Гидрогеологические и инженерно-геологические условия. Характеристика режима водонапорного бассейна

В региональном орогидрографическом плане месторождение приурочено к области Камско-Вятского водораздела. Согласно схеме гидрогеологического районирования, принятой в системе водного кадастра, площадь месторождения относится к Восточно-Русскому сложному бассейну пластовых вод, к гидрогеологическому району Камско-Вятского бассейна пластовых (блоково-пластовых) напорных вод. Гремихинское месторождение приурочено к гидрохимической зоне высокоминерализованных хлоркальциевых рассолов. На месторождении выявлены залежи в отложениях верейского горизонта (пласты В-II и В-III), башкирского яруса (пласт А₄), тульского (пласты С-I+II, C-III, C-IV) и бобриковского (пачки C-V, C-VI) горизонтов визейского яруса, турнейского яруса (пласты Сt-II +III черепетского иСt-IV малевско-упинского горизонтов).

В гидрогеологическом отношении площадь месторождения изучена неравномерно как по площади, так и по разрезу. Из продуктивных отложений наиболее полно изучены отложения башкирского яруса, что обусловлено длительным применением на этом объекте метода паротеплового воздействия на пласт.

Общая минерализация пластовых вод верейских отложений изменяется от 232,9 до 335,3 г/л, в среднем составляя около 232,6 г/л. По химическому составу эти воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину) и имеют высокую степень метаморфизации (0.63-0.84) по данным, полученным до 1993 года и 0,71-0,75 по данным после 1993 года. Корреляционной зависимости между степенью метаморфизации вод и их минерализацией не прослеживается. Содержание гидрокарбонатов в водах верейского горизонта изменяется от 62,2 до 380,6 мг/л, сульфаты составляют от 158,8 до 1014,8 мг/л.

Наибольшее количество гидрохимической информации относится к башкирскому ярусу (пласт A₄), где в карбонатных коллекторах выявлена залежь высоковязкой нефти, что вызвало необходимость применения с 1983 года метода паротеплового воздействия на пласт (ПТВ) и позднее с 1989 года импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ).

Общая минерализация пластовых вод башкирского яруса изначально составляла 260-280 г/л, при этом наблюдалась четкая закономерность увеличения концентрации солей к центру залежи. По химическому составу воды относятся к хлоркальциевому типу с высокой степенью метаморфизации (0.65-0.82). Метаморфизация вод так же, как и для верейского горизонта, не коррелируется с величиной общей минерализации.

До применения теплового воздействия в плане залежи первоначально отмечалось три участка с повышенной минерализацией пластовых вод. Эти участки отвечали, по-видимому, более застойным условиям. При этом наибольшим распространением пользовались воды с минерализацией 280-290 г/л.На данный момент после длительной разработки залежи с использованием тепловых методов (агенты закачки: теплоноситель на основе пресной воды и холодная пресная вода) отмечается изменение гидрохимической обстановки. По многим пробам вод, отобранным после 1993 года, отмечается снижение минерализации (преимущественно к центру залежи) до 150-118 г/л (скв. 341, 502 и др.), достигая в отдельных случаях 44-37 г/л (скв. 668, 570). Наименьшее значение минерализации подземных вод отмечается в северной части залежи, где до настоящего времени используется метод ИДТВ. Средние значения гидрокарбонатов в водах составляют 190-220 г/л, в отдельных случаях значение этого компонента увеличивается до 835,7 г/л. Содержание сульфатов изменяется от 19,9 до 981,8 г/л. (скв. 668).

Промышленные залежи нефти визейского яруса связаны с песчаниками и алевролитами тульского и бобриковского горизонтов. Концентрация солей вод визейского яруса изменяется от 179,3 г/л до 255,8 г/л. Воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа. Коэффициент метаморфизации составляет 0,71-0,78, содержание гидрокарбонатов изменяется от 15,3 до 190 г/л, сульфатов – от 3 до 274,1 г/л.

Залежи нефти турнейского яруса связаны с известняками. Концентрация солей вод турнейского яруса с течением времени изменялась от 243 г/л до 370 г/л. Значения гидрокарбонатов в водах составляют от 24,4 до 195,2 г/л, при среднем значении 107,7 г/л. Содержание сульфатов варьировалось в очень широких пределах: от 67 до 1235 г/л при среднем значении 697 г/л. Воды относятся к высокоминерализованным рассолам хлоркальциевого типа.

Проведенные исследования содержания важных сырьевых попутных микроэлементов, добываемых вместе с попутнодобываемыми водами, показали возможности комплексного освоения месторождения. На всей площади месторождения по содержанию йода и брома пластовые воды верейских, башкирских, визейских и окско-серпуховских отложений классифицируются как промышленные йодо-бромные и бромные, по содержанию стронция и калия – как стронциевые, калиевые.Целесообразность добычи гидроминерального сырья в настоящее время определяется отсутствием эффективных технологий извлечения ценных компонентов «на месте» и удаленностью предприятий по переработке гидроминерального сырья.

Пластовые воды объектов разработки являются агрессивными по отношению к бетону и металлу. Специальных лабораторных или экспериментальных исследований на предмет агрессии вод по отношению к выше упомянутым материалам не проводилось, однако, результаты химанализов пластовых вод дают основание полагать, что они обладают по отношению к бетону следующими видами агрессивности:

а) Агрессивность выщелачивания. Вода согласно нормам обладает выщелачивающей агрессивностью при минимальном содержании НСО₃ от 0,4 до 1,5 мг-экв/л, что согласно анализам пластовых вод, отобранным на месторождении, соответствует 35,4-108 мг/л. Во всех пробах пластовых вод объектов разработки отмечается данный вид агрессии. Наибольшей агрессивностью выщелачивания обладают воды визейского объекта разработки, где из 10 анализов проб по пяти отмечается данный вид агрессии.

б) Общекислотная агрессивность. Вода обладает данным видом агрессии, если рН находится в пределах 5,0-6,8. Большинство проб, отобранных из пластов верейского, башкирского и визейского объектов разработки, подтверждают данный вид агрессии.

в) Сульфатным видом агрессивности по отношению к обычным видам цемента. Вода обладает данным видом агрессии, если содержание в ней SO₄^2-– от 250 мг/л и выше. Данный вид агрессии, судя по имеющимся данным, характерен для всех объектов разработки, особенно для визейского, и объектов поглощения – окско-серпуховского и фаменско-турнейского. По всем пробам, отобранным из вышеупомянутых объектов, отмечается данный вид агрессии.

г) Магнезиальный вид агрессии. Данный вид агрессии проявляется при повышенном содержании иона SO₄^2- (от 750 мг/л и более), которое отмечается по некоторым анализам пластовых вод, отобранных из верейского и башкирского объектов разработки, а также окско-серпуховского объекта поглощения.

По отношению к металлу пластовые воды объектов разработки и поглощения являются сильноагрессивными (РД 39-0147103-362-86), так как в них присутствует сероводород, вызывающий коррозию металла. Следует отметить, что и воды, подготовленные для закачки в нагнетательные скважины для целей ППД, являются сильноагрессивными по отношению к металлу, так как помимо сероводорода обогащены кислородом. Данное обстоятельство требует своевременных антикоррозийных мероприятий, как в нефтедобывающих и нагнетательных скважинах, так и в поглощающих.

Гидродинамические условия месторождения обусловлены гидродинамической об-становкой южной части Верхнекамской впадины, которая характеризуется застойным режимом.

В региональном плане в продуктивных горизонтах рассматриваемых водоносных комплексов развиты пластовые давления, близкие к условным гидростатическим. Однако изменчивость коллекторских свойств предопределяет разобщенность проницаемых разностей по латерали.

Исследования позволили установить, что все объекты месторождения находятся в гидрогеологически закрытой зоне с отсутствием активного водообмена. Было также установлено, что из-за низкого газосодержания растворенный газ не может служить движущей силой при эксплуатации нефтяных залежей верейского горизонта, башкирского и визейского яруса. Исходя из этого, начальный режим работы залежей был определен как упруго-водонапорный, с преобладанием упругих сил. Анализ опыта разработки подобных месторождений тогда же позволил сделать впоследствии полностью подтвердившееся предположение о недолговечности работы залежей в естественном режиме и необходимости применения мероприятий по поддержанию пластового давления.

Результаты исследований скважин пластоиспытателями в процессе бурения, полученные до 1993 г, позволяют лишь косвенно судить о гидродинамических свойствах продуктивных горизонтов. Характер записи КВД фиксирует замедленный темп восстановления забойных давлений, что свидетельствует о том, что в естественных условиях верейскому горизонту, башкирскому ярусу, а также тульскому и бобриковскому горизонтам присущ упруго-водонапорный режим, с явным преимуществом упругих сил.

Следует отметить, что обоснование режима разработки нефтяных залежей с гидро-геологической точки зрения, применительно к Гремихинскому месторождению, имеет ряд специфических особенностей. Разработка залежи башкирского яруса до 1983 года, а также пробная эксплуатация верейской и визейской залежей показали, что на естественном режиме скважины работают неустойчиво, со значительным колебанием добычи нефти и воды. Данный факт во многом обусловлен физико-химическими свойствами нефти и, в первую очередь, её высокой вязкостью. Именно эта особенность предопределяет спорадическую изменчивость продукции добывающих скважин во всем спектре – от полной обводненности до безводной нефти. В этих условиях гидродинамическая обстановка залежи и водонапорной системы в целом перестает быть напрямую связана с количеством добываемой нефти, поскольку более жесткий водонапорный режим способствует более активному прорыву подошвенных (или контурных) вод через прослои высоковязкой и, следовательно, менее подвижной нефти. Поэтому увеличение добычи нефти, определение наиболее рационального режима разработки может быть достигнуто, прежде всего, за счет снижения вязкости нефти, что подтверждается данными многолетней эксплуатации залежи башкирского яруса с применением мероприятий по термическому воздействию на пласт.