Концепция мониторинга подземных вод глубоко залегающих горизонтов на объектах нефтегазодобычи территории ХМАО (7029-1)

Посмотреть архив целиком

Концепция мониторинга подземных вод глубоко залегающих горизонтов на объектах нефтегазодобычи территории ХМАО

Атангулов А.А. (ГУП ХМАО НАЦ РН им. В.И. Шпильмана), Шиганова О.В. (ФГУП СНИИГГиМС)

Основные ресурсы бальнеологических, термальных, технических и промышленных вод Западно-Сибирского артезианского бассейна пространственно сосредоточены на терри-тории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Более сорока лет здесь нарастаю-щими темпами ведутся нефтегазопоисковые, нефтегазоразведочные и нефтегазоэксплуата-ционные работы. Десятки тысяч поисковых и разведочных, эксплуатационных и нагнета-тельных скважин, вскрывающих толщу осадочных пород нефтегазоносных комплексов, на-рушают целостность и гидродинамическую разобщенность внутрибассейновых гидрогеоло-гических объектов. Сотни эксплуатируемых месторождений нефти и газа формируют в не-драх земли техногенные гидрогеологические системы, представляющие собой геотермиче-ские, гидродинамические и гидрогеохимические техногенные аномалии (Матусевич, Ковят-кина, 1997), разрушая ресурсную базу литосферных вод.

Все проявления техногенеза в нефтегазодобывающих районах оказывают влияние на изменение качества пластовых вод и ухудшение их потребительских свойств. В большей степени негативное влияние связано со следующими процессами, полный ряд которых от-ражен в работах Г.П. Волобуева (Волобуев, 1993):

- активизация гидродинамических связей вплоть до нарушения герметичности раз-личных экранов и покрышек (гидроразрыв);

- взрывообразное возрастание эффективной нагрузки на эксплуатируемый пласт;

- геохимическое преобразование пластовых вод нефтяных и газовых месторождений;

- активизация сейсмических процессов;

- проседание земной поверхности над разрабатываемыми залежами.

В 70-80-х годах в ряде районов Российской Федерации, в том числе и на территории Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) систематически проводились подземные ядерные взрывы на глубинах от сотен метров до 3000 м с целью выявления перспективных на нефтегазоносность геологических структур, увеличения нефтеотдачи продуктивных пла-стов и строительства подземных хранилищ углеводородов. Последствия этих работ отража-ются в аномальных изменениях режимов функционирования водоносных горизонтов, мигра-ции заключенных в них подземных вод, содержания в них радионуклидов (Мельников, Оберман и др., 2000). Материалы исследования проведенных в районах ядерных взрывов по-казывают на то, что их последствия могут регистрироваться с различной интенсивностью в течение 10 лет и более, вызывая значительные деформации литосферы и существенно повы-шая радиактивное загрязнение углеводородов и подземных вод на расстояниях в несколько десятков километров от места взрыва (Бахарев, Кирюхина и др.,2001; Мельников, Оберман и др.2000; Поляков, Ежова, 2001).

Длительный период интенсивного воздействия на природные комплексы нефтегазо-добычи приводит к изменению сейсмотектонических условий геологической среды, а также к значительным пространственным изменениям ее геометрии в местах локализации место-рождений углеводородов. Некоторые примеры временных интервалов между началом разра-ботки месторождений нефти и газа и началом возникновения техногенной сейсмичности приведены в таблице (Бурый, Клокова, 1998).

Таблица

Название месторождения, страна

Интервал (в годах)

Нефтяные месторождения

Snipe Lake (Канада)

7

Старогрозненское (Россия)

8

Love Country (США)

12

Бурунное (Туркменистан)

13

Sleepy Hollow (США)

19

Rangely (США)

19

Gobles (Канада)

19

Willmington (США)

21

Cocdell *(США)

25

Долина (Украина)

26

Imogene (США)

29

Кум-Даг (Туркменистан)

34

Ромашкинское (Россия)

39

Coalinga (США)

87

Газовые месторождения

Strachan (Канада)

2

Rocky Mountain (США)

4

Лак (Франция)

12

Газли (Узбекистан)

12

Fashing (США)

16

Изъятие колоссальных объемов углеводородов и подземных вод из недр земли при-водит к снижению порового давления, последующему сжатию пород и формированию поверхностной чаши оседания с глубокозалегающими корнями. Так исследования, проведен-ные в Белридже и Лост-Хилсе (Колифорния, США), показывают, что в этих районах скорости оседания грунта превышают 30-40 см в год и меняются во времени и пространстве (Fielding Eric J. And oth.,1998; Van Der Kooij Marko,1997). Эти же процессы наблюдаются и на газовом месторождении Гронинген в Нидерландах, где с начала разработки месторож-дения постоянно проводится детальное нивелирование поверхности земли (De Heus, Verhoet, 1996). Изменение геометрии геологической среды в четырехмерном измерении отражается на перемещении внутри него флюидов.

Большинство нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений эксплуатируются в принудительном режиме с использованием систем заводнения для поддержания пластового давления. Закачка в продуктивные пласты чужеродных вод сопровождающаяся использова-нием различных химреагентов 2-4 классов опасности, вызывает множество проблем как тех-нологической, так и природоохранной направленности (Егорова, 1988; Левшенко и др., 1995; Sorbie, Machay, 2000; Dahab,Omar,Gassier, 1989).

Негативное воздействие на подземные водоносные системы при разработке место-рождений нефти и газа проявляется при проникновении в них: чужеродных литосферных вод и углеводородов вследствие некачественной изоляции в нагнетательных и эксплуатаци-онных скважинах; чужеродных литосферных вод в процессе законтурного и внутриконтур-ного заводнения; различных химических веществ (ингибиторов, утяжелителей) наполняю-щих буровые растворы и закачиваемые в пласт жидкости используемые в системах поддер-жания пластового давления и при комплексных обработках пластов для снижения обводнен-ности продукции и повышения приемистости скважин. При изъятии из недр колоссальных объемов флюидов происходит существенная перестройка гидродинамической структуры бассейнов подземных вод, формируются искусственно созданные гидродинамические инвер-сии. Так, по данным ГК по охране окружающей среды Тюменской области, в северных неф-тегазодобывающих районах Западной Сибири формируется депрессия напоров подземных вод нижнего гидрогеологического этажа напрямую связанная с длительной и интенсивной нефтегазодобычей (Обзор…, 1999). "Отрыв" напоров пластовых соленых вод от зоны пре-сных с каждым годом увеличивается достигая уже на отдельных участках 200-400 м. Нару-шение равновесного состояния сложившейся гидродинамической структуры приводит в действие процессы направленные на ее квазистабилизацию провоцируя межпластовые пере-токи чужеродных подземных вод по внутричехольным разрывным нарушениям и литологи-ческим "гидрогеологическим окнам".

На территории Ханты-Мансийского автономного округа основная добыча углеводо-родов ведется с применением систем поддержания пластового давления (СППД) в залежах методами заводнения. Источниками водоснабжения СППД служат пресные поверхностные воды, подземные воды олигоцен-четвертичных, апт-сеноманских отложений и подтоварные воды (рис.1). Накопленная закачка технических вод только по территории Широтного При-обья по данным ГУП НАЦ РН ХМАО на 01.01.2000 года составила более 27 млрд. мЗ (Атан-гулов, 2002). Суммарная накопленная компенсация отборов флюидов из разрабатываемых объектов с начала заводнения нефтяных месторождений ХМАО в 1999 году составила 127 %.

Среди нефтяных месторождений с избыточной закачкой воды в пласты особо выделяются следующие: Комарьинское - 417%, Западно-Варьеганское - 267%, Покамасов-ское - 205%, Лянторское - 196%, Яхлинское - 186%, Пермяковское - 178%, Первомайское - 174%, Тагринское - 170%. Несмотря на избыточную закачку технических вод в разрабатываемые пласты на отдельных нефтяных месторождениях отмечается падение средневзвешенных пластовых давлений. Так на Покамасовском месторождении в 1998 году снижение пластового давления по отношению к начальному составило 3.6 %, а в 1999 году - 5.2%. Соотношение обводненности продукции от накопленной закачки технических вод по субъектам-недропользователям ХМАО (рис.2) показывает прямую зависимость этих показателей, т.е. чем больше накопленная компенсация отбора флюидов из нефтеносных пластов, тем выше обводненность нефтепродукции.

Контроля или хотя бы наблюдения за состоянием подземных вод глубоких горизонтов, за исключением апт-альб-сеноманского комплекса, на разрабатываемых ме-сторождениях нефти и газа в Западной Сибири и в частности в ХМАО не велось ранее и не ведется сейчас. Отсутствуют как программы ведения таких работ, так и разработки рекомендаций по их составлению и обоснованию. Совершенно не проводятся наблюдения за качеством пластовых вод нефтегазоносного разреза, ряд определяемых компонентов химического состава техногенных вод сокращен. К тому же определяются элементы обладающих высокой инерционной способностью к влиянию и совершенно не отражающих степень загрязнения пластовых вод или изменения их потребительских свойств. Лишь для подземных вод альп-апт сеноманского комплекса в последние годы на территории ХМАО стали реализовываться программы по проведению контроля за их использованием. Такая программа разработана ОАО "Сургутнефтегаз" совместно с ВНИИнефтью и НТПЦ "Сеноман" (Дьконов, Медведев, 1997). Организуемая сеть наблюдательных скважин на апт-сеноманский комплекс в рамках этой программы является ведомственной, принадлежащей ОАО "Сургутнефтегаз". В настоящее время наблюдательная сеть представлена двумя пунктами наблюдений на Конитлорском лицензионном участке (Обзор…., 2000).


Случайные файлы

Файл
49140.rtf
13019-1.rtf
35284.rtf
77452-1.rtf
123970.rtf




Чтобы не видеть здесь видео-рекламу достаточно стать зарегистрированным пользователем.
Чтобы не видеть никакую рекламу на сайте, нужно стать VIP-пользователем.
Это можно сделать совершенно бесплатно. Читайте подробности тут.