CC BY
62
НЕФТЕГАЗОВАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЯ
УДК 553.98:556.3,556.314
АНАЛИЗ ЗАВОДНЕНИЯ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИМ ДАННЫМ (НА ПРИМЕРЕ ПЛАСТА Ю/ ВАХСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ)
М.Б. БУКАТЫ, Т.Н. СИЛКИНА, В.Г. ИВАНОВ, С.В .КОСТЮЧЕНКО
Предложена методика обработки результатов промысловых гидрогеохимических наблюдений при эксплуатации нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления, позволяющая оценить изменение во времени состава пластовых вод, определить долю привлеченных для ППД вод в добываемой их смеси с пластовыми водами, оценить объёмные соотношения в закачиваемой в нагнета-тельные скважины смеси подтоварных и привлекаемых вод, а также значения условной относительной проводимости пласта и коэффициентов эффективности заводнения залежей на различные периоды их эксплуатации. Разработанная методика применена для прослеживания за процессом заводнения пласта Ю/ центрального участка Вахского месторождения.
Введение
В последнее время в нефтедобывающей практике эффективно используются гидрогеохимические методы для оценки сложных внутрипластовых процессов, протекающих при разработке залежей нефти. Они основаны на изучении добывающих скважин (зон реагирования), попутные воды которых изменяются под действием нагнетания в нефтеносные пласты вод систем поддержания пластовых давлений (СППД), что связано с привносом в последние флюидов, отличных по химическому составу и геохимическим параметрам от состава исходной пластовой воды [1-3]. По отдельным гидрохимическим показателям и их изменению во времени можно успешно фиксировать не только реакцию добывающих скважин на действие СППД, но и определять степень участия нагнетаемых вод в вытеснении нефти, направления и скорости их движения на различных участках залежи [4, 5]. В то же время, исключая начальный этап эксплуатации месторождений, полноценный анализ развития процессов заводнения нефтяных пластов требует либо применения индикаторных методов [6, 7], либо действия в пределах изучаемого участка только одной нагнетательной скважины, поскольку, если их несколько, выделить вклад каждой из них в обводнение добывающих скважин применяемыми методами невозможно. В этой связи в настоящей работе предлагается методика обработки результатов промысловых гидрогеохимических наблюдений, позволяющая преодолеть данное ограничение, не прибегая к специальным промысловым исследованиям.
Разработка и практическая апробация данной методики осуществлялась на примере изучения гидрогеохимичес-кой обстановки пласта Ю)1 центрального участка Вахского месторождения, проведенного на основе выполненного опробования попутных вод и обобщения имеющихся фондовых и архивных данных. Всего использовалось 176 химических анализов подземных вод по 93 скважинам, добывающим нефть из пласта Ю/, которые включают сведения по основным компонентам и параметрам раствора, а также данные по динамике закачки - извлечения и текущим деби-там - накопленным объемам воды и нефти.
Геолого-гидрогеологические условия участка
Вахское нефтяное месторождение расположено в Александровском районе Томской области и приурочено к локальному одноименному поднятию, расположенному в северной части Криволуцкого вала, который, в свою очередь, осложняет северную периклиналь Александровского мегавала.
Месторождение открыто поисково-разведочной скв. 10 в 1965 году, а в 1976 году введено в промышленную эксплуатацию. В настоящее время на нем пробурено 76 поисково-разведочных и 1166 эксплуатационных скважин.
По отражающему горизонту Б (кровля баженовской свиты), поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку субмеридианального простирания, включающую ряд обособленных локальных поднятий (Вахское, Се-веро-Вахское, Южно-Вахское, Восточно-Вахское), объединённых единым полем нефтеносности. Размеры месторождения составляют 31x15 км, при площади 480 км2 и амплитуде поднятия - 160 метров [8].
Промышленная нефтеносность месторождения связана с пластами Ю33 4, Ю3'"\ Ю>м тюменской свиты и пластами ЮЛ Ю,2, Ю,1 горизонта Ю, васюганской свиты. В литологическом отношении продуктивные резервуары представлены серыми, светло-серыми, средне-мелкозернистыми песчаниками. Залежи нефти горизонта Ю, и тюменской свиты разделяются между собой алеврито-аргиллитовыми пропластками толщиной 3-6 метров, которые, исходя из различий водонефтяных контактов по продуктивным коллекторам, обеспечивают их гидродинамическую изоляцию.
Водовмещающие породы рассматриваемого песчаного пласта Ю,1 входят в состав водоносного комплекса верхнеюрских отложений центрального участка Вахского месторождения и представлены отложениями васюганской свиты. Кроме него в пределах описываемого комплекса выделяются песчаные пласты Юг, Ю,5, разделенные аргиллитами и алевролитами, иногда с пропластками углей. Водоупорной кровлей комплекса служат аргиллиты баженовской и георгиевской свит, а водоупорной подошвой - глинистые образования нижневасюганской подсвиты. Средняя величина коэффициента открытой пористости водовмещаюших пород по горизонту Ю, составляет 0.15-0.17, а проницаемости - 0.005-0.034 мкм2.
Химический состав подземных вод месторождения в результате введения его в промышленную эксплуатацию с 1976 г. претерпел значительные изменения. В настоящее время пластовые воды представляют собой смесь исходных пластовых вод и растворов, закачивавшихся в систему ППД.
Реконструкция начального химического состава вод пласта Ю)1 проведена по данным анализа проб отобранных при испытании и опробовании разведочных скважин. Исходные пластовые воды по составу хлоридные натриевые. Их соленость изменяется от 23.8 до 45.9 г/л. Содержание С1 составляет от 14.3 до 28.0, а К'а - от 8.9 до 15.5 г/л. Повсеместно отмечается низкое содержание гидрокарбонат-ионов, не превышающее 0.5 г/л и отсутствие сульфатов. Подземные воды обогащены 1 - 7.1-32.8 и Вг - 35.4-127 мг/л. Средний химический состав исходных пластовых вод и закачиваемых флюидов, а также характерные для них геохимические показатели приведены в табл. 1, из которой отчетливо видны их значительные различия.
С начала эксплуатация месторождения осуществлялось заводнение залежей нефти пресной водой из реки Вах, что привело к неравномерному смешению природных и нагнетаемых вод, и как следствие, значительному снижению солености пластовых вод месторождения на наиболее проницаемых участках. О масштабах изменения состава вод можно судить по содержаниям макро- и микрокомпонентов, а также по характерным геохимическим отношениям.
Таблица 1. Средний химический состав природных, нагнетаемых и попутных вод
Тип вод Содержание, г/л Коэффициенты Число определений
М С1 нсо3 Са Мд N8 гСа/ гМд гЫа/ гС1 1/Вг
Природные пласта Ю,' 29.1 17.6 0.39 0.62 0.175 10.6 2.2 0.93 0.27 5
Вода р. Вах 0.08 0.00 0.043 0.01 0.002 0.002 3.2 2.24 11.0 1
Пластовые сеноманских отложений 10.5 6.3 0.17 0.27 0.031 3.78 5.3 0.92 0.14 11
Попутные воды в 1979-1984 гг. 21.3 12.3 0.44 0.65 0.193 7.4 5.3 0.92 1.09 32
Попутные воды в 1985-1990 гг. 17.3 10.4 0.33 0.68 0.173 5.8 3.8 0.86 0.48 92
Попутные воды в 1991-1997 гг. 17.8 10.6 0.40 0.69 0.105 6.0 5.9 0.88 0.14 32
Пропорционально изменению минерализации пластовых вод содержания С1 и № в водах до начала 90-х годов также уменьшаются. На протяжении всего времени эксплуатации месторождения отмечается рост концентраций Са от 0.65 до 0.69 и уменьшение содержаний от 0.19 до 0.11 г/л в попутных водах.
Вместе с тем, в период с 1978 по 1984 г. гСа/г\^ и 1/Вг показатели увеличиваются соответственно до 5.29 и 1.09, по сравнению с природными водами, где они составляют в среднем 2.18 и 0.27, а затем в 1985-1991 гг. снижаются до 3.78 и 0.48, за счет начавшейся в этот период закачки в СППД сеноманской воды. С этим же связано незначительное повышение с начала 90-х гг. солености воды, в среднем до 17.8 г/л и изменение геохимических параметров в направлении сближения с водами сеноманских отложений.
Методика оценки параметров заводнения
Изменения состава пластовых вод, наблюдаемые в процессе эксплуатации месторождения, позволяют выделить добывающие скважины, реагирующие на нагнетание растворов СППД. Изменение любого устойчивого* показателя (минерализации, концентрации компонента, значения гидрогеохимического коэффициента и т.п.), характеризующего химический состав воды, закачиваемой в СППД, природной пластовой воды и добываемой попутной воды, являющейся их смесью, выражается соотношением
*не участвующего во вторичном минералообразовании, ионном обмене, сорбции и биогенных процессах
VC +V С
Q _У Т ' IU H.'l
к+к,
где Сс„ - величина показателя в смеси пластовых и нагнетаемых вод, добываемой вместе с нефтью, С, и С„ - средние значения того же показателя в закачиваемых в пласт растворах ППД (смесях подтоварных и привлеченных речных или сеноманских вод) и в пластовых водах, соответственно, К - объём участвующих в смешении вод, закачиваемых в ('ППД. и VIU - объём природных пластовых вод, участвующих в смешении. На основе данного соотношения можно определить долю привлеченных для ППД речных или сеноманских вод в добываемой их смеси с исходными водами пласта, которая составляет, для каждой эксплуатационной скважины / [4],
С -С
_ см j т J
' ~ С -С .
? Ill J
В проведенных расчетах использовались средние составы исходных пластовых и нагнетаемых вод с учетом закачки до начала 90-х гг. - вод реки Вах, а затем пластовых вод сеноманских отложений. Учитывая реальное наличие данных по составу попутных вод, эксплуатация месторождения условно разбита на этапы: 1976-1984,1985-1990,1991—середина 2002 гг., для каждого из которых данные по CaiJ усреднялись. Для первого этапа в качестве Ст использовался начальный средний состав вод пласта KV (см. табл. 1), а для последующих этапов - средние составы попутных вод предыдущего этапа.
Если принять, что в пределах рассматриваемого отрезка времени суммарный объем добытой нефти полностью замещается в пласте привлекаемыми для закачки в СППД речными или сеноманскими водами, то их средняя доля в смеси подтоварных и привлекаемых вод, закачиваемой в нагнетательные скважины, может быть приближенно оценена как
V -V
//,/7.7 в
А,
F
где Уил, - приведенный к пластовым условиям суммарный объем нефти, добытой из пласта за рассматриваемый период, У, - общее количество попутных вод, извлеченных из добывающих скважин, и У, - суммарный объем закачки воды в пласт за этот же период.
Для оценки безразмерной величины условной относительной проводимости пласта в различные периоды эксплуатации месторождения использовалось соотношение:
Р:
* V +У
и т
где К - объем нефти, добытой из эксплуатационной скважины за рассматриваемый период; Упв - объем добытых вместе с нефтью попутных вод.
В нефтепоисковой практике для оценки эффективности заводнения залежей нефти пользуются выражением [5]:
V -V
ни.- ?/•,■«
тг __ за к
Кэф
V■
зак
где Уж - количество воды, закачанной в пласт за определенный период, У„ - количество воды, извлеченной за этот же период, приведенные к условиям пласта.
Использование этой зависимости крайне затруднено, поскольку в реальных условиях доля общего объема закачки, приходящаяся на компенсацию отбора флюидов каждой из добывающих скважин, неизвестна. Поэтому, принимая, что закачка вод в СППД за рассматриваемый достаточно продолжительный период приближенно соответствует суммарному отбору флюидов из пласта, получаем:
/ -
эф V
юн II
>
где У„ - объем нефти, извлеченной вместе с водой из той же добывающей скважины, приведенный к пластовым условиям. В последнем соотношении учитываются данные только по каждой из добывающих скважин, что не требует трудоемких специальных промысловых работ по определению необходимых параметров и выполнения сложных расчетов по блокам, включающим как эксплуатационные, так и нагнетательные взаимодействующие скважины.
Таким образом, для каждого из рассматриваемых временных этапов выполняемые расчеты включают последовательное определение долей подтоварных и привлекаемых для ППД речных или сеноманских вод в закачиваемых в нагнетательные скважины растворах, затем долей привлеченных в добываемой их смеси для каждой эксплутационной скважины и, после этого, величин условной относительной проводимости пласта и коэффициентов эффективности заводнения залежи рассматриваемого нефтяного пласта. С учетом изменения среднего состава вод в пласте на каждом из этапов аналогичные расчеты поэтапно повторяются вплоть до конечного момента времени.
Полученные результаты
Исходя из имеющихся в распоряжении данных по составу попутных вод, полученных при промысловых исследованиях на центральном участке Вахского месторождения, и состава привлекаемых для заводнения вод, в качестве расчетного "устойчивого" параметра использованы величина минерализации и содержания хлорид-иона промысловых растворов. По расчетным данным построены карты минерализации вод пласта, концентраций хлорид-иона и карты отражающие доли нагнетаемых вод в пластовых водах горизонта Ю,1 для каждого из принятых в расчетах периодов эксплуатации месторождения.
Анализ карт минерализации показал, что в период 1976-1984 гг., когда для поддержания пластового давления привлекались пресные речные воды, на общем геохимическом фоне, составляющем 15—20 г/л, сохранились участки максимальной минерализации, значения которой достигают 25-27 г/л и более по группе скважин в северо-восточной (скв. 301, 326, 316), северо-западной (скв.306, 341) и центральной (скв. 274, 213 и 229) частях изучавшейся территории. Минимумы минерализации определяют зоны опреснения связанные с нагнетанием пресной воды. Такие зоны имеют локальный характер и прослеживаются по добывающим скв. 297, 285 в центральной части района и скв. 322 в его се-веро-западной части. На этих участках природные воды разбавились в 2-2.5 раза по сравнению с исходной пластовой водой, достигнув минерализации 10-12 г/л.
В последующий период (1985-1990 гг.) области пониженной минерализации охватывают все большие площади во-донасыщенной части пласта ЮЛ Фоновые значения минерализации составляют уже 12-15 г/л. Изоминеры 17-20 г/л приобретают локальный характер, оконтуривая участки добывающих скв. 201, 229, 230, 184, 154, 384 в центральной и западной частях площади. Максимальные значения минерализации, достигающие 30-45 г/л, в этот период сохраняются лишь в ограниченных зонах на крайнем севере, востоке и юге центрального участка месторождения.
После привлечения для ППД пластовых вод сеноманских отложений, в период 1990-1997 гг., геохимический фон составляет в среднем уже 15-18 г/л, что выше, чем в предыдущий этап эксплуатации месторождения. Изоминеры 25-30 г/л в это время оконтуривают скв. 290, 232, 182 и 406 в восточной и южной частях месторождения, где влияние нагнетаемых вод оказывается ничтожно малым. В центральной и северо-западной частях исследуемой территории в это время фиксируются зоны максимального промыва вблизи скв. 343, 308, 595, 604, 201 и 139, где минерализация вод не превышает 12-10 г/л.
Изменения солености пластовых вод за период интенсивной эксплуатации месторождения позволяет говорить об общей направленности их разбавления привлекаемыми пресными и относительно маломинерализованными сенома-нскими водами в западной и центральной его частях при частичном сохранении природных вод на северо-востоке.
В последний период, прослеженный до середины 2002 г., изменение объемов и темпов добычи привело к частичному восстановлению исходного геохимического фона пластовых вод на отдельных участках рассматриваемой части месторождения и вместе с тем сохранению областей с нарушенным гидрогеохимическим режимом. Например, по карте концентрации хлорид-иона в пластовых водах в период 1997-2002 гг. (рис. 1) можно судить, что на наиболее проницаемых участках изменение динамики работы скважин на месторождении вызвало подток пластовых вод из законтурных частей залежи. Свидетельством протекания такого процесса является мозаичность распределения концентраций хлора в подземных водах и разбавление подземных вод до 12-15 г/л. Области максимального разбавления занимают на данном этапе южные районы и ло-кально оконтуривают площади размещения добывающих скважин на северо-востоке и востоке центрального участка Вахского месторождения. На этом фоне выделяются минимумы с содержанием хлорид-иона в подземных водах менее 10-12 г/л, оконтуривающие, например, скв. 387 и 647, и максимумы, где концентрации хлоридов в водах достигают 17.5-20 г/л. Последние сравнимы с их содержанием в пластовых водах до начала эксплуатации месторождения и прослеживаются по локальным участкам, протягивающимся в виде цепочки субмеридианального направления через скв. 355, 286, 658, 696, 698, 719 и 743 на северо-западе и в центре рассматриваемой части месторождения, и по скв. 652, 245, 725 и 405 на его северо-востоке и юго-западе.
Кроме того, на крайнем северо-западе центрального участка месторождения фиксируются области с низким содержанием хлорид-иона в водах, которые сохранили геохимический фон, сложившийся за предыдущие периоды эксплуатации месторождения, когда в СППД закачивались пресные воды р. Вах.
Анализ карт по долям нагнетаемых пресных и сеноманских вод показал, что в различные периоды эксплуатации месторождения обнаруживается унаследованность в расположении минимумов и максимумов заводнения пласта KV (рис. 2). Начиная с 1984 г. область опреснения пластовых вод распространяется на северо-западные районы центрального участка Вахского месторождения и сохраняется в последующие этапы его разработки. В последующие этапы области максимального разбавления пресными водами, фиксируемые в центре изучавшейся территории, смещаются в юго-восточном направлении от скв. 224 и 226 в период 1984-1990 гг. к скв. 201 и 215 в 1997 г. В восточной части территории зоны опреснения пластовых вод сохраняются в тече-ние всего периода эксплуатации месторождения.
Расчеты показали, что на участках наименьшего разбавления пресной водой доля нагнетаемых вод составляет 0.2-0.25, а на участках наибольшего разбавления - 0.5-0.65 и более. Если в 1976-1984 гг. области, где доля пресных вод в смесях не превышала 0.2, занимали всю северо-восточную часть и островные участки в центральной части изучавшейся площади, то с 1990 г. они ограничиваются уже единичными скв. 563, 377, 230, 394, 154. Практически не промытые области сохранились лишь в восточной части района, например, вблизи скв. 290 и 232. Наиболее промытые зоны простираются с северо-запада на юго-восток. В их пределы попадают скв. 308, 595,604, 201, 215 и 139, по которым доля закачиваемой воды составила свыше 0.8.
371
,Г8 ^
507 ; -щ* 5
* ............Сс^е^й'.^н;-.!; \лора. мил
Рис.1. Содержание хлора в пластовых водах горизонта Ю/ центрального участка Вахского месторождения <2002 г.), мг/л
Рис. 2. Доля нагнетаемых пресных и сеноманских вод в пластовой воде горизонта Ю центрального участка Вахского месторождения (2002 г.), д.е.
По расчетным значения условной относительной проводимости пласта и анализу соответствующих схематических карт, отражающих изменчивость фильтрационных характеристик пласта, с учетом вышесказанного, можно сделать вывод, что водовмещающие породы пласта Ю|' характеризуются изменяющейся по площади гидропроводностью и выделить области повышенных её значений, отмечаемые на северо-западе и в центре изучавшейся территории, и более низких - на восточных её участках. Данные выводы находят подтверждение при сравнении рис. 1 и 2, из которых четко видно совпадение зон максимального промыва пласта в период интенсивной эксплуатации месторождения к 2002 г. и зон с аномальным геохимическим фоном природных вод за счет снижении их минерализации. Кроме того, намечается определенная динамика в изменении гидродинамической структуры, характеризующаяся снижением относительной гидропроводности пласта во времени. Такие изменения носят избирательный характер и способствуют выравниванию неоднородности фильтрационных свойств пласта, за счет протекающих в нем вторичных геохимических процессов, вероятно, прежде всего, вторичного минералообразования, и общей эволюции процесса обводнения в сторону увеличения эффективности вытеснения нефти водой с увеличением времени разработки месторождения.
Полученные в результате проведенных расчетов данные по относительной про-водимости пласта и коэффициентам эффективности заводнения залежи приведены в табл. 2.
В то же время, наряду с положительным эффектом от снижения неоднородности пласта, такие явления должны неизбежно обострять проблемы вторичного солеотложения [2, 5], обычно наблюдаемые в призабойной зоне и в стволе добывающих скважин, в частности на поверхностях внутрискважинного оборудования, а также в насосах и трубных коммуникациях первичной системы сбора и транспортировки продукции.
Таблица 2. Результаты расчетов на середину 2002 г
№ скв. С1, г/л О к* № скв. С1, г/л О Р„
107 14.18 0.30 0.20 0.029 274 15.24 0.21 0.20 0.010
127 16.66 0.08 0.06 0.002 302 15.07 0.22 0.15 0.002
1430 15.95 0,14 0.10 0.016 302 8.86 0.77 0.51 0.008
1444 12.76 0.43 0.27 0.010 304 15.07 0.22 0.15 0.001
1444 11.34 0.55 0.49 0.006 324 17.37 0.02 0.01 0.000
146 12.76 0.43 0.32 0.046 654 17.37 0.02 0.02 0.001
179 11.52 0.54 0.43 0.016 654 15.42 0.19 0.17 0.010
179 13.12 0.40 0.32 0.012 654 16.13 0.13 0.12 0.007
179 12.23 0.47 0.38 0.015 654 17.55 0.00 0.00 0.000
179 14.71 0.25 0.20 0.007 654 14.71 0.25 0.23 0.014
180 14.18 0.30 0.24 0.015 658 15.24 0.21 0.14 0.004
180 15.78 0.16 0.13 0.009 665 12.94 0.41 0.24 0.012
180 14.53 0.27 0.21 0.015 665 8.51 0.80 0.49 0.022
180 13.65 0.35 0.28 0.016 668 14.00 0.32 0.28 0.020
180 14.18 0.30 0.21 0.013 669 15.07 0.22 0.18 0.008
183 11.88 0.51 0.43 0.001 669 6.38 0.99 0.76 0.040
183 14.53 0.27 0.23 0.001 669 11.52 0.54 0.43 0.024
183 11.70 0.52 0.45 0.002 672 14.53 0.27 0.20 0.029
183 12.41 0.46 0.39 0.002 672 14.71 0.25 0.19 0.017
183 10.99 0.58 0.50 0.002 672 15.24 0.21 0.16 0.014
183 11.70 0.52 0.43 0.002 675 17.19 0.03 0.02 0.001
183 13.83 0.33 0.28 0.001 675 8.33 0.82 0.59 0.027
188 5.32 1.09 0.71 0.071 676 9.93 0.68 0.65 0.009
195 13.12 0.40 0.34 0.009 676 11.52 0.54 0.52 0.007
195 13.83 0.33 0.29 0.008 676 13.47 0.36 0.36 0.005
195 16.66 0.08 0.07 0.002 695 6.91 0.95 0.55 0.092
195 14.36 0.29 0.25 0.006 698 14.36 0.29 0.17 0.035
195 15.07 0.22 0.19 0.005 711 15.60 0.18 0.11 0.008
195 14.71 0.25 0.21 0.005 711 13.65 0.35 0.24 0.015
231 12.58 0.44 0.31 0.029 722 15.07 0.22 0.20 0.012
232 10.64 0.62 0.42 0.011 730 15.42 0.19 0.14 0.003
257 7.27 0.91 0.62 0.016 730 10.64 0.62 0.46 0.008
274 16.66 0.08 0.07 0.007 746 12.94 0.41 0.29 0.015
274 14.18 0.30 0.25 0.042 746 14.18 0.30 0.21 0.010
274 15.07 0.22 0.19 0.019
324
663
304
302
О-"4 С О
2?4 " *
I
'654
ш
швЬ
1И1
о уэ
ШШЩШШШЯШ
о.ь
.'V
5179
С '
||р
Условные обозначения: I
» скважины эксппутационнью '
; ф-
Коэффициент эффективности Г заводнения пласта Ю1-1 >
; - - — I " " : "
2
127
10?
• - с :
1430
Рис. 3. Эффективность заводнения горизонта Ю/ центрального участка Вахского месторождения (2002 г.)
По расчетным значениям коэффициента эффективности проведена оценка качества заводнения пласта К): нефтяной залежи центрального участка Вахского месторождения (рис. 3). Значения этого коэффициента показывают, какая доля от общего объема воды, закачанной в СППД, расходуется на вытеснение нефти, добываемой скважиной, по которой осуществляется расчет, которую она замещает. В результате установлено, что максимальный эффект от заводнения получен в центральной и северо-восточной части рассматриваемой территории. Между ними на северо-западе, северо-востоке, в центральной зоне и на юге мозаично располагаются зоны с минимальной эффективностью заводнения, ориентированные с северо-запада на юго-восток. При этом повышенные значения коэффициента эффективности характерны для участков со средней и высокой гидропроводностью, а его пониженные величины во всех случаях связаны с зонами низкой проводимости вод пласта. Аналогичные зависимости прослеживаются также с уровнем опреснения вод пласта и долей нагнетаемых в него привлеченных вод. Следует отметить, что данные результаты относятся только к добывающим скважинам, по которым за рассматриваемый период были получены данные о составе попутных вод.
Выводы
Предложенная методика существенно расширяет возможности практического применения гидрогеохимических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений и позволяет перейти от преимущественно качественного их использования [5] к конкретным количественным оценкам. Её применение позволяет без привлечения дополнительных исследований прослеживать за перемещением нагнетаемых в СППД вод, качественно оценивать фильтрационные свойства водонасыщенной части пласта и определять эффективность заводнения применительно к каждой эксплуатационной скважине. При этом следует иметь в виду, что никакими другими существующими методами, за исключением достаточно дорогостоящих индикаторных исследований, получение такой информации невозможно.
Для полноценного применения методики оценки параметров заводнения по гидрогеохимическим данным и повышения точности и достоверности получаемых с её помощью результатов необходима корректировка регламентов режимных наблюдений за составом попутных вод, используемых в настоящее время. Такие наблюдения должны выполняться в виде периодических "разовых" (не более чем за 1-2 мес.) акций, раздельно по каждому из разрабатываемых пластов и с периодичностью, определяемой исходя из реальных потребностей в переоценке параметров и эффективности их заводнения, но не реже чем раз в 2-3 года. При этом важна полнота охвата скважин, находящихся в режиме эксплуатации на время проведения опробования, и реализация наблюдений по 2-3 устойчивым показателям состава попутных вод, выбранным исходя из реальных геохимических типов промысловых вод месторождения. Для условий Западной Сибири в качестве таких показателей могут быть рекомендованы СГ, Mg2+ и минерализация попутных вод, причем последняя может определяться, как в лабораторных условиях, в частности по срому остатку, так и путем несложного инструментального изме-рения электропроводности с помощью карманного солемера in situ, что особенно важно для выполнения внеплановых экспресс-оценок текущей ситуации.
Полученная характеристика эффективности заводнения нефтяной залежи пласта KV центральной части Вахского месторождения может использоваться для корректировки работы СППД и планирования технических мероприятий, направленных на повышение эффективности добычи нефти.
Работа выполнена при поддержке Российского фонда фундаментальных исследовании (гранты № 02-05-64623 и 02-05-81014).
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разведке и разработке нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1979.- 244 с.
2. Кащавцев В.Е., Гаттенбергер Ю.П., Люшин С.Ф. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. - М.: Недра, 1985. - 215 с.
3. Методическое руководство по гидродинамическим, промыслово-геофизическим и физико-химическим методам контроля разработки нефтяных месторождений. РД-39-1^-91. - М.: Миннефтегазпром, ВНИИ, 1991. - 540 с.
4. Карцев A.A., Никаноров A.M. Нефтегазопромысловая гидрогеология. - М: Недра, 1983. - 199 с.
5. Кащавцев В.Е. Использование гидрогеохимических показателей при оценке эффек-тивности заводнения залежей нефти //Добыча, подготовка, транспорт нефти и газа. Материалы 2-й научно-практической конференции. - М„ 2000. - С. 27-29.
6. Хозяинов М.С., Тренчиков Ю.И. Использование индикаторов для решения геолого-промысловых задач. // Геоинформатика. - 2001. - №3. -С. 40-46.
7. Сокологский Э.В., Соловьев Г.Б., Тренчиков Ю.И. Индикаторные методы изучения нефтегазоносных пластов. - М.: Недра, 1986. - 157 с.
8. Геолопя нефти и газа Западной Сибири. / А.Э. Конторович, И.И.Нестеров и др. - М.: Недра, 1975. - 680 с.
The technique of processing of outcomes trade hydrogeochemical of supervision is offered at exploitation of oil-fields with maintenance of reservrir pressure permitting to estimate a time history of a structure of edge water, to define a fraction attracted for MRP of waters in their extra'ted mixture with pore waters, to estimate volumetric ratio in a mixture, injected in injection hole, of commercial and attracted waters, and also /alue of conditional relative conductivity of a seam and effectiveness ratio of a flooding of reservoirs on different periods of their exploita-tior The designed technique is applied for go-devil tracing behind process of a flooding of a seam Ю/ of a central segment Vah of a field.
