2.3 Гидрогеологические условия района работ

По региональному районированию исследуемый район приурочен к Западно-Сибирскому гидрогеологическому мегабассейну (ЗСМБ).

В вертикальном разрезе ЗСМБ выделяется три самостоятельных наложенных друг на друга гидрогеологических бассейна: кайнозойский (КZ), мезозойский (МZ), палеозойский (РZ), в составе которых выделяется 6 водоносных комплексов: олигоцен-четвертичный (первый), турон-олигоценовый (второй), апт-альб-сеноманский (третий), неокомский (четвертый), юрский (пятый) и триас-палеозойский (шестой).

Олигоцен-четвертичный водоносный комплекс. Представлен, в основном, песчаными породами палеогена (атлымская, новомихайловская свиты) и рыхлыми породами четвертичного возраста. Общая мощность комплекса 125-350 м. Эффективная толщина в связи с наличием многолетнемерзлых пород составляет 85-120 м.

На территории Среднего Приобья, водоносный атлым-новомихайловский горизонт имеет широкое распространение и литологически представлен песчано-глинистыми осадками. Коллекторами являются пески мелко- и среднезернистые, кварцевые, серые и светло-серые.

Фильтрационные свойства характеризуются значительным коэффициентом фильтрации 1‑25 м/сут. Водообильность довольно постоянна по площади и по разрезу, дебиты скважин от 0,2 до 27 л/с. Воды преимущественно инфильтрационного генезиса, пресные, мягкие, общая жесткость 1,2-5,38 мг-экв./л, реакция от слабокислой до слабощелочной, повсеместно характеризуются повышенным содержанием железа - до 6 мг/л, температура вод 1-5ОС. Минерализация вод составляет 0,1-0,5 г/л. Воды атлымского и новомихайловского горизонтов широко используются для централизованного водоснабжения гг. Нижневартовска, Сургута, Когалыма, Ноябрьска и др. Рассматриваемый горизонт характеризуется напорным режимом.

К четвертичным аллювиальным отложениям, представленным преимущественно песками, приурочены безнапорные грунтовые воды, напрямую связанные с озерами и речными системами. Они используются преимущественно для технических нужд, но могут употребляться и в качестве питьевых при надежной санитарной очистке.

Турон-олигоценовый комплекс. Объединяет отложения турон-олигоценового возраста, представленные преимущественно глинистыми породами. В гидрогеологическом отношении комплекс является региональным водоупором, изолирующим нижележащие водоносные комплексы от вышележащих. Мощность пород достигает 650-800 м. В разрезе комплекса отмечены маломощные песчано-алевритовые прослои.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс. Комплекс развит в пределах всего ЗСМБ, представлен слабосцементированными песчаниками, алевролитами и глинами, общая мощность которых местами достигает 900-1000 м. Песчаная фация комплекса мощностью в несколько сот метров прослеживается по всей территории бассейна и характеризуется высокими коллекторскими свойствами (пористость 30-35%, проницаемость до 3,0 мкм2), высокой водообильностью, самоизливом в скважинах специальной конструкции с большим диаметром труб.

Водопроводимость комплекса в Нижневартовском районе варьирует в пределах от 260 до 425 м2/сут, коэффициент пьезопроводности изменяется от 2,77·105 до 3,8·105 м2/сут.

Апт-альб-сеноманский комплекс перекрывается регионально выдержанными турон-палеогеновыми глинами мощностью до 800 метров (центральная часть), являющимися надежным водоупором. Снизу его отложения отделены от неокомского водоносного комплекса глинисто-алевролитовыми породами нижнеаптского возраста (атлымская свита) мощностью 50 м.

По периферии бассейна: на западе, юге и востоке в породах комплекса развиты пресные и слабосолоноватые воды с минерализацией до 3 г/л, в его центральной части минерализация вод достигает 21-23 г/л, тип вод – хлоркальциевый. На севере ЗСМБ, абсолютные отметки уровней подземных вод в скважинах имеют отрицательные значения, пластовые давления ниже гидростатических. Воды комплекса содержат растворенный газ, состав которого от окраин к центральным районам впадины меняется с азотного на метановый. По изучаемому району содержание метана от 91,4 % (Родниковое месторождение) до 100% (Дружное месторождение) (таблица 2.1, 2.2), углекислого газа – от 0,076 до 0,47 %, гелия – 0,02 % (см. таблица 2.1, 2.2).

Газонасыщенность вод составляет 0,98-1,38 м33, давление насыщения 0,4-0,9 МПа, в северной части вблизи газовых месторождений газовый фактор равен 1,7-2,0 м33, воды предельно газонасыщены. Физические параметры апт-сеноманских вод представлены в таблице 2.3.

В кровле апт-альб-сеноманских отложений температура пород изменяется от +5° до +50°С. В периферийных частях бассейна воды наиболее холодные – от +5° до +20°С, в центральной области от +40 до +50°С.

Апт-альб-сеноманская вода в районе работ содержит йод и бром в различных количествах. Йод от первых десятых долей до 16,0 мг/л и может служить источником его извлечения в промышленных количествах; запасы йода в этих водах огромны. Кроме того, она является потенциальным сырьем для получения тяжелых рассолов, которые широко используются нефтяниками при ремонте и бурении скважин; а также апт-альб-сеноманская вода обладает эффективными лечебными свойствами.


Таблица 2.1

Химсостав газа, растворенного в подземных водах апт-сеноманского

водоносного комплекса Нижневартовского нефтегазоносного района

№№

скв.

Интервал перфорации, м

Возраст

Условия

отбора

Газовый фактор,

м33

Состав водорастворенного газа, % об.

Давле-

ние насыще-

ния, МПа

высшие

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Мало-Черногорский водозаборный участок

970-1720

-“-

пробоотб.

с гл.1300м

1.07

0.076

0.0005

93.54

0.62

0.28

0.31

2.7

2.44

0.021

-“-

н/опр

Дружный водозаборный участок

207

214

215 бис

218 бис

972-1693.2

1081-1631

934-1587

923-1520

-“-

-“-

-“-

-“-

на устье

-“-

-“-

-“-

0,30

Нет

0,20

0,40

-

-

-

-

98,7

100

99,8

99,6

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

нет

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Продолжение табл. 2.1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

Самотлорский водозаборный участок

204б

922-1515

апт-альб-сеноман

пробоотб. с гл. 1400м

0,7

0,84

н/опр.

97,0

0,02

н/опр.

н/опр.

н/опр.

2,05

0,014

0,02

4,9

208б

926-1495

-“-

-“-

0,88

0,11

96,8

0,28

0,17

0,09

-

2,48

0,02

0,046

5,8

217б

972-1613

-“-

-“-

1,24

0,6

95,0

0,04

-

-

3,9

0,39

0,04

8,2

Советский водозаборный участок

318б

1123-1513

альб-сен.

0,71

1,59

94,17

0,38

0,05

0,06

0,02

3,72

н/опр.

0,51

Мегионский водозаборный участок

12

963-1655

альб-сен

на устье

1,2

99,60

сл.

0,2

0,2

н/опр.

30

1008-1319

сеноман

98,1

1,8

Родниковый водозаборный участок

15в

1110-1537

апт-альб-сеноман

пробоотб. с гл.1400м

1,38

0,47

0,0005

91,4

0,61

0,64

1,15

3,7

1,97

0,016

н/опр.

9,05

Таблица 2.2

Химсостав подземных вод и растворенных в них газов по продуктивным горизонтам месторождений Нижневартовского нефтегазоносного района

Комплекс,

нефтеносные

пласты

Состав воды, мг/л, мг-экв/л

Минерализация,

г/л

Тип воды

Состав газа, %

Cl

SO4--

HCO3-

Na++K+

Ca++

Mg++

CH4

C2H6+высшие

N2

CO2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Агинское месторождение

Ачим. толща

(скв. 298)

7447,0

212,8

0

0

5233,0

227,5

130,0

6,5

21,0

1,8

14,2

HCO3-Na

Ачим. толща

(скв. 176)

7518,0

214,8

0

0

5329,0

231,7

134,0

6,7

34,0

2,8

14,8

HCO3-Na

Западно-Сургутское месторождение

Апт-сеноман

10356,3

319,89

-

-

176,9

2,9

6624,6

293,76

681,4

34,0

142,9

11,75

18,8

Cl-Ca

97,5

0,30

2,0

0,2

БС1

9943,0

266,0

-

-

237,9

3,9

5227,0

249,0

380,0

19,0

сл.

сл.

16,0

Cl-Ca

БС8

9497,5

267,0

8,0

0,17

53,6

8,8

5933,3

257,97

244,0

12,2

46,36

3,8

16,4

Cl-Ca

БС10

7087,5

225,0

-

-

1464,0

24,0

5423,4

235,8

216,0

10,8

21,28

2,4

15,3

HCO3-Na

Родниковое месторождение

Апт-сеноман

12333,0

347,9

1,01

0,02

140,3

7,45

7233,96

314,5

505,1

25,2

126,46

10,4

20,35

Cl-Ca

91,4

6,1

2,0

0,47

БС12

10933,0

310,0

-

-

1183,0

19,4

5925,0

255,9

340,0

17,0

863,0

71,0

19,3

Cl-Ca

Ю1

6808,0

192,0

-

-

3172,0

52,0

5488,0

238,6

72,0

3,6

22,0

1,8

15,6

HCO3-Na

Продолжение табл. 2.2

Комплекс,

нефтеносные

пласты

Состав воды, мг/л, мг-экв/л

Минерализация,

г/л

Тип воды

Состав газа, %

Cl

SO4--

HCO3-

Na++K+

Ca++

Mg++

CH4

C2H6+высшие

N2

CO2

Русскинское месторождение

Апт-сеноман

13845,0

390,0

1,6

0,07

99,1

1,62

8370,6

363,94

395,8

19,75

97,2

8,0

22,8

Cl-Ca

БС1

10650,0

300,0

4,0

0,08

122,0

2,0

6377,4

277,84

412,0

20,6

51,24

4,2

17,8

Cl-Ca

БС10

9940,0

280,0

4,0

0,08

1122,4

18,4

6594,0

278,0

316,0

15,8

56,12

4,6

18,0

Cl-Ca

Мыхпайское месторождение

Апт-сеноман

скв. 3в

11963,5

337,0

н/о

225,7

3,7

7079,4

307,8

383,0

19,15

167,75

13,75

19,8

Cl-Ca

Апт-сеноман

скв. 4в

11879,0

335,0

н/о

61,0

1,0

6763,2

213,8

428,0

21,4

111,2

9,2

19,2

Cl-Ca

БС10

скв. 61

10021,0

308,0

9,0

0,18

671,0

11,0

6257,0

272,18

930,0

46,5

18,0

1,5

18,8

Cl-Ca

БС11

скв. 61

11698,0

930,0

н/о

878,0

14,4

6726,0

291,29

920,0

46,0

73,0

6,0

20,3

Cl-Ca

БС11

скв. 76

9929,0

280,0

8,0

0,17

708,0

11,6

5804,0

251,3

784,0

39,2

16,0

1,3

17,2

Cl-Ca

БС14

скв. 69

10933,0

310,0

29,0

0,5

732,0

12,0

6612,0

286,1

730,0

36,5

н/о

19,0

Cl-Ca


В целом подземные апт-альб-сеноманские воды ЗСМБ имеют седиментогенное происхождение, их формирование связано с накоплением осадков в прибрежных областях континентального шельфа. Влияние инфильтрогенных вод отчетливо проявляется лишь вблизи складчатого обрамления бассейна.

Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс Западно-Сибирской платформы представляет собой огромный водонапорный бассейн, надежно изолированный от поверхности и нижерасположенных водоносных пластов, гидродинамически относительно однородный, он обладает неограниченными естественными запасами вод, химсостав которых в центральной части территории изменяется незначительно.

Динамика вод апт-сеноманского водоносного комплекса определяется тем, что песчаная фация этих отложений прослеживается по всей Западной Сибири, и движение вод, о чем было сказано выше, идет от складчатого обрамления бассейна (области питания) через центр впадины в северном направлении. Движение вод апт-альб-сеноманского комплекса происходит в северном направлении, перепады напоров составляют около 0,01 МПа на 50 км, скорость движения вод равна 1-3 см/год.

Благодаря высокой водообильности, лучшими по сравнению с пресной водой нефтеотмывающими и нефтевытесняющими свойствами, обеспечивающими увеличение нефтеотдачи до 5%, апт-альб-сеноманские воды широко используются для заводнения нефтяных пластов Сургутского, Нижневартовского, Ноябрьского и других районов Западной Сибири. Немаловажным обстоятельством для условий данного региона (суровая зима) является довольно высокая пластовая температура этой воды. Кроме того, при использовании апт-альб-сеноманских вод не происходит отложения солей в обводняющихся скважинах и нефтепромысловом оборудовании. Таким образом, разработка нефтяных месторождений с использованием для заводнения апт-альб-сеноманских вод более эффективна, чем при закачке пресных вод.

Неокомский водоносный комплекс. Включает отложения ачимовской пачки, мегионской, вартовской и низы атлымской свит, которые представлены чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников, не выдержанных по площади. Мощность водоносного комплекса составляет 450-600 м. Водовмещающие породы имеют по сравнению с породами нижезалегающего комплекса лучшие коллекторские свойства: пористость достигает 15-25%, проницаемость – от единиц до нескольких сотен миллидарси. Водообильность пород высокая – десятки и сотни м3/сут при самоизливе скважин, избыточное давление на устье составляет 0,1-0,5 МПа.

Минерализация вод – 15-16 г/л. Тип вод гидрокарбонатно-натриевый, хлоридно-кальциевый и хлоридно-магниевый (по В.А. Сулину), сульфаты практически отсутствуют. К комплексу приурочены основные нефтеносные горизонты района (пласты групп А и Б). Основными солеобразующими компонентами пластовых вод комплекса являются: натрий + калий (4414-8836 мг/л), хлор-ион (8156-1549 мг/л), кальций (963-2300 мг/л), гидрокарбонат-ион (98-854 мг/л). Из микроэлементов присутствуют йод (1,08-12,9 мг/л), бром (4,86-71,26 мг/л), бор (2,9-23,0 мг/л), фтор (0,08-4,34 мг/л).

Подземные воды насыщены растворенным газом. В составе газа преобладает метан (до 91,5%), тяжелые углеводороды содержатся в небольшом количестве (до 0,6%), азот (до 6,7%). Газовый фактор составляет 1,0-1,5 м33. Температура пород комплекса изменяется от +80° до +60°С.

Верхним водоупором комплекса являются преимущественно глинистые породы атлымской свиты, залегающей в нижней части аптского яруса нижнего мела и имеющей мощность 50 м.

Юрский водоносный комплекс. Охватывает трещиновато-пористые породы фундамента, коры выветривания и юрские осадки, представленные ритмичным чередованием аргиллитов, алевролитов и сильно глинистых песчаников, мощность их 400-500 м, пористость песчаников комплекса не превышает 15-20%, проницаемость низкая, измеряемая сотыми и тысячными долями мкм2. Дебиты скважин незначительные – единицы и десятки м3/сут при низких динамических уровнях. Минерализация вод составляет 14-16 г/л, тип вод – гидрокарбонатно-натриевый (по В.А.Сулину). Сульфаты отсутствуют. Водно-растворенные газы имеют преимущественно метановый состав (до 94%), количество тяжелых углеводородов не превышает 5%, углекислоты – 4,8%. Газовый фактор изменяется от 0,8 до 1,5 м33. Температура подземных вод колеблется от +96° до +80°С. Промышленные скопления нефти обнаружены в пласте ЮС10, ЮС1, ЮС2.

Комплекс перекрывается толщей глинистых отложений верхнеюрского возраста мощностью до 40-60 м, которая является его водоупором.

Триас-палеозойский водоносный комплекс. По данному комплексу сведений нет.


Информация о работе «Оценка совместимости пластовых и закачиваемых вод Самотлорского месторождения»
Раздел: Геология
Количество знаков с пробелами: 64289
Количество таблиц: 7
Количество изображений: 2

Похожие работы

Скачать
35306
0
1

... месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования. 1. Газлифтный способ добычи нефти При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу. Газлифт подразделяется на два типа: ...

0 комментариев


Наверх