CC BY
2DOI: 10.24412/2619-0761-2022-3-14-24 УДК 622.691.24
ИСТОЧНИКИ ОРОШЕНИЯ КАРАДАГСКОГО ПОДЗЕМНОГО ГАЗОХРАНИЛИЩА
Аббасов ГА, Атакишиева НА, Алиева Н.В.
SOCAR «Научно-исследовательский проектный институт нефти и газа», Баку, Азербайджан
Аннотация. Заводнение более 25 % горизонтов Vila и VII Карадагского месторождений, используемых в качестве подземного хранилища газа, привело к снижению действующих объемов данных объектов в качестве хранилища газа к 01.01.2011. Если заводнение продолжится, значительная часть порового объема объектов VII + Vila останется вне активной разработки хранилищ газа. Поэтому выявление источников затопления Карадагского подземного хранилища газа и предотвращение этого процесса в настоящее время является актуальным, а его решение имеет большое научное и практическое значение.
Ключевые слова: пластовая вода, разведочные скважины, степень минерализации, орошение, конденсационные воды, дебит воды.
арадагское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в 30 км к юго-западу от Баку, в прибрежной части юго-западной оконечности Апшеронского полуострова, а на юге охватывает широкую мелководную часть Каспийского моря.
Для определения источников обводнения месторождения необходимо собрать и систематизировать информацию о физико-химических свойствах, формах проявления, температуре, давлении и дебитах вод в пробуренных поисково-разведочных, эксплуатационных и других скважинах, а также о геологических структурах данного месторождения. При испытании и освоение скважин (230, 182, 96, 282, 187, 225, 121, 122, 195, 91, 144, 92, 202, 141, 142 и 204 соответственно), расположенных на месторождении в зоне нефтедобычи за контурами пластовой воды была получена вода дебитом 5...30 м3/сут.
Начальные дебиты (1...3 м3/сут.) воды из скважин, расположенных на газоконденсатных месторождениях, постепенно увеличились до 35 м3/сут., а в скважине № 203 в 1957 г. до 100
м3/сут.
В западной части предгорий и южном крыле в начале освоения дебит воды из скважин составлял 5...20 м3/сут. А количество слабоминерализованной конденсатной воды увеличивается по мере увеличения глубины залегания водоносных горизонтов.
Скопление воды в стволе скважины в газоконденсатной зоне впервые наблюдалось в скважине 218. Позже конденсат и вода были обнаружены в трубах скважин 133 и 155 в 1962 г., 134 - в 1963 г., 171 - в 1964 г., 203 - в 1965 г. и 213 - в 1966 г.
На первых этапах разработки в горнодобывающем оборудовании, трапах, на выходах газопроводов поступало 0,1...0,5 м3/сут., а к концу - 5...8 м3/сут. конденсационных вод, при текущем давлении и температуре 2,5...15 МПа и 275...307 К соответственно.
На начальном этапе исследования были собраны и систематизированы результаты химического анализа 187 проб воды, отобранных из скважин, пробуренных на Карадагском газоконденсатном месторождении.
Результаты химических анализов вод были сгруппированы и проанализированы в соответствии с расположением скважин, из которых брали пробы воды, на различных участках однотипной структуры (свод, периметр, срединное крыло, газонефтяной контур, нефтяная граница, контур) и стадиями разработки. По результатам статистической обработки компонентов, входящих в химический состав проб воды, отобранных с разных участков месторождения, минерализация воды из скважин, расположенных из скважин, вблизи границы контура, нефтяной границы и нефтегазового контура, близка друг к другу (табл. 1) и варьируется в пределах от 15,55 г/л до 17,25 г/л.
© ®
Содержимое этой работы может использоваться в соответствии с условиями лицензии Creative Commons Attribution 4.0. Любое дальнейшее распространение этой работы должно содержать указание на автора (ов) и название работы, цитирование в журнале и DOI.
Таблица 1
Средние значения компонентов, входящих в химический состав проб воды, отобранных с разных участков Карадагского газоконденсатного месторождения в результате статистической обработки (в мг/л)
Участки
внешний контур нефтеносный контур вблизи нефтегазового контура газ-конденсат
кол-во данных среднее кол-во данных среднее кол-во данных среднее кол-во данных среднее
Минерализация 4 15,55 12 17,25 9 16,97 30 11,01
Ыа++К 4 5106,0 12 5894 9 5597,2 30 3465,14
Са2+ 4 99,25 12 139,6 9 262,7 30 105,20
4 74,75 12 73,5 9 85,4 30 62,8
СГ 4 6517,5 12 7993, 9 7373,3 30 3966,67
БО42- 4 1058,25 12 926,4 9 1777,3 30 1271,23
НСО3- 4 936,75 12 1002 9 619,2 30 817,37
ЯСОО- 4 1487,25 12 998,7 9 1091,9 30 984,33
НВ4О7- 4 265,5 12 215,8 9 152,78 30 337,83
Концентрации СГ, N0++^, являющиеся одними из основных компонентов данных вод, также варьируются в одинаковых пределах. В направлении от внешнего контура к газоконденсатной зоне концентрация иона Са2+ увеличивается с 99,25 мг/л до 262,8 мг/л, а М^+ - с 74,8 мг/л до 85,4 мг/л. Концентрация тетраборной кислоты же снижается с 265,5 мг/л до 152,8 мг/л.
Одной из характерных особенностей является значительное увеличение концентрации сульфат-иона на участках, близких к нефтегазоносному контуру (с 926,4 до 1058,3 мг/л до 1777,3 мг/л).
В целом условия формирования химического состава воды скважин, расположенных вблизи контура, нефтяной границы и газоконденсатного месторождения мало чем отличаются друг от друга. Минерализация вод из скважин, расположенных в центральной, сводовой и периферийной зонах N0++^, НСО3) значительно выше, чем минерализация вод вышеперечисленных зон (11,0 мг/л), также концентрации основных компонентов меньше (СГ - 3966,7 мг/л, N0++ К+ - 3465,1 мг/л, НС03- - 817,4 мг/л).
В результате статистической обработки некоторых компонентов, входящих в химический состав конденсатных вод, полученных в разное время (табл. 2), минерализация конденсатных вод, полученных в 1998...1999 гг., составила в среднем около 2,0 г/л; в 2000...2001 гг. минерализация этих вод увеличилась до 9,5 г/л; в 2005...2006 гг. - до 9,97 г/л.
В табл. 3 приведена статистическая обработка результатов химического анализа проб вод, отобранных в 2012 г. из скважин, расположенных в газоконденсатной зоне месторождения.
Сопоставление данных, приведенных в табл. 2, с данными, приведенными в табл. 1, показывает, что минерализация воды газоконденсатной зоны и концентрации основных компонентов увеличились на этапе разработки.
Минерализация с 11,01 г/л до 14,25 г/л, N0++ К+ - от 3465,1 мг/л до 4592,8 мг/л, СГ - от 3966,7 мг/л до 4929,1 мг/л, SO42~ - от 1271,2 мг/л до 1851,9 мг/л, НСО3-- от 817,4 до 1118,7 мг/л, НВ407-- от 337,8 мг/л до 985,5 мг/л; Са2+, М^+ и RCOO- уменьшились на мг/л (Са2+ -от 105,2 до 90,4, М^+ - от 62,8 до 46,5, ЯСОО- - от 984,3 до 634,4).
Увеличение минерализации конденсатных вод на поздних стадиях разработки подтверждается и результатами химического анализа воды отдельных скважин. Например, если минерализация конденсатной воды скважины 416 в 1999...2000 гг. колебалась в пределах 1,7...1,9 г/л, то минерализация воды, отобранной из этой скважины в 2001 г., увеличилась до 10,7...15,7 г/л. (табл. 4).
Таблица 2
Средние значения компонентов, входящих в химический состав конденсатных вод, полученных в процессе добычи газа в разное время на Карадагском газоконденсатном месторождении, рассчитанные в результате статистической обработки (в мг/л)
Годы
1998...1999 2000...2001 2005...2006
кол-во данных среднее кол-во данных среднее кол-во данных среднее
Минерализация 6 1,95 8 9,50 8 9,97
Ш++К 6 400,57 8 3146,22 8 3153,28
Са2+ 6 117,17 8 122,88 8 180,88
Mg2+ 6 62,21 8 70,51 8 46,00
сг 6 480,61 8 3430,00 8 3452,50
SO42- 6 64,85 8 1644,89 8 791,88
нсо- 6 821,78 8 1081,13 8 2198,38
Таблица 3
Статистическая обработка химического анализа проб вод (в мг/л), взятых с Карадагского газоконденсатного месторождения 01.05.2012...21.05.2012
Кол-во данных Среднее Доверительное Медиана Мода тт тах Дисперсия Стандартное отклонение Стандартная ошибка
- 95 % + 95 %
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
Минерализация 10 14,25 10,4 18,15 13,9 много-числ. 4,5 23,2 30 5,45 1,72
т++К 10 4592,8 3300 5886 4559 много-числ. 1433 7395 3265305 1807 571,4
Са2+ 10 90,4 56,3 124,5 88 32 32 160 2276 47,7 15,1
10 46,5 17,7 75,3 38,5 10 0 107 1618 40,2 12,7
сг 10 4929,1 3533 6325 4517 3409 2065 8106 3808228 1951,5 617
SO42- 10 1851,9 134 3570 909,5 много-числ. 0,0 7920 5766732 2401,4 759,4
НС03- 10 1118,7 721,7 1515,7 934,5 много-числ. 220 1943 307986 554,9 175,5
RCOO- 10 634,4 487,3 781,5 600,5 много-числ. 275 1041 42306 205,7 65,0
нв4о7- 10 985,5 416 1555 823,5 много-числ. 0 2746 633695 796,1 251,7
Продолжение табл. 3 Статистическая обработка химического анализа проб вод (в мг/л), взятых с Карадагского газоконденсатного месторождения 01.05.2012...21.05.2012
Асимметрия Стандартная ошибка асимметрии Эксцесс Стандартная ошибка эксцесс
1 13 14 15 16
Минерализация - 0,12 0,69 - 0,11 1,33
№++К+ - 0,15 0,69 - 0,57 1,33
Са2+ - 0,04 0,69 - 1,42 1,33
Mg2+ 0,53 0,69 - 1,44 1,33
С1- 0,32 0,69 - 1,02 1,33
SO42- 2,07 0,69 4,79 1,33
НС03- 0,09 0,69 -1,07 1,33
RCOO- 0,33 0,69 1,20 1,33
НВ4О7- 1,14 0,69 1,70 1,33
Геология, поиски, разВедка и эксплуатация нефтяных и аазо Вых месторождений 16
а а £
■а
о -
и
ев &
а чо
2
а
и
и
м
В И
и
2
я я
О я
& ев
о &
н о
и о
и н
§ о
и ^
о -
ы ч
о о
- ва
ев о
э о
с* & ев а в
« ев м
Ч
ев
8
ев
О
-
О
И
и
и
Т
8
§
8
И
■а
н
ев
Н
■а
Ч
^
и
еь
Тип воды по В. А. Сулину 0 2 ГКН ХМ ГКН СН ГКН
гт/а о\ 3, О'Т 6'Т ,3 4,
Характеристика воды по Пальмеру 00 42,0 53,5 3, ,9 10,4 7, ,7
А1 г- 5, ,8 0 42,7 о 7, ,5
¡¡2 ю 0 3, ,8 0 ,2 0
¡¡1 ич 49,5 38,2 48,0 88,5 86,6
Количество ионов в воде 1-й ряд мг/л, 2-й ряд мг-экв/л, 3-й ряд %-экв О § ^ 0 0 0 0 о 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Ь О а 3 0 0 0 0 о 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
о и 2 0 0 0 0 о 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
о 11 ю г- 12,48 25,26 0 81 13,3 26,73 4 6 8 14,2 26,02 1069 17,5 5,18 2011 33,0 6,71
§ 0 ю г- 1,58 3,21 2 9 1,92 3,86 2 0,25 0,46 1856 38,67 11,42 2300 47,92 9,75
Ь о\ гг- 3 10,63 21,53 2 4 3 сТ 19,41 4 5 4 12,8 23,52 4011 113,1 33,41 5846 164,9 33,54
+ 00 00 ю 5,59 11,32 41 ,3 6,79 0 2 6, 3,02 3 3, ,9 2,74 8 2 10,5 2,14
+ <4 б г- ю о\ 4,79 9,70 0 4 2 11,98 24,11 8 0,90 1,65 5 0 2 10,23 3,02 0 7 8,48 1,73
+ 1 ю 0 3 14,31 28,98 7 21 ,9 19,11 5 6 5 24,7 45,33 3447 149,8 44,23 5216 226,8 46,13
Сухой остаток или минерализация, г/л сумма ионов, мгэкв/л ич г-, 49,4 49,7 6'Т 54,4 10,7 338,6 15,7 491,5
Плотность воды при 20 °С, кг/м3 ^ о'ооот О'ОООТ 0, ,0 0 0 1006,0 1012,0
Пределы испытаний или глубина, м 3 3124 3208 3124 3208 3124 3208 3124 3208 3124 3208
Дата отбора проб воды 2 12.01.99 16.12.99 19.01.00 18.01.01 16.02.01
Для изучения распределения по площади минерализации вод были составлены изоминерные схемы (рис. 1...3) с результатами химических анализов проб воды, взятых из скважин в период разработки месторождения в 1961...1965, 1966...1970 и 2012 годах.
На схеме, разработанной за 1961...1965 гг., видно, что минерализация воды на востоке месторождения от законтурной нефте-водяной зоны к газоконденсатной зоне уменьшилась от 25 г/л до 15 г/л.
На западе месторождения наименьшая минерализация (менее 5 г/л) отмечена в воде скважины 125. Минерализация по всем направлениям за пределами этой скважины увеличилась до 15...20 г/л (рис. 1).
Рис. 1. Карадагское газоконденсатное месторождение. Изоминерная схема горизонта VII по гидрохимическим
материалам 1961...1965 гг.
За период с 1966 по 1970 г. минерализация воды на юго-востоке месторождения, в направлении центра южного крыла от нефтегазоносного контура, снизилась с 20 г/л до 5 г/л, а на западе в скважине 213 увеличилась с 4,4 г/л до 10 г/л в северо-восточном направлении (рис. 2).
По результатам химических анализов проб вод, отобранных в 2012 г., минерализация воды из скважин 450, 572, расположенных на востоке месторождения, в центре южного крыла сооружения и 432, расположенной на севере у свода была менее 5 г/л (рис. 3). Высокоминерализованные воды определены в скважинах 470 и 461, расположенных в центре южного крыла (более 15 и 20 г/л соответственно).
Таким образом, закономерности в изменении минерализации воды в разные годы нет, что, скорее всего, связано с разными источниками поступления воды и процессами разработки месторождения.
Химический состав и характеристики конденсационной воды, смешанной или слегка смешанной с другими водами, существенно отличаются от остальной воды (табл. 2, 1998...1999 гг. и табл. 3, 1999...2000 гг., максимальная концентрация НС03 как основного компонента в анализе проб воды), характеризуется максимальной отметкой (761...864 мг/л), а количества С1-, №++ и К+ из основных компонентов колеблются в пределах 342...480 и 217____565 мг/л соответственно).
Типовые анализы вод других горизонтов и пластов геологического разреза приведены в табл. 5 для определения происхождения вод, встречающихся (полученных) при разведке и разработке месторождения.
Рис. 2. Карадагское газоконденсат ное мест орож дение. Изоминерная схема горизонт а VII, составленная на основе гидрохимических материалов 1966...1970 гг.
Рис. 3. Карадагское газоконденсат ное мест орож дение. Изоминерная схема горизонт а VII, преимущественно,
составленная по гидрохимическим материалам 2012 г.
Таблица 5
Минимальные (верхние) и максимальные (нижние) значения плотностей, минерализации, количества компонентов и других характеристик по результатам
предварительного химического анализа пластовых вод нефтегазового месторождения "Карадаг"
Горизонт Кол-во анализов Плотность воды, кг/м3 Минерализация воды, г/л Количество ионов в воде Характеристика воды по Ч. Пальмеру, %-экв. rNa/rCl тип воды по В.А. Сулину
1-й ряд мг/л, 2-й ряд мгэкв/л, 3-й ряд %-экв
Na++ I? Or+ cr SOr HC03-+СО/ RCOO- HB407- S1 S2 А1 А2
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
V 38 1002,6 5,56 1088 22 13 1201 1 8 2 25 34,08 2,08 1,16 0,04 0,71 ГКН.СН, кмхк
1023,7 33,35 11326 781 488 15916 3766 6991 3003 342 96,22 20,84 62,24 27,98 2,82
VII 25 1001,7 3,45 974 32 9 1298 97 183 156 64 55,04 6,7 0,8 0,74 0,86 ГКН.СН, ХК
1017,1 24,06 7735 850 264 9341 4903 2545 1830 499 94,9 38,9 27,02 14,18 1,59
VII 20 1001,5 3,88 1015 20 8 1298 46 12 57 64 59,94 0,82 3,76 1,4 0,94 ГКН.СН, ХМ
1013,9 19,9 7142 583 533 8803 4648 1622 3260 390 97,16 20,06 37,32 19,04 2,01
VII нефть 22 1002,3 4,65 1470 34 8 1716 25 146 515 64 68,94 1 0,02 1,22 0,9 ГКН.СН, ХМ.ХК
1029,6 41,54 11088 933 2049 18955 7565 4402 3546 499 98,02 29,92 27 8,62 1,53
VII нефть 16 1002,1 4,17 650 16 8 1493 59 49 114 48 46 4,9 0,06 0,62 0,67 ГКН.СН, ХМ.ХК
1017,1 24,18 10010 706 1226 15662 3720 887 2517 311 99,22 39,24 6,86 20,66 1,24
VII 11 1001,5 2,98 872 41 8 1009 107 96 172 27 67,5 3,8 2,98 0,46 0,9 ГКН.СН, хмхк
1049,4 67,19 23143 1898 583 39375 2984 1269 1030 188 94,54 30,22 17,96 6,66 1,44
ОЛЮ 4 1003,5 6,5 622 75 34 1200 2428 146 229 38 26,08 7,1 13,32 4,24 0,79 ГКН.СН, хм
1016,5 23,56 6348 380 693 7426 3211 1281 7150 64 86,72 69,34 19,9 9,24 2,03
Миоцен 10 1001,9 3,86 1319 17 14 1680 80 111 188 14 29,4 10,78 4,88 2,26 0,89 ГКН.СН, ХК
1040,6 55,6 17780 1153 809 25400 3641 8488 1349 640 90,18 25,82 65,42 21,66 3,64
Сравнительный анализ типовых вод, приведенных в табл. 6, подтверждает, что минерализация и химические концентрации компонентов в продуктивных водоносных горизонтах значительно ниже, чем минерализация и концентрации основных компонентов в миоценовых отложениях.
Таблица 6
Расчет общей пористости, объемов насыщения остаточной нефтью, газоконденсатом и остаточной водой в области коллекторов горизонтов VII и Vila
Горизонт Площадь газоносности 2 в тыс. м Коэффициенты Объем, тыс. м3
общая пористость остаточная нефтенасы-щенность насыщение газконденса-том насыщение остаточной водой общая пористость насыщение остаточной нефтью насыщение газовым конденсатом насыщение остаточной водой
VII 16150 0,157 0,120 0,410 0,470 43865 5264 17985 20617
VIIa 13550 0,157 0,120 0,410 0,470 15104 1812 6193 7099
VII + VIIa 29700 0,157 0,120 0,410 0,470 58969 7076 24178 27716
В сведениях о литологическом составе и коллекторских характеристиках горизонтов VII + Vila суммарный коэффициент пористости пород нефт егазо-конденсатного месторождения составил 0,157, объемы пористости 58969 тыс. м3, коэффициент остаточной нефтенасыщенности 0,120, коэффициент газоконденсатной насыщенности 0,41, и это показывает 47 % насыщение остаточной водой (табл. 6). При этом объем остаточной нефти на объекте VII + Vila должен составить 7076 тыс. м3, объем газового конденсата 24178 тыс. м3, объем остаточной воды 27716 тыс. м3.
Вышеизложенное показывает, что движение связанных вод в пласте ограничено из-за разработки месторождения, и они не могут проявляться в виде гравитационных вод в скважинах, пробуренных на месторождении. Это означает, что вода, которая появляется в русле и перемещается под действием силы тяжести, имеет другое происхождение.
Ко.п. - 6...24 %; проводимость - 9...397-10-5 м2; Рпер. - 36...41 МПа; Тпе„ - 70...100 °С; первичный газовый фактор - 183 м3/т; плотность нефти - 910 кг/м ; количество конденсата - 145...215 г/м3; обводненность на 01.01.2011 г. - 25,8 % (6238 тыс. м3); 22,5 млрд. м3: 24,178 млрд. м3 = 930,6 м3; газ - конденсат / на 1м3 объема поры. На газоконденсатных месторождениях количество воды в парогазовой системе колеблется в больших пределах в зависимости от термодинамических условий месторождения, а количество водяного пара в парогазовой смеси может преобладать при высоких температурах и давлении.
На своде группы VII пласта основного объекта эксплуатации Карадагского газоконденсатного месторождения на глубине 2100 м температура - 70°С, пластовое давление на нефтегазоносном контуре на глубине 3950 м - 41,2 МПа, а температура - 100°С.
Используя результаты исследований, проведенных до сих пор, количество растворенной воды составило 2,2 м3 на 1 млн. м3 на своде месторождения, а в нефтегазовом контуре -4,8 м3/ 1 млн. м3.
Принимая во внимание то, что мощность объектов VII + Vila составляет на своде 80 м, зона залегания в нефтегазоносном контуре - 130...140 м, а газоконденсатное месторождение занимает большую площадь, чем свод в крыле, средняя зависимость водорастворимого газа от месторождения составляет 4,1 м3/млн. м .
При этом в рассчитанных на месторождении 22,5 109 м3 газа должно содержаться более 92 тыс. м3 воды. В процессе разработки месторождения пластовое давление снизилось до 10...15 МПа на своде и 15...20 МПа в нефтегазовом контуре, в результате этого процесса адиабатическое расширение газа в пласте снизило пластовое давление, это обусловило значительное снижение температуры (до 40...45°С - на своде, в нефтегазовом контуре -50...55°С). Значительное снижение давления и температуры уменьшает растворимость воды в газе до 0,6...0,9 м3/млн. м3. Поэтому основная часть воды, растворенной в газе на объекте эксплуатации (~ 75 %), превратилась в конденсат и выступала в роли гравитационной воды, а
часть поднялась на поверхность вместе с извлеченным газом. При добыче из месторождения 20 109 м3 газа количество выделившейся из него воды может составить 82000 м3, в том числе количество воды, конденсирующейся в пласте - 70000 м3, а добытого газа может содержать ~ 12 000 м3.
В целом газоконденсатные месторождения содержат воды разных типов в зависимости от их происхождения, характера взаимодействия с горными породами и полезными ископаемыми, особенностей их движения. Основную часть объема месторождения (47 %) занимают замкнутые воды. Однако, поскольку эти воды не перемещаются активно в пределах месторождения, маловероятно, что они образуют достаточное количество свободной фазы в забой скважины и горизонтах (рис. 4).
■ Насыщение остаточной нефтью
□ Газоконденсатнае насыщение
□ Насыщение остаточной воды
Рис. 4. Общая пористость, объемы насыщения остаточной нефтью, газоконденсатом и остаточной водой
в области коллекторов горизонтов VII и У1а
Конденсатная вода, образующаяся в газоконденсатных месторождениях, в отличие от замкнутой воды, обладает способностью перемещаться в гравитационном поле, так как остаточная вода в газоконденсатном месторождении полностью заполняет мелкие поры, поэтому конденсационная вода образуется в результате изменения термодинамических условий и располагается в крупных порах.
Результаты.
По предварительным результатам исследований, обводнение скважин происходит из нескольких источников:
1. Очень маломинерализованные (1,0...6,5 г/л) конденсационные воды (скважины 432, 465, 427, 450, 472 и др.), образовавшиеся в результате резкого снижения пластового давления и температуры (давление с 40...45 МПа до 10...12 МПа, температура со 100...110°С до 70...60°С) в связи с разработкой газоконденсатного месторождения (1,0 ... 6,5 г/л);
2. Относительно маломинерализованные (10...16 г/л) воды (скв. №№ 462, 468, 453, 471, 463 и др.), образовавшиеся в результате смешения контактных, промежуточных вод, слабо связанных с конденсационными водами;
3. Маломинерализованная (12...18 г/л) контурная вода (скв. №№ 96, 230, 182, 215 и др.), полученная в результате смешения слабосвязанных, изолированных пористых вод с пластовой водой;
4. Высокоминерализованные (67,2 г/л) законтурные воды (скв. 225).
Литература:
1. Бачурина Н.М., Бузинов С.Н. Оценка эффективности эксплуатации ПХГ // Газовая промышленность. 1990. №1. С. 20-21.
2. Гиммер Р.Ф. Теоретические основы проектирования и эксплуатации ПХГ в истощенных залежах // Доклады на
Международной конференции по ПХГ. РАО «Газпром», Секция А. М., 1995. С. 12-15.
3. Бондарев В.Л., Полоудин Г.А. Возникновение и развитие идеи подземного хранения природного газа // Сб. науч. тр. ООО «ВНИИГАЗ» «Газовая геология Росс ии вч ера, сегодня, завтра». М.: 2000. С. 52-55.
4. Лобанова А.Н. Геолого-технологические условия повышения эффективности создания и эксплуатации подземных хранилищ газа. М.: 2007.
5. Петренко В.И., Зленко В.Я., Петренко Н.Н., Бондаренко М.А., Петренко И.Н. Фазовые переходы воды в газовой залежи при эндогенном тепловом прогреве // «Современная гидрогеология нефти и газа». Материалы Всероссийской научной конференции, посвященной 85-летию А.А. Карцева. М., 2010. С. 291-296.
6. Петренко В.И., Петренко Н.Н., Красильникова О.Б., Мерчева В.С., Петренко И.Н. Массоперенос элементов водяным паром пластовых нефтегазовых и газокон-денсатных месторождений // «Современная гидрогеология нефти и газа». Материалы Всероссийской научной конференции, посвященной 85-летию А.А. Карцева. М., 2010. С. 296-299.
7. Питьева К.Е., Гагарина М.Б., Петраси А.Б. Формирование химического состава кондиционных вод в условиях эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений // «Современная гидрогеология нефти и газа». Материалы Всероссийской научной конференции, посвященной 85-летию А.А.Карцева. М., 2010. С. 300-307.
© Аббасов Г.А., Атакишиева Н.А., Алиева Н.В., 2022
IRRIGATION SOURCES OF THEKARADAG UNDERGROUND GAS STORAGE
G.A. Abbasov, N.A. Atakischieva, N. V. Aiieva
SOCAR, Baku, Azerbaijan
Abstract. Water flooding of more than 25% of horizons VII a and VII of the Garadagh field, used as an underground gas storage, led to a decrease in the active volumes of these facilities as a gas storage by 01.01.2011. If waterflood continues, a significant portion of the pore volume of VII + VIIa facilities will be left out of the active gas storage development may be reduced. Therefore, the identification of Garadagh underground gas storage flooding sources issue and prevention of this process is currently relevant and its solution is has a great scientific and practical importance.
Keywords: formation water, exploration wells, degree of mineralization, irrigation, condensation water, water flow rate.
References
1. N.M. Bachurina, S.N. Buzinov, Estimation of UGS operation efficiency, Gas industry, 1 (1990) 20-21.
2. R.F. Gimmer, Theoretical foundations for the design and operation of UGS facilities in depleted deposits, in: Reports at the International Conference on UGS facilities. RAO "Gazprom", Section A, 1995, pp. 12-15.
3. V.L. Bondarev, G.A. Poloudin, The emergence and development of the idea of underground storage of natural gas, in: Gas geology of Russia yesterday, today, tomorrow, 2000, pp. 52-55.
4. A.N. Lobanova, Geological and technological conditions for increasing the efficiency of the creation and operation of underground gas storage facilities, Moscow, 2007.
5. V.I. Petrenko, V.Ya. Zlenko, N.N. Petrenko, M.A. Bondarenko, I.N. Petrenko,
Petrenko, O.B. I.N. Petrenko, water vapor of
Phase transitions of water in a gas reservoir during endogenous thermal heating, in: Modern Hydrogeology of Oil and Gas, Moscow, 2010, pp. 291-296.
6. V.I. Petrenko, N.N. Krasilnikova, V.S. Mercheva, Mass transfer of elements by reservoir oil and gas and gas condensate fields, in: Modern Hydrogeology of Oil and Gas, Moscow, 2010, pp. 296-299.
7. K.E. Pitieva, MB. Gagarina, A.B. Petrasi, Formation of the chemical composition of conditioned waters in the conditions of operation of oil and gas condensate fields, in: Modern Hydrogeology of Oil and Gas, Moscov, 2010, pp. 300-307.
© Abbasov, G.A., Atakischieva, N.A., Alieva, N.V., 2022
Аббасов Г.А., Атакишиева Н.А., Алиева Н.В. Источники орошения Карадагского подземного газохранилища // Вектор ГеоНаук. 2022. Т.5. №3. С. 14-24. DOI: 10.24412/26190761-2022-3-14-24.
Abbasov, G.A., Atakischieva, N.A., Alieva, N.V., 2022. Irrigation sources of the Karadag underground gas storage. Vector of Geosciences. 5(3). Pp. 4-24. DOI: 10.24412/2619-0761-20223-14-24.
