Гидрогеология

2.1.4 Гидрогеология

В гидрогеологическом отношении Южно-Ягунское месторождение расположено в центральной части огромного бассейна, сложенного слоистыми осадочными породами. Гидрогеологические условия определяются наличием водоносных слоистых толщ, разобщенных водоупорными отложениями, имеющими региональное развитие. В качестве региональных водоупоров в районе месторождения выделяются:

-  толща водоупорных глинистых осадков олигоцен-туронского возраста, мощностью до 750 м;

-  толща аргиллитов мегионской свиты (бериас-валанжинского возраста), мощностью до 90 – 130 м.

В соответствии с этим, в гидрогеологическом разрезе региона и площади месторождения, выделены три гидрогеологических этажа. Верхний гидрогеологический этаж объединяет водонасыщенные отложения олигоцен-четвертичного возраста. Для него характерна гидравлическая связь водоносных горизонтов и комплексов с поверхностью, что определяет динамику и гидрохимию подземных вод. Условия питания, циркуляции, влияния атмосферных осадков обуславливают наличие в нем пресных подземных вод, имеющих практическое значение для хозяйственно-питьевого водоснабжения. В верхнем гидрогеологическом этаже выделяются следующие водоносные горизонты (сверху вниз):

-  водоносный горизонт четвертичных отложений;

-  подземные воды спорадического распространения отложений смирновской и бешеульской свит;

-  водоносный горизонт в песках абросимовской свиты;

-  туртасский водоносный горизонт;

-  новомихайловский водоносный горизонт;

-  атлымский водоносный горизонт.

Наиболее практическое значение имеют водоносные горизонты четвертичных отложений, новомихайловский и атлымский водоносные горизонты. Последние два горизонта объединяются в один куртамышский водоносный горизонт, имеющий промышленное значение для организации централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Ниже приводится краткая характеристика водоносных горизонтов.

 Водоносный горизонт четвертичных отложений. Высокие положения уровня грунтовых вод четвертичных отложений определяют небольшую мощность зоны аэрации, колеблющуюся в районе месторождения от 0 до 4 м, реже до 5 – 7 м. Водовмещающими являются пески и торф с подчиненными прослоями супесей и суглинков. Общая мощность отложений от 45 до 62 м. Дебиты скважин составляют 4,7 – 17,5 л/сек при понижении 5,3 – 20,3 м. По химическому составу воды преимущественно гидрокарбонатные кальциево-магниевые с минерализацией 0,02 – 0,15 г/л.. В связи со слабым развитием окислительных процессов и мелкодисперсным составом отмечается превышение норм ПДК по марганцу в 15 – 24 раза, железу – в 4 – 8 раз, цветности – в 1,5 – 3 раза и мутности – в 2,5 – 4 раза. Воды горизонта широко используются для технического водоснабжения на промплощадках и буровых кустах.

 Куртамышский водоносный горизонт. Залегает на глубине 180 – 200 м. Дебиты скважин, эксплуатирующих горизонт, колеблются от 800 до 1000 м³/сут. при понижениях 17 – 28 м. Химический состав вод гидрокарбонатный магниево-кальцевый с минерализацией до 0,3 – 0,5 г/л, с повышенным содержанием кремнекислоты (H₂SiO 3 – 92 мг/л и железа до 7 мг/л). Пьезометрический уровень 0 – 5 м. Воды горизонта используются для водоснабжения вахтовых поселков. Так подземные воды используются для централизованного водоснабжения г. Когалыма. Водозабор расположен в нескольких километрах южнее Южно – Ягунского месторождения. Подземные воды горизонта напорные, статические уровни устанавливаются на глубине в среднем 2 м. По своему качеству подземные воды пресные с сухим остатком до 0,15 г/л, содержание железа – 3,5 мг/л. По остальным компонентам превышений ГОСТ и ПДК не наблюдается.

 Средний гидрогеологический этаж объединяет водоносные комплексы разреза, подземные воды которых имеют гидравлическую связь с поверхностью только на периферии структуры бассейна, а на большей части бассейна, в т.ч. и на площади Южно – Ягунского месторождения, мощными регионально выдержанными водоупорными породами изолирует подземные воды от поверхности. В разрезе в интервале глубин 970 – 2800 м выделяются:

-  апт-альб-сеноманский водоносный комплекс;

-  подземные воды песчаных отложений вартовской свиты (пласты АС);

-  водоносный комплекс нижней части вартовской свиты и верхней части мегионской свиты (пласты БС 8 – 12).

Все они относятся к гидродинамической зоне затрудненного водообмена. Общий уклон пьезометрической поверхности – на север, в сторону Карского моря. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекс содержит хлоридно-натриевые воды с минерализацией до 20 г/л. Дебиты скважин 30 л/сек (» 2000 м³/сут.). подземные воды комплекса широко используются для поддержания пластового давления. Водоносный комплекс нижней части вартовсой свиты содержит продуктивные пласты БС 10 – 11. Воды напорные, производительность скважин несколько сот кубических метров в сутки, воды также хлоридные натриевые. Минерализация вод изменяется от 18,2 до 26,1 г/л, содержание ионов хлора в среднем составляет 14,6 г/л, ионов натрия и калия – 9,1 г/л (см. таблицу 2.4). Хлор-иона содержится 13475 мг/л; натрий – иона 532 мг/л. Вязкость воды рассматриваемых объектов 0,5 МПа*с. Углекислый газ, сероводород отсутствуют, сульфат-ион присутствует в незначительном количестве. Плотность воды при 20 °С составляет кг/м³.

Таблица 2.4 Свойства пластовых вод продуктивных горизонтов «Южно-Ягунского» месторождения

Нижний гидрогеологический этаж осадочного чехла включает водоносные горизонты и комплексы не имеющие гидравлической связи с современной поверхностью и относится к зоне весьма затрудненного водообмена. В разрезе осадочной толщи этажа выделяются:

водоносный комплекс ачимовской толщи мегионской свиты;

водоносный комплекс верхней части васюганской свиты;

водоносный комплекс тюменской свиты и коры выветривания пород фундамента.

Падение пьезометрического уровня также происходит в северном направлении. Воды хлоридно-натриевые. Минерализация вод ачимовской толщи составляет 12,3 – 18,4 г/л, в продуктивных пластах юры минерализация воды изменяется от 26,2 до 39,2 г/см³, содержание ионов хлора от 14,7 до 22,7 г/л, ионов натрия и калия от 10,0 до 14,8 г/л. В воде отсутствует сульфаты, углекислый газ и сероводород. Основные солеобразующие элементы – ионы натрия - 8015 – 11209 мг/л, хлора - 120568 – 17110 мг/л и гидрокарбонатного иона - 1854 – 1220 мг/л. Содержание йода – 0,84 – 4 мг/л, брома – 43,6 – 67,6 мг/л, аммония – 30 – 75 мг/л.

Характеристика изменения общих, нефтенасыщенных и эффективных толщин продуктивных пластов месторождения получены в результате обработки разрезов разведочных и эксплуатационных скважин.

 При определении коллекторских свойств и характеристики насыщения продуктивных пластов использовались данные промыслово – геофизических, гидродинамических и лабораторных исследований кернового материала. Свойства пород по керну изучались по общепринятым методикам в ЦЛ «Главтюменьгеологии».

 Открытая пористость (Кп) определялась методом насыщения, проницаемость (Кпр) фильтрацией газа на установке ГК-5. Данные о водонасыщенности получены косвенным методом центрифугирования на определенном режиме, применяемом при изучении коллекторов Западной Сибири. Полученные при этом значения связанной воды, или водоудерживающей способности пород (Квс), является комплексной характеристикой свойств пород как возможных коллекторов.

Коллекторские свойства продуктивных пластов в значительной степени определяются как вещественным составом, так и структурой порового пространства слагающих пород.

Породы-коллекторы Южно-Ягунского месторождения представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами аркозового состава; в пластах 1БС10 и 1БС11 доминируют крупнозернистые алевролиты, а в пластах 2БС10, 2БС11 и ЮС1 мелкозернистые песчаники.

Коллекторские свойства по месторождению ухудшены за счет повсеместно распространенного пленочно-порового лейкоксена.

В пластах неокома фиксируется тенденция влияния зернистости и отсортированности пород на их фильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС). Юрские и ачимовские отложения имеют низкие ФЕС даже при высокой зернистости из-за вторичных преобразований.

Продуктивный пласт ЮС1 представляет собой пачку переслаивающихся песчаников и аливролитов с прослоями аргиллитов.

Состав породообразующей части аркозовый с преобладанием полевых шпатов (55-60%) над кварцем (35-40%), невысоким содержанием обломков пород (10-12%) и примесным содержанием слюд (2-3%). Гранулометрический состав коллекторов широко варьирует в плане и по разрезу пласта. Доминируют мелкозернистые песчаники (Мd=0,12 мм), хорошо отсортированные (Sо=1,64) умеренноглинистые (Кгл=8,7%) и малокарбонатные (1,1%). Однако на коллекторские свойства пласта ЮС1 влияют и факторы: развиты процессы вторичного минералообразования железно-титанистых минералов. Лейкоксен и пирит, развиваясь в виде пленок вокруг зерен, усложняя структуру порового пространства и существенно снижают ФЕС пород.

Пористость пород равна 15,9 и 14,7%, проницаемость 16 и 5,2*10 мкм соответственно.

Продуктивный горизонт БС11 - пласты 1БС11 и 2БС11 представляют собой толщу песчано-глинистых пород. Проницаемые разности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-зернистыми алевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными с горизонтальной, наклонной и линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывами углисто-растительного и слюидистого материала по плоскостям наслоения. Состав породообразующей части аркозовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) над кварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%).

Пласт 2БС11 сложен мелкозернистыми песчаниками (Мd=0,12), хорошо отсортированными (Sо=1,46), умеренно глинистыми и малокарбонатными.

Коллекторские свойства пород пласта 2БС11 изучены по 50 скважинам с высокой плотностью – 5,6 образцов на 1 метр изученной площади. Средняя пористость коллекторов равна 19,80% проницаемость 109*10 мкм.

Продуктивный горизонт БС10 включает 2 продуктивных пласта: 1БС10 и 2БС10. Для пласта 2БС10 характерна тенденция уменьшения нефтенасыщенной толщины по направлению с севера на юг, а также уменьшение толщины по мере приблежения к внешнему контору нефтеносности.

В пласте выделено две залежи: Ягунская 36*11 км, и Южно-Ягунская 21,5*8,7 км. По составу обломочной части породы горизонта БС10 – аркозы, с преобладанием в них полевых шпатов (45-50%) над кварцем (35-45%).

Коллекторские свойства пласта 1БС10 исследованы керном по разрезу 39 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости 4.4, проницаемости 3.1, водоудерживающей способности 2.9 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от 12,8 до 25,8% при средней 20,6%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,1 до 1165*10 мкм, при этом Кпр – 33*10 мкм.

Коллекторы пласта 1БС10 представлены крупнозернистыми алевролитами ( Мd =0,09 мм).

Коллекторские свойства пласта 2БС10 исследованы керном по разрезу 26 скважин. Плотность анализов высокая и составляет по пористости 5.8, проницаемости 3.6, водоудерживающей способности 2.6 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от 20 до 24%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,5 до 682*10 мкм, при этом средней 161*10 мкм.

Похожие работы

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Скачать

40729

17

33

... , воздействующих на скорость коррозии металла. К таким факторам относятся обводненность продукции, наличие в ней механических примесей, расслоение при определенных гидродинамических режимах течения водонефтяных эмульсий. Рассмотрим состояние промысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, среди которых имеется 762,912 км трубопроводов различного назначения и диаметра (табл. ...

Аппараты для воздействия на водонефтяные эмульсии магнитным полем

Скачать

41448

14

14

... поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости. Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 0С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на ...

Teхнические средства борьбы с АСПО

Скачать

34271

4

9

... предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 4). Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий. Химические ...