CC BY
70
Нестеренко М.Ю., Нестеренко Ю.М.
Оренбургский государственный университет Е-mail: [email protected]
ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ И ИХ МОДЕЛИРОВАНИЕ В РАЙОНАХ ДОБЫЧИ УГЛЕВОДОРОДОВ НА ПРИМЕРЕ ЮЖНОГО ПРЕДУРАЛЬЯ
Рассмотрены техногенные изменения в подземных водах и геологической среде районов добычи углеводородов в Южном Предуралье. При разработке нефтяных и газовых месторождений неизбежны снижение пластового давления и изменение уровня пластовых вод. Доказана гидродинамическая связь водоносных горизонтов Южного Предуралья. Предложена фильтрационная модель развития депрессионной воронки в районе разрабатываемых месторождений нефти и газа.
Ключевые слова: гидрогеодинамика, сейсмология, Южное Предуралье, техногенные изменения, добыча углеводородов.
Южное Предуралье включает западную и центральную части Оренбургской области до Уральских гор, а также нефтегазоносные юго-западную часть Башкортостана и северо-запад Казахстана. В Южном Предуралье около 40 лет интенсивно эксплуатируются крупнейшее в Европе Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) и множество месторождений нефти. Высокая плотность месторождений и интенсивная их разработка вызывают изменения в геологической среде и подземных водах.
Техногенные изменения в недрах земли обычно протекают замедленно и, как правило, имеют отдаленные последствия и трудно устранимы. При добыче нефти и газа постепенно уменьшается давление в продуктивных пластах и окружающих их водоносных горизонтах. Изменения в гидро- и газодинамике обусловливают соответствующие изменения в геодинамике твердой части земной коры. Последствия техногенных изменений в земной коре могут привести к крупнейшим техногенным катастрофам и чрезвычайным ситуациям: землетрясениям, провалам земной поверхности, изменениям в балансе и качестве подземных вод зоны активного водообмена, являющихся основным источником водных ресурсов для меженного речного стока и водоснабжения.
В связи с этим необходимо прогнозирование развития гидрогеодинамических процессов с учетом техногенного воздействия (влияния добычи УВ-сырья). Это обусловливает необходимость построения модели формирования и развития техногенных изменений в пластовых водах месторождений.
Модель развития гидрогеодинамических процессов должна учитывать геологические и
тектонические особенности строения территории исследования и основываться на выявленных направлениях движения и фильтрации в водоносных комплексах месторождений.
Нижняя граница подземных вод нижнего гидрогеохимического этажа на юго-востоке Восточно-Европейской равнины (географической страны) как природного комплекса располагается в толщах кристаллического фундамента. При анализе геоэкологических условий воздействия добычи углеводородов необходимо ясно и четко представлять строение геологической среды и геодинамические процессы в ней в естественных и техногенно измененных условиях.
Геологическое строение и морфоструктура территории исследований
Район Южного Предуралья представлен типичными платформенными геологическими структурами и имеет длительную и сложную историю геологического развития. Наиболее древние породы кристаллического фундамента архейского возраста: диабазы, порфириты, гранодиориты, гнейсы, сланцы и другие метаморфические образования - имеют возраст 2500-2700±100 млн. лет [1].
По тектоническому районированию территория исследований расположена на юго-востоке Восточно-Европейской платформы на юговосточном склоне Волго-Уральской антеклизы, в зоне ее сочленения с Прикаспийской синекли-зой и Предуральским краевым прогибом. Юговосточный склон Волго-Уральской антеклизы имеет двухъярусное строение: нижний ярус -кристаллический фундамент, верхний - осадочный чехол. Фундамент сложен породами рифей-
ско-верхнепротерозойского возраста. На основе опубликованных данных и анализа результатов бурения скважин (Орд.-1, Орд.-2 и др.) нами уточнен структурный план поверхности фундамента. Поверхность фундамента характеризуется резкими перепадами абсолютных отметок кровли. В северной части (Татарский свод и Сер-новодско-Абдулинская впадина) поверхность фундамента залегает на абсолютных отметках от -1700 м до -2200 м, в юго-восточной части (Соль-Илецкий выступ) достигает от -5200 м до -7200 м, а в депрессионных зонах (Ташлинская скважина №25 - южная часть Бузулукской впадины, Урало-Сакмарский прогиб - Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение) они достигают от -5500 м до -6500 м. По данным геофизических исследований [1], поверхность фундамента в Предуральском краевом прогибе погружена на глубину 10-12 км.
В строении осадочного чехла здесь выделяются два структурных этажа: нижний - от ордовикско-силурийских до артинских включительно - и верхний - от нижнепермских кун-гурских до четвертичных. Нижний структурный этаж сложен терригенно-карбонатными породами, верхний - сульфатно-известняково-доломитовыми, сульфатно-галогенными и преимущественно терригенными [2, 3].
Продуктивные толщи ОНГКМ сформировались и были законсервированы в осадочных толщах нижнего структурного этажа (от верхнего отдела каменноугольной системы) в контуре Оренбургского вала, расположенного у северного края Соль-Илецкого свода. С севера, через узкий и глубокий прогиб, к Соль-Илецко-му своду примыкает Восточно-Оренбургское сводовое поднятие, с запада и востока район также связан, соответственно, с Бузулукской впадиной и Предуральским краевым прогибом, а на юге - с Прикаспийской синеклизой.
Гидронеосистема Южного Предуралья
В толще осадочных пород с точки зрения формирования подземных вод выделяются три структурных этажа: верхнепермско-четвертич-ный (надсолевой), кунгурский (солевой) и сред-недевонско-артинский (подсолевой). Сульфатно-галогенные отложения делят водную систему на два этажа: верхний - зону активного водообмена - и нижний (подсолевой) - с весьма замедленным водообменом.
Согласно схеме гидрогеологического районирования, составленной ВСЕГИНГЕО, рас-
сматриваемая территория входит в состав Восточно-Русского артезианского бассейна подземных вод первого порядка. В качестве гидрогеологических структур более низкого порядка выделяется Сыртовский, Южно-Предуральс-кий, частично Камско-Вятский и Эмбенский артезианские бассейны второго порядка.
В разрезе осадочной толщи Южного Предуралья по геологическому строению выделяются 4 региональных и ряд зональных водоупоров.
Геологическое строение региона обусловливает формирование 10 основных водоносных комплексов [3] (Гидрогеология СССР, т. 43, 1972).
Водоносными являются практически все выделенные стратиграфические комплексы пород -от четвертичных до ордовикско-силурийских.
В верхний этаж входят:
1. Четвертичный водоносный комплекс пресных и слабосолоноватых вод. Развит в долинах рек, на первой, второй и третьей надпойменных террасах рек Урал и Самара, по крупным речным долинам.
2. Неогеновый слабоводоносный комплекс пластовых, как правило, слабосоленых вод, развит локально, в основном по долинам рек.
3. Меловой водоносный комплекс пластовых солоноватых и пресных вод. Имеет ограниченное распространение, в основном южнее Оренбургского вала. Меловые отложения выходят на поверхность и гидрогеологически открыты.
4. Юрский водоносный комплекс пластовых солоноватых и пресных вод, имеет прерывистое распространение, в основном севернее и южнее Оренбургского вала, приурочен часто к дизъюнктивным мульдам. Породы комплекса выходят на поверхность и чаще гидрогеологически открыты.
5. Верхнепермско-нижнетриасовый водоносный комплекс, представленный скоплениями пластовых солоноватых и пресных вод. Региональные выдержанные водоупоры отсутствуют, локальные водоупоры связаны с глинистыми толщами. Породы комплекса выходят на дневную поверхность и в основном гидрогеологически открыты.
6. Верхнепермский водоносный комплекс, представленный скоплениями пластовых крепких рассолов, соленых, солоноватых и пресных вод. Водоупорными являются сульфатно-галогенные толщи гидрохимической свиты казанского яруса, развитые локально северо-восточнее и восточнее Оренбургского вала. Породы комплекса выходят на дневную поверхность и часто гидрогеологически открыты.
В нижний этаж входят:
1. Московско-кунгурский водоносный комплекс, в состав которого входят скопления порово-трещинно-пластовых крепких и весьма крепких рассолов. С этим водоносным комплексом связаны продуктивные толщи ОНГКМ и ряда месторождений нефти. Этот водоносный комплекс подсолевой водонапорной системы испытывает наибольшее воздействие от добычи углеводородов в связи со снижением пластовых давлений. Региональным водоупором, изолирующим комплекс сверху, являются сульфатно-галогенные породы кун-гурского яруса нижней перми.
2. Визейско-башкирский водоносный комплекс представлен палеокарстово-трещинно-пластовыми крепкими рассолами от тульского горизонта до подошвы верейского горизонта среднего карбона. Относительным водоупором здесь являются глинистые известняки с прослоями аргиллитов верейского (местами и каширского горизонтов) мощностью 10-30 м, имеющие региональное распространение.
3. Франско-турнейский водоносный комплекс, представленный порово-трещинно-плас-товыми крепкими рассолами от кровли кынов-ских глин до подошвы бобриковского горизонта. Региональным водоупором является толща глинисто-мергелистых отложений бобриковского горизонта на юге и частично тульского -на севере. В пределах Оренбургского вала ордовикско-верхнедевонский и франско-турней-ский водоносные комплексы гидрогеологически связаны из-за размыва девонских отложений, в т. ч. кыновского водоупора.
4. Ордовикско-верхнедевонский водоносный комплекс порово-трещинно-пластовых крепких рассолов. Региональным водоупором для этого комплекса являются глинистые породы кыновского горизонта. Этот водоносный комплекс полностью представлен на ВосточноОренбургском своде, в Бузулукской впадине и Предуральском прогибе.
Гидродинамическая связь
водоносных горизонтов
Вопрос о наличии вертикальной гидродинамической связи между водоносными горизонтами осадочного чехла Южного Предуралья до настоящего времени не имеет однозначного решения. Его решение имеет важное научное и практическое значение для охраны окружающей среды и недр, геодинамических процессов в
естественных и особенно техногенно измененных условиях, поиска и эксплуатации месторождений углеводородов.
Подземные воды верхнего этажа в основном имеют связь с грунтовыми и поверхностными водами, поэтому режим их накопления преимущественно инфильтрационный.
Наличие связи и водообмена между водоносными комплексами нижнего и верхнего гидродинамических этажей по вертикали ряд исследователей (Б.Л. Личков, Н.К. Игнатович,
Н.И. Толстихин, Е.В. Посохов, И.К. Зайцев, Е.Ф. Станкевич и многие другие) отрицают из-за наличия регионального сульфатно-галогенного водоупора. Наши исследования показывают наличие этой связи.
Подтверждением является практически прямолинейная зависимость давления в водоносных горизонтах палеозоя Бузулукской впадины от глубины их залегания [2] (рис. 1).
Большинство точек находится на линии нормального гидростатического давления (Ар=1 кг/см2 на 10 м) или в непосредственной близости от нее. Следовательно, фактическое пластовое давление в палеозойских горизонтах контролируется высотой столба воды и ее средневзвешенным объемным весом над точкой замера.
В районе ОНГКМ также наблюдается практически прямолинейная зависимость давления в водоносных горизонтах. Все водоносные горизонты нижнего этажа независимо от глубины их залегания имеют относительно близкие приведенные статические уровни. В границах месторождения средняя абсолютная отметка приведенных статических уровней до его разработки была лишь на 0-7 м выше урезов воды р. Урал в межень (73-80 м), дренирующей исследуемую территорию и под долиной которой проходит тектонический разлом.
Если учесть дополнительный напор подземных вод зоны активного водообмена на водосборе относительно меженного уровня реки, то, по-видимому, будет иметь место динамическое равновесие между верхним и нижним этапами водоносных горизонтов в естественных, продолжительное время неизменяемых условиях. Следовательно, можно сделать предварительный вывод о наличии гидродинамической связи через мощную толщу отложений солей. Она может проходить через тектонические трещины и разломы.
Сравнение статических уровней водоносных горизонтов нижнего этажа с учетом их
удельного веса и среднего удельного веса выше расположенных водоносных горизонтов на ОНГКМ и на расстояниях до 50 км, 100 км и более 100 км на север от него показало наличие гидродинамической связи его пластовых вод с водами верхнего этажа до Волго-Уральского водораздела. Сравнение приведенных статических уровней подземных вод бассейна р. Урал с уровнями примыкающих с севера подземных вод Волжского бассейна не выявляет гидродинамической связи между ними. В них свои системы вертикального и латерального водообмена. Это соответствует пластово-блоковой модели строения глубоких горизонтов слоистых геологических и водных систем платформ [4].
Анализ соотношений приведенных статических уровней водоносных горизонтов верхнего и нижнего этажей с урезами воды в реках до начала разработки ОНГКМ и месторождений нефти показывает, что они динамически связаны. Сложная система движения и водообмена в водоносном комплексе подземных вод Южного Предуралья и многофакторность воздействия на них добычи углеводородов обусловливают необходимость применения математического моделирования при прогнозировании последствий техногенных изменений в них. Наши исследования изменений в пластовых водах на разрабатываемых месторождениях углеводородов показали, что наиболее распространенным является образование в них постепенно расширяющихся гидродинамических воронок. В результате изменяются динамика и направления движения в прилегающих водоносных горизон-
тах. Их воды постепенно восстанавливают техногенно утраченное давление в гидродинамической воронке и заполняют освободившиеся объемы порового пространства при добыче углеводородов. Скорость этих процессов зависит от параметров гидродинамической воронки и водно-физических свойств водовмещающих пород.
Математическая модель развития
гидродинамической воронки
В результате интенсивной эксплуатации месторождений углеводородов, понизившей пластовое давление в нижнем этаже подземных вод региона на десятки и даже сотни атмосфер, нарушилось естественное гидродинамическое равновесие между верхним и нижним этажами подземных вод. В районе месторождений создались условия для нисходящего движения вод над его пластовыми водами и восходящего под ними, а также латерального притока с прилегающих территорий. Нами более детально изучены техногенно нарушенные динамические процессы на ОНГКМ.
На месторождении ведутся наблюдения за состоянием пластовых вод на специально оборудованных параметрических скважинах. В работах [6] по мониторингу сформировавшейся гидродинамической воронки на ОНГКМ приводятся и анализируются данные по 19 пьезометрическим скважинам, полученные в 2001 и 2004 гг.
Месторождение ОНГКМ занимает площадь около Б = 2500 км2, а уменьшение давлений в пластовых водах в результате добычи газа произошло на площади более 4000 км2. В цент-
Пластовое давление, кгс/м
, 1 ▲ 2 ♦ 3 ■ 4 ▲
Рисунок 1. Связь между пластовым давлением и глубиной залегания горизонтов.
1 - линия нормального гидростатического давления; 2 - воды пермского возраста; 3 - воды карбона; 4 - воды девона; 5 - воды карбона с техногенно нарушенным давлением.
ральной части месторождения давление пластовых вод уменьшилось более чем на 10 МПа, а в среднем - на 6 МПа. Это привело к изменению гидродинамического и энергетического балансов и накоплению потенциальной энергии. Обводнение залежи и сейсмические события, наблюдаемые в районе месторождения, свидетельствуют о происходящей разгрузке напряжений в геологической среде [5].
На интенсивно разрабатываемых месторождениях нефти в Южном Предуралье также формируются гидродинамические воронки. По нашим данным, установившиеся уровни вод сред-не-турнейского комплекса в Бузулукской впадине после разработки месторождений нефти понизились более чем на 200 м. В центральной части ряда месторождений пластовое давление уменьшилось на 10 МПа и более, образовав гидродинамические воронки диаметром 10-30 и более километров.
В связи с этим необходимы специальные исследования механизма формирования и последствий техногенных изменений и построение математической модели развития гидродинамической воронки.
Сформировавшаяся депрессионная воронка в пластовых водах карбона района ОНГКМ обусловила фильтрационный поток по латерали qт и вертикали ^ из выше- и нижележащих горизонтов (рис. 2). На рис. 2 представлена схема движения подземных вод гидродинамической воронки от периферии к центральной части с максимальным понижением пластового давления.
Допустим, что величина фильтрационного потока постоянна для всей площади фильтрации из выше- и нижележащих горизонтов. С одной квадратной единицы площади пласта-покрышки и пласта-подошвы поступает вода, расход которой (измеряемый в мм/с) обозначим q/. Благодаря инфильтрации расход по длине фильтрационного потока оказывается переменным.
Входным живым сечением является а-Ь, выходным - с-й. Рассмотрим равномерную фильтрацию, т. е. q/=q/ср=const (по всей границе продуктивного пласта сверху и снизу). Данная ситуация отражает условия уравнения Роте [7]:
Pв=const 3=Рв-Н
Яг+=ії2 ~ ^2
2 к
2L
(1)
Из (1) при заданных Ь, к1, к, q/и к можем получить транзитивный расход qт.
Для построения кривой депрессии воронки ай уравнение (1) перепишем в виде:
Pя=const 3=Р^-Н
Рисунок 2. Схема движения пластовых вод на разрабатываемых месторождениях углеводородов от периферии к центральной части
гидродинамической воронки
дт Я і ^2 -ь2
Дг + ^ - |х) = к к 2
2х
(2)
Задаваясь в этом уравнении различными х и вычисляя соответствующие им к, построим кривую депрессии к(х).
Уравнения пьезометрических уровней гидродинамической воронки (1) и (2) могут быть уточнены, если учесть, что градиент, обеспечивающий переток из выше- и нижележащих водоносных горизонтов, не постоянный и увеличивается от внешних границ к ее центру (рис. 2).
Учитывая строение пласта-коллектора, приток воды, компенсирующий падение давления, возможен по латерали ^т), по вертикали из вышележащего горизонта ^е(х) с коэффициентом фильтрации к/) и из нижележащего горизонта ^н(х) с коэффициентом фильтрации к/н).
Согласно закону Дарси приток через покрышку пласта
чВ=^- х),
^покр
(3)
где Рв - давление воды в вышележащем горизонте. Рассматриваем приток с полосы шириной 1 м и длиной (1-х). Аналогично находим приток через подошву пласта:
чН = кН Рн Ь ^ - х) .
(4)
Суммируя поток по латерали qT, через покрышку (3) и подошву (4) пласта, получим общий поток:
Ч = Чт + ^ - х) + кн“7—“ (L - х) . (5)
ёпокр ёпод
С другой стороны, по закону Дарси
Ч = wv = (1*Ь)(]А = кЬ^ , (6)
ёх ёх 4 '
где k - коэффициент фильтрации в пласте.
Приравнивая (5) и (6), получим дифференциальное уравнение фильтрации в депрессион-ной воронке месторождения:
1 / Рв — Ь /т \ 1 / Рн — Ь /т 4 11 ёЬ
Чт + кв-т—(L—х)+кн~Н—(L—х) = к^^ . (7)
ёпокр ёпод ёх
Решение k(x) дифференциального уравнения (7) есть депрессионная кривая a-d на рис. 2 в момент времени t.
Рассмотрим развитие депрессионной кривой во времени. Падение давления в результате добычи газа и воды создает движение воды к центру воронки с общим расходом Q в напорной системе. Согласно [7] общий расход Q может быть вычислен по формуле:
ческого баланса может быть оценено по формуле: Vr
t=
365 * Q
, лет,
(9)
Q = 2,73a(Ho -ho) k , lgR -lgr0
(8)
где a - мощность пласта, м; Н0 и Ь0 - пьезометрический уровень за пределами гидродинамической воронки и в ее центре, м; И, - радиус деп-рессионной воронки, м; г0 - радиус наибольшего понижения давления, м; к - коэффициент фильтрации, м/сут.
Время восстановления природного динами-
где V - объем добытого газа при начальном давлении.
Выводы
1. Добыча углеводородов приводит к падению давлений пластовых вод и нарушению естественного гидродинамического равновесия в подземных водах.
2. Выявлено наличие межпластовых перетоков вод в освободившееся при добыче углеводородов пространство в геологической среде за счет притока вод по латерали и инфильтрации из ниже- и вышележащих водоносных горизонтов.
3. Построена фильтрационная модель заполнения гидродинамической воронки пластовыми водами с учетом инфильтрации в них из выше- и нижерасположенных водоносных горизонтов на разрабатываемых месторождениях углеводородов.
4. Предложен метод оценки времени восстановления естественного гидродинамического равновесия в подземных водах разрабатываемого месторождения углеводородов на основе расчета скорости фильтрации воды к центру гидродинамической воронки и освободившегося при добыче углеводородов пространства в геологической среде.
12.05.2010
Список использованной литературы:
1. Резанов И.А. Сверхглубокое бурение. - М.: Наука, 1981. 160 с.
2. Нестеренко Ю.М., Глянцев А.В. Водоносные комплексы Бузулукской впадины и их взаимодействие // Реферируемый журнал Нефтепромысловое дело, №12, 2007. C. 30-33.
3. Нестеренко Ю.М., Глянцев А.В. Влияние объектов нефтяной и газовой промышленности на гидрогеологические системы в нефтегазоносных бассейнах. Оренбургский Научный центр УрО РАО // Сборник «Водохозяйственные проблемы и рациональное природопользование»: Часть 1. Оренбургский ун-т; Перм. ун-т и др. - Оренбург - Пермь, 2008. - С. 229-231.
4. Дюнин В.И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2000. 472 с.
5. Нестеренко Ю.М., Нестеренко М.Ю. Влияние добычи полезных ископаемых на геогидродинамику и сейсмичность в Южном Предуралье // Материалы XV Всероссийской конференции «Геологические опасности». - Архангельск, 2009 г., с. 333-335.
6. Севастьянов О.М., Захарова Е.Е. Особенности обводнения скважин и газоконденсатной залежи ОНГКМ // Газовая промышленность. 2004. - №10. - С. 80-82.
7. Чугаев Р.Р. Гидравлика: Учебник для вузов.- 4-е изд., доп. и перераб. - Л.: Энергоиздат, 1982. - 672 с.
Сведения об авторах: Нестеренко Максим Юрьевич, доцент кафедры математического обеспечения информационных систем Оренбургского государственного университета, кандидат технических наук 460018, г. Оренбург, пр-т Победы, 13, ауд. 2132, тел. (3532)372534, e-mail: [email protected]
Нестеренко Юрий Михайлович, зав. Отделом геоэкологии Оренбургского научного центра УрО РАН, доктор географических наук, доцент 460014, ул. Набережная, 29, тел. (3532) 770660, е-mail: [email protected]
