авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Оценка гидрогеохимических условий разработки месторождений нефти и газанепско-ботуобинской нефтегазоносной области (лено-тунгусская нефтегазоносная провинция)

-- [ Страница 2 ] --

Концентрации большинства микроэлементов связаны с минерализацией ее главными ионами, поэтому их распределение в гидрогеохимическом разрезе и по напластованию согласуется с вертикальной и латеральной зональностью.

Схематические карты зональности состава и минерализации рассолов терригенного, терригенно-сульфатно-карбонатного и карбонатного комплексов представлена на рис. 1. Так высокометаморфизированные хлоридные кальциевые рассолы пользуются наибольшим распространением в карбонатном комплексе. Область их распространения в нижезалегающих комплексах постепенно уменьшается, сохраняя за собой преимущественно своды поднятий.

Наибольшим распространением во всех комплексах подсолевой формации Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области пользуются хлоридные натриево-кальциевые рассолы.

Хлоридные магниево-кальциевые рассолы были выявлены только на локальных участках в юго-западной части НБ НГО терригенно-сульфатно-карбонатного комплекса (рис. 1 б).

Область распространения хлоридных кальциево-натриевых рассолов закономерно снижается с увеличением минерализации рассолов от терригенного до карбонатного комплексов.

Ввиду промышленного значения подземных вод соленосной формации и продуктивной толщи подсолевой, их добыча на промысле должна сопровождаться извлечением полезных компонентов, что также потребует проведения предварительных НИР, а затем проектирования и строительства соответствующего производства.

 а б в Рис. 1. Схематическая карта зональности химического состава: а – терригенного;-1 а  б в Рис. 1. Схематическая карта зональности химического состава: а – терригенного; б-2 б  в Рис. 1. Схематическая карта зональности химического состава: а – терригенного; б –-3 в

Рис. 1. Схематическая карта зональности химического состава: а терригенного; б терригено-сульфатно-карбонатного; в карбонатного комплексов Непско-Ботуобинской НГО

Области распространения рассолов различных типов дизъюнктивные нарушения
кальциевые кальциево-натриевые границы НБ НГО
натриево-кальциевые магниево-кальциевые изолинии минерализации и их значение
Дн-14 точка опробования

Таблица

Состав рассолов подсолевой формации

Комп-лекс Плотность кг/см3 pH Минерали-зация, г/л Концентрация, г/л Концентрация, мг/л
Na+ K+ Ca2+ Mg2+ Cl- SO42- HCO3- Br- Sr2+ Li Rb
терригенный ю-з 1273 (58) 1225-1310 4.8 (46) 3.1-7.2 381.1 (60) 317.1-458.6 28.6 (75) 6.96-59 8.1 (66) 3.6-22.4 87.9 (76) 60.2-130.2 10.4 (76) 2.8-24.3 237.4 (60) 198.2-291.2 0.208 (50) 0.064-1.03 0.241 (43) 0.01-1.34 6 (54) 3.7-7.4 3.2 (39) 2-5.77 63.7 (36) 17-158 9.6 (36) 2-21
ц 1275 (38) 1220-1340 4.8 (38) 2.3-6.15 378.2 (37) 325.8-453.1 26.5 (39) 4.01-73 6.15 (34) 2.6-12.3 91.3 (39) 40.1-122.2 11.1 (39) 3.95-24.3 236.9 (37) 200.8-289.1 0.231 (34) 0.016-0.99 0.145 (50) 0.012-0.39 5.3 (37) 2.3-7.3 2.2 (24) 1.4-2.7 30.5 (24) 12-68 9.5 (23) 4.2-21
с-в 1257 (33) 1225-1280 4.5 (29) 3.1-7.6 358 (35) 322.5-393.5 36.4 (37) 15.3-67.1 5.2 (11) 1-42 83.4 (38) 59.4-104 6.8 (38) 2.03-16.7 227.5 (35) 205.6-249.4 0.128 (29) 0.04-0.24 0.08 (22) 0.006-0.29 3.9 (32) 2-6.3 2.2 (6) 1.3-2.8 12.4 (6) 0.9-23 2 (6) 0.05-3
терригенно-сульфатно-карбонатный ю-з 1269 (15) 1240-1310 4.7 (13) 3.5-6.4 380 (15) 335.6-434 28.6 (18) 6.95-56.6 9.3 (16) 5.6-19.6 86.3 (16) 44.8-107.7 11.1 (18) 3.6-41.5 237.4 (15) 209-270.4 0.206 (14) 0.09-0.512 0.255 (12) 0.02-0.915 5.5 (14) 2.3-7.3 4.2 (8) 2.3-6.8 73 (8) 39-136 19.3 (6) 12.5-48
ц 1266 (10) 1210-1290 4.9 (6) 2.6-5.9 386 (8) 334.4-435.3 38.8 (11) 19-75.3 7.7 (5) 2.1-11 81.5 (5) 49.8-105.2 11.7 (11) 3.4-26.8 244 (8) 208.3-271.8 0.235 (7) 0.03-0.54 0.374 (4) 0.08-0.85 4.3 (7) 3.6-6 1.7 (6) 0.8-2.7 34 (3) 5-83 17.2 (3) 0.5-55
с-в 1266 (66) 1219-1301 4.5 (57) 2.7-6.8 376.3 (73) 340.9-420.9 31.5 (83) 4-80 2.7 (24) 1.3-5.4 88 (24) 37-120 10.5 (83) 3.6-19.7 238.5 (73) 216.3-266 0.16 (65) 0.01-0.62 0.138 (44) 0.014-0.97 4.7 (68) 2.1-6.7 2.3 (22) 1.5-3.4 11.3 (22) 3.5-29 3.6 (22) 0.9-6.9
карбонатный ю-з 1285 (7) 1280-1290 5.6 (7) 4.5-7.7 379.3 (7) 347.4-392.2 16.3 (7) 11-25.8 15 (7) 5.8-19.3 96.5 (7) 90.2-102.3 9.6 (7) 7.3-11.9 234.5 (7) 218.5-244.8 0.16 (7) 0.071-0.44 0.67 (6) 0.27-0.805 5.95 (7) 5.2-7 2.4 (2) 2.2-2.6 74.7 (3) 68-88 17.6 (2) 11.7-23
ц 1290 (29) 1230-1350 5.2 (28) 2.3-6.8 404.1 (30) 321.7-493.4 17.7 (31) 3.4-60 14.6 (31) 2.3-23.2 101.2 (31) 55-192.6 12.7 (31) 4.8-19.5 250.2 (30) 201.2-302.2 0.164 (28) 0.01-0.54 0.67 (25) 0.04-1.22 5.7 (30) 3.1-7.1 2.9 (16) 2-4.3 97.7 (17) 25-184 20 (17) 7.9-42
с-в 1256 (4) 1225-1283 4.4 (4) 2.1-6.4 359.9 (4) 314.7-383.2 30.9 (8) 13.3-46.4 5.6 (6) 1.8-13 87.1 (8) 66.8-141.5 10.5 (8) 2.2-15.5 226.6 (4) 196.1-243.4 0.162 (4) 0.05-0.35 0.134 (3) 0.023-0.22 5 (4) 4.2-6 2.1 (2) 1.4-3.2 43.2 (5) 5.3-90 7.9 (5) 4.5-14

Примечание: с-з – северо-западная, ц – центральная, с-в – северо-восточная часть НБ НГО; в числителе среднее (количество анализов), в знаменателе – минимальное и максимальное значения

2. На основе численного физико-химического моделирования обоснован выбор, в качестве наиболее оптимального агента ППД, смеси высокометаморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и поверхностных водоемов в расчетной пропорции.

В практике разработки нефтяных и газовых месторождений на естественном водонапорном режиме (без использования СППД) с течением времени в попутной воде наблюдаются: 1) стабильность химического состава и минерализации; 2) уменьшение минерализации и изменение состава; 3) увеличение минерализации и изменение состава.

В случае необходимости применения заводнения при разработке нефтяных залежей происходят гораздо более сложные гидрохимические изменения, накладывающиеся на природные изменения вод. С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система: закачиваемая вода – пластовая вода – погребенная вода – нефть с растворенным газом – породы пласта. По-видимому, из всего многообразия процессов, происходящих в этой сложной системе, оказывают наибольшее влияние на состав вод и наиболее важны в практическом отношении следующие: 1) смешение вод, 2) взаимодействие вод с породами, 3) взаимодействие вод с углеводородами.

Как уже указывалось выше, для месторождений углеводородов Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области характерно отсутствие активного водонапорного режима залежи, вследствие этого смешение пластовых вод с закачиваемыми существует только на самых первых этапах эксплуатации месторождений. Поэтому при моделировании процессов происходящих при закачке в качестве агента ППД природных вод различного химического состава, рассматривался вариант, при котором вода из нагнетательной скважины осуществляет поршневое вытеснение нефти с пластовой водой без смешения с последней.

Моделирование выполнялось на базе программного комплекса HydroGeo (Букаты М.Б., 2002). В основу моделирования внутренних источников/стоков вещества в соответствии с применяемым в HydroGeo "методом констант равновесия" положено понятие элементарных реакций, совокупность которых описывает анализируемые природные процессы, а также методы равновесной термодинамики. Для учета неидеальности раствора применен метод активности Льюиса. Расчет коэффициентов активности компонентов раствора и активности растворителя-воды основан на методике Питцера.

Моделирование включало пересчет анализов основных типов вод при лабораторных условиях (восстановление баланса электронейтральности и устранение начального пересыщения из-за возможных погрешностей анализа), изменение РТ-условий на пластовые – перевод растворов в пластовые условия (имитация "перемещения" раствора на забой) и взаимодействие закачиваемых вод с условной породой пласта. После каждого из этих шагов моделировалось выпадение минералов, в отношении которых возникало пересыщение раствора.

Исходя из имеющихся анализов, состава пород и ожидаемого состава, выпадающих и растворяющихся минералов, в систему моделирования были включены ионы H+, Na+, K+, Ca2+, Mg2+, Sr2+, Fe2+, Al3+, OH-, Br-, HCO3-, SO42-, Cl-, H2O, SiO2, CO32- и CO20, а также минералы галит, кальцит, доломит, кварц, ангидрит, каолинит, хлорит, полевой шпат, сидерит, стронцианит, целестин, гипс, мусковит, биотит. Т.к. месторождений УВ НБ НГО за редким исключением не разрабатываются, то при моделировании изменение ТР-условий проводилось с нормальных (22 °С, 0,1 МПа) до пластовых +/- 2 ° и 10 МПа. Время взаимодействия «закачиваемая вода-порода-коллектор» задавалось равным 50 лет (среднее время разработки месторождений УВ).

Выполненные расчеты показывают, что закачка любых из использованных при моделировании природных вод приводит к развитию тех или иных геохимических процессов, которые должны быть учтены при обосновании выбора рабочего агента ППД. Основными минералами выпадающими/растворяющимися в пласте-коллекторе (рис. 2) являются ангидрит, гипс, галит, доломит, кальцит. В меньших масштабах также выпадают целестин (до 158 мг/л), стронцианит (до 146 мг/л), сидерит (до 119 мг/л), кварц (до 2,4 мг/л), каолинит (до 1,3 мг/л), хлорит (до 0,9 мг/л), мусковит (до 0,42 мг/л) и биотит (до 0,02 мг/л). Растворяется полевой шпат – до 5,6 мг/л.

Интересно отметь, что при моделировании закачки с использованием всех типов природных вод разреза, наблюдается масштабный процесс замещения гипса ангидритом, который подтверждается данными петрографического изучения пород-коллекторов (Т.И. Гурова и др., 1988). Средние значения пластовых температур, особенно на центральных и северо-восточных площадях НБ НГО близки к граничному значению перехода ангидритгипс, при этом прямой процесс идет во много раз медленнее в геологическом времени, чем обратный. Техногенное вмешательство человека приводит к интенсификации этого природного процесса. Помимо снижения пористости, это явление приводит к концентрированию рассолов за счет удаления части воды в структуру гипса.

Если убрать гипс, выпадающий за счет растворения ангидрита, то мы увидим, что количество гипса выпадающего за счет перенасыщения раствора ионами SO42- и Ca2+ не превышает 2,1 г/л. При этом часть из закачиваемых вод в значительной мере недонасыщена по отношению к гипсу.

Рис. 2 Выпадение/растворение минералов в процессе закачки различных типов природных вод Верхнечонского газонефтяного месторождения. М минерализация, г/л

Значение открытой пористости пород в модели задавалось равным 9 % (среднее значение для терригенных отложений). Изменение пористости в процессе моделирования закачки различных типов природных вод представлено на рис. 3. Так закачка природных вод надсолевой формации приводит к резкому увеличению пористость пород, за счет выщелачивания гатила. Основным процессом, приводящим к уменьшению пористости при закачке рассолов подсолевой и соленосной формаций, является процесс замещения ангидрита гипсом. Уменьшить это влияние можно при закачке в качестве агента ППД смеси высокометаморфизованных кальциевых или натриево-кальциевых рассолов подсолевой формации с пресными или солеными водами и рассолами надсолевой формации и поверхностных водоемов. При этом нужно учитывать необходимость удаления сульфатов при использовании рассолов надсолевой формации и обработки вод зоны аэрации бактерицидными соединениями. На рис. 3 видно, что при моделировании закачки смеси хлоридных кальциевых рассолов горизонта В13 подсолевой формации с пресными хлоридно-гидрокарбонатными кальциево-натриевыми водами реки Чоны, в пропорции 60:40 изменения пористости пород-коллекторов практически не происходит.

 Рис. 3 Изменение открытой пористости в процессе взаимодействия закачиваемых вод с-11

Рис. 3 Изменение открытой пористости в процессе взаимодействия закачиваемых вод с породой пласта коллектора. Закачиваемые воды: 1 ВЧ-37, КВ, М = 365.8 г/л; 2 ВЧ-122, В13, М = 392.7 г/л; 3 ВЧ-89, В10, М = 424.3 г/л; 4 Тлк-822, В5-8, М = 395.4 г/л; 5 ВЧ-81, Б12, М = 379.8 г/л; 6 ВЧ-53, Б3-6, М = 400.6 г/л; 7 ВЧ-70, Б1, М = 396.1 г/л; 8 Дн-1, А5, М = 445.7 г/л; 9 ВЧ-128, А3, М = 318.5 г/л; 10 Пр-139, А1-2, М = 87.02 г/л; 11 Длс-17, О, М = 3.19 г/л; 12 Дн-7, J, М = 1.22 г/л; 13 р. Чона, М = 0.36 г/л; Смесь ВЧ-122, В13 и вод р. Чоны (60:40), М = 235.8 г/л.

Процессы солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании приводят к необходимости проведения дорогостоящего ремонта, а под час и полной его замене. В процессе моделирования выявлено, что главными минералами выпадающими в нагнетательной скважине являются гипс, доломит, кальцит (рис. 4). В незначительных концентрациях выпадает ангидрит. Более масштабное выпадение минералов происходит в результате изменения термодинамических условий при поднятии на поверхность высокометаморфизированных рассолов подсолевой и особенно соленосной формаций, находящихся в состоянии предельного насыщения.

Немаловажными факторами являются термодинамические условия разработки месторождений нефти и газа. Так снижение температуры и давления может обусловить выпадение солей из подземных вод, но одновременно повысит растворимость таких минералов, как ангидрит, кальцит, доломит, целестин, которые в свою очередь могут отлагаться при росте температуры. Соответственно, любой режим эксплуатации залежей, сопровождающийся как резким снижением температуры и давления, так и их возрастанием, будет приводить к интенсивному процессу солеотложения, но в зависимости от условий эксплуатации состав выпадающих минералов будет различаться, что должно быть учтено при проектировании разработки.

 Рис. 4 Выпадение минералов в стволе нагнетательной скважины. Для обоснования-12

Рис. 4 Выпадение минералов в стволе нагнетательной скважины.

Для обоснования эксплуатационных запасов подземных вод планируемых для хозяйственно-питьевого, технического и технологического применения необходимо проектирование и выполнение поисково-разведочных гидрогеологических работ.

3. Проектирование, проведение и интерпретация результатов гидрогеохимического мониторинга водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа, возможно на базе разработанной в работе численной физико-химической модели, которая должна рассматривается как элемент экспертной системы по оптимизации методов разработки месторождений нефти и газа НБ НГО.

Весь объем осадочной толщи зоны разрабатываемого месторождения можно рассматривать как самостоятельную систему, компонентами которой являются порода, подземные воды, углеводороды. Наиболее динамичным компонентом системы являются подземные воды, состав и геохимические параметры которых отражают характеристику состояния других компонентов системы.



Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.