скважиной водопроводимость таких зон обычно низкая и притоки в скважину при значительном понижении уровня незначительные. Однако при мощных (большеобъемных) многократных кислотных обработках удается существенно увеличить проницаемость таких зон и проницаемость призабойной зоны. Радиус проницаемых зон трещинного достаточно ограничен в плане, и радиус их локализации составляет десятки метров, в лучшем случае - 100-150 м от скважины. Проницаемая прискважинная зона в подавляющем большинстве случаев имеет гидродинамическую связь с пористым пространством (эффективной мощностью) карбонатного водоносного комплекса или с региональной гидродинамической системой карбонатного водоносного комплекса.

Заключение

Использование карбонатных пластов -

коллекторов для захоронения нефтепромысловых стоков в пределах площадей горных отводов нефтяных месторождений является для нефтяных компаний вынужденным в основном по экономическим и организационным причинам. В существующих условиях создание полигонов не требует получения зе-

мельных отводов, у разработчиков имеется фонд скважин с их углублением или без углубления, а также готовая действующая инфраструктура (энергоснабжение, трубопроводы, насосные станции и др.).

Экономически выгоднее использовать более мощное насосное оборудование и идти на высокие энергозатраты, чем в современных условиях получить участок недр с более благоприятными гидрогеологическими условиями. Во втором случае необходимо выполнить большой комплекс геологоразведочных работ, пройти государственную экспертизу геологической информации, разработать и согласовать проект, построить отдельный полигон.

Библиографический список

1. Бондаренко С.С. Изыскания и оценка запасов промышленных подземных вод / С.С. Бондаренко, Л.В. Боревский, Н.В. Ефремочкин и др. М: Недра, 1971. 244 с.

2. Порядок рассмотрения заявок на получение права использования недрами для целей строительства и эксплуатации подземных со-

Представляется, что в случае распространения карбонатных коллекторов с небольшой проницаемостью основной проблемой станет изменение подходов к методике изучения таких пластов-коллекторов, их оценке и повышению надежности гидрогеологических прогнозов работы полигонов.

По мнению автора, изложенные в статье методические разработки будут способствовать повышению надежности гидрогеологических прогнозов при геологическом изучении участков недр и проектировании полигонов захоронения стоков.

оружений, не связанных с добычей полезных ископаемых: приказ МПР России № 715 от 2.12.2004 г. М: МПР. 5 с.

3. Стрепетов В.П. Задачи и методы изучения карбонатных водоносных комплексов при разведке месторождений промышленных и теплоэнергетических вод / В.П. Стрепетов // Разведка и охрана недр. 1988. № 5. С. 43 - 49.

4. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта / П.М. Усачев. М: Недра, 1986. 120 с.

On peculiarities of the technique used to study carbonate formations-collectors for justifying the burial of effluents in Perm Region

V.A. Shardakov3, R.A. Sablinb

a Institute of Natural Sciences under the Perm State University, 614990, Perm, Genkel str., 4 b LLC «LUKOIL-PERM», 614990, Perm, Lenin str., 62

The paper regards several peculiarities of the technique used to study the filtration properties of carbonate collectors, determined during the geological research of these formations for the purpose of justifying the design and construction of burial sites for effluents in the oilfields of the Perm Region.

Key words: hydrogeology, filtration, methods, carbonate collectors, Perm Region.

Рецензент доктор геол. -минер. наук В.М. Проворов