Scientific journal

Advances in current natural sciences

ISSN 1681-7494

"Перечень" ВАК

ИФ РИНЦ = 0,775

Разработка нефтяных месторождений на обширной территории Западной Сибири традиционно сопровождается изъятием из недр углеводородов вместе с попутно добываемыми водами, а также размещением этих вод в недра для интенсификации нефтедобычи и поддержания пластового давления (ППД) в залежах. При недостаточном объеме попутных вод для системы ППД довольно продолжительное время (более 55 лет) используются минерализованные воды апт-альб-сеноманского водоносного комплекса (ААС ВК) Западно-Сибирского мегабассейна, реже используются пресные воды олигоцен-четвертичного водоносного комплекса, ресурсы поверхностных водотоков и очищенные хозяйственно-бытовые стоки.

Образующаяся в результате заводнения сложная система «закачиваемая вода – пластовая вода – углеводороды – горные породы» требует тщательного изучения состояния ее равновесия. Необходимость оценки геохимической совместимости пластовых и закачиваемых флюидов является одной из важнейших задач промысловой гидрогеологии, поскольку прогноз равновесия смешиваемых вод поможет предотвратить проблемы солеотложений на скважинном оборудовании, ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов и, как следствие, снижения нефтеотдачи [1-4]. Безусловно, закачиваемые в пласт воды для нормирования их качества должны пройти соответствующую подготовку, что исключит (или уменьшит) негативное влияние на призабойную зону, отложение солей в пласте, коррозию оборудования, развитие бактериального загрязнения и другие осложнения.

Вопросами гидрогеологических исследований на месторождениях при выборе водоисточника для заводнения нефтяных залежей занимались В.В. Муляк, Ю.П. Гаттенбергер [5], А.В. Бриков [6]. Процессам, приводящим к гидрохимическим изменениям в продуктивных пластах во время заводнения, посвящены работы А.М. Никанорова [7], В.А. Ольховской [8] и др. Существующие методы прогнозирования солеобразования в скважинах и на нефтепромысловом оборудовании рассмотрены в работах В.Е. Кашавцева [9], О.П. Абрамовой, Л.А. Абуковой [10], Н.Н. Михайлова [11], В.Ю. Мастерковой [12] и др.

Достаточно широко проблема формирования карбонатных солей в пластовых условиях нефтяных месторождений, моделирование процессов осаждения и пути их решения освещены и зарубежными учеными [13-15].

Установлено, что отложение солей в пластах-коллекторах и на нефтепромысловом оборудовании при разработке месторождений Западной Сибири связано с изменением термодинамических условий пластовых флюидов, находящихся в состоянии насыщения по отношению к карбонатам коллектора, нестабильностью закачиваемых вод в пластовых условиях, смешением химически несовместимых вод [9].

На месторождениях Западной Сибири карбонатные солеотложения представлены, главным образом, в виде карбоната кальция. Растворимость карбоната кальция существенно зависит от термобарических условий. С повышением температуры и снижением давления растворимость снижается, и отложение карбоната кальция усиливается. Кроме того, растворимость карбонатных солей тесно связана с наличием в растворе двуокиси углерода (СО2), который позволяет удерживать карбонат кальция в растворенном состоянии. Карбонаты, содержащиеся в горных породах осадочного чехла, активно растворяются в воде, содержащей СО2. При этом происходит обогащение воды ионами НСО3-, Са2+ и Mg2+. Этот процесс сопровождают реакции с осаждением, растворением и выщелачиванием карбоната кальция [5]. Поэтому на территории Западной Сибири при нагнетании в нефтеносные пласты агента заводнения и, как следствие, изменения термодинамических условий, прогноз возможного осадкообразования карбонатов остается актуальным.

Автором обобщены фондовые данные результатов многолетних исследований совместимости пластовых и закачиваемых флюидов методом термодинамического моделирования, выполненных в пределах Западно-Сибирского мегабассейна в рамках отчетов по оценке запасов подземных вод с целью их использования в системах поддержания пластового давления. Согласно обобщенным данным [2], наиболее часто встречаемый вариант в анализируемых данных ‒ это отсутствие осадка кальцита в смешиваемых флюидах. Максимальные концентрации карбоната кальция (в том числе отсутствие осадка), возможные в результате смешения закачиваемых вод с водами продуктивных отложений неокома и юры, прогнозировались в 68% проведенных определений, при соотношение долей пластовой воды и агента заводнения 1:9, т.е. при условии практически полного замещения исходного пластового флюида. Таким образом, при моделировании солеотложений важен исходный состав пластовых и закачиваемых вод, а интенсивность солеотложения проявляется при определенной степени разбавления пластовых вод.

Цель исследования – экспериментально выявить факт выпадения осадка при смешивании пластовых вод неокомского и апт-альб-сеноманского комплексов при заданной температуре, характерной для пластовых условий, что позволит воссоздать процесс заводнения продуктивных отложений неокома минерализованными водами апт-альб-сеноманского комплекса.

Материал и методы исследования

Геолого-гидрогеологические условия

Восточно-Янчинское месторождение расположено на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа-Югры Тюменской области.

Геологический разрез Восточно-Янчинского месторождения представлен мощной толщей песчано-глинистых образований мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, с резким угловым и стратиграфическим несогласием залегающих на метаморфизованных породах доюрского складчатого фундамента. В тектоническом плане месторождение приурочено к юго-восточному склону Северо-Нижневартовской моноклинали, граничащей с юга с Нижневартовским сводом, вблизи границы двух надпорядковых структур – Хантейского мегасвода и Надым-Тазовской синеклизы.

По нефтегеологическому районированию территории Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (под ред. ГП «НАЦ РН им. В.И. Шпильмана», 2010 г.) Восточно-Янчинское месторождение относится к Вартовскому нефтегазоносному району Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленно нефтеносными являются терригенные отложения мегионской свиты нижнемелового возраста (К1v, пласт БВ10) и васюганской свиты верхнеюрского возраста (J3, пласт ЮВ11).

Согласно гидрогеологическому районированию территории РФ (ВСЕГИНГЕО, 2008 г.) Восточно-Янчинское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирского сложного артезианского бассейна и находится в пределах Иртыш-Обского АБ стока (гидрогеологическая структура II порядка).

В вертикальном разрезе бассейна выделяют два гидрогеологических этажа, резко различающиеся по своим гидрохимическим и гидродинамическим особенностям, условиям залегания, питания и разгрузки подземных вод. Региональным водоупором, изолирующим минерализованные воды нижнего этажа от пресных вод верхнего, служит мощная толща (в районе работ порядка 600 и более метров) кремнисто-глинистых пород турон-эоценового возраста. В настоящей статье рассматриваются подземные воды апт-альб-сеноманского и неокомского водоносных комплексов нижнего гидрогеологического этажа.

Воды ААС ВК хлоридно-кальциевого типа по В.А. Сулину. Минерализация пластовых вод ‒ 19,6 г/дм3. Величина водородного показателя (рН) ‒ 8,0 (среда слабощелочная). Основные макрокомпоненты представлены ионами натрия+калия – 7016 мг/дм3, кальция – 371 мг/дм3, магния – 87 мг/дм3, хлора – 11964 мг/дм3, гидрокарбоната – 140 мг/дм3.

Формула солевого состава подземных вод апт-альб-сеноманского водоносного комплекса имеет следующий вид:

. (1)

Пластовые воды неокомского хлоридно-кальциевого типа по В.А. Сулину. Величина водородного показателя ‒ 6,9. Минерализации вод ‒ 20,9 г/дм3. Содержание ионов натрия+калия составляет – 7110 мг/дм3, магния – 69 мг/дм3, хлора – 12851 мг/дм3, гидрокарбоната –140 мг/дм3.

Формула солевого состава пластовых вод неокомского комплекса:

. (2)

Методика исследований совместимости пластовых и закачиваемых вод

Эксперимент выполнен на базе аккредитованной лаборатории физико-химических методов исследований ИНГГ СО РАН им. А.А. Трофимука (аттестат аккредитации № RA.RU.21АЖ28).

Для лабораторных исследований в декабре 2023 г. были отобраны пробы попутной воды продуктивных отложений неокома и пластовой воды апт-альб-сеноманского комплекса на Восточно-Янчинском месторождении в объеме по 6 л. Из пробы неокомского комплекса отделить воду от нефти не удалось, ввиду отсутствия обводненности неокомской залежи на начальном этапе разработки Восточно-Янчинского месторождения.

Рис. 1. Подготовленные смеси проб воды

Для эксперимента было принято решение использовать близкую по геохимическим характеристикам пробу воды неокомского комплекса с месторождения им. Малыка, в качестве месторождения-аналога.

Из исходных профильтрованных проб были подготовлены образцы объемом 400 мл каждая в соотношениях 0:10, 1:9, 2:8, 3:7, …, 8:2, 9:1, 10:0 в двойном количестве для проведения смешения при комнатной температуре и при заданной пластовой температуре. Всего подготовлено 22 образца. Каждой смеси присваивался лабораторный номер и формировался протокол количественного химического анализа (КХА).

Смеси изготавливались из пар проб № 14436 (пластовая вода ААС ВК) и 14437 (пластовая вода неокомского ВК) для эксперимента без нагрева, № 14447 (пластовая вода ААС ВК) и 14448 (пластовая вода неокомского ВК) для эксперимента с нагревом (рис. 1).

Для первого эксперимента, выполненного при комнатной температуре, в смесях и исходных пробах определялось рН, плотность, содержание следующих ионов: натрий, кальций, магний, хлориды, сульфаты, карбонаты, гидрокарбонаты. Визуально фиксировалось выпадение осадка.

Для второго эксперимента полученные смеси и исходные пробы (всего 11) нагреты на водяной бане до заданной температуры (+85 оС), выдерживались в течение 30 мин, извлекались и доводились до комнатной температуры. В смесях также определялось рН, плотность, содержание следующих ионов: натрий, кальций, магний, хлориды, сульфаты, карбонаты, гидрокарбонаты. Визуально фиксировалось выпадение осадка. Образцы типа 0:10 и 10:0 это исходные пробы, но нагретые наряду с остальными смесями до указанной температуры с целью определения влияния нагрева на исходные пробы.

Содержание натрия, кальция, магния, сульфатов определялось методом ионной хроматографии. Содержание карбонатов, гидрокарбонатов и хлоридов определялось титриметрически. Определение рН выполнено потенциалометрическим методом. Взвешанные вещества определялись в смесях гравиметрическим методом.

При интерпретации результатов исследований следует учитывать, что все испытания проводились при атмосферном давлении.

По данным лабораторных анализов исходных проб пластовой и закачиваемой воды в работе выполнена оценка химической совместимости закачиваемых вод с водами нефтепродуктивных отложений методом термодинамического моделирования физико-химических процессов в смешиваемых водах в соответствии с ОСТом 39-229-89 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Определение совместимости закачиваемых и пластовых вод по кальциту и гипсу расчетным методом» с использованием программы «РОСА», методом Стиффа-Девиса и по методике Дебая-Гюккеля.

В основу методики в соответствии (по ОСТ 39-229-89) положена зависимость растворимости солей кальция и магния в многокомпонентных смесях от температуры, давления и газонасыщенности вод. Относительная погрешность метода – 15%. Исходный состав пластовых и закачиваемых вод, в которых преобладает один или два вида солей, определяет состав солеотложений, а степень разбавленности пластовых вод может влиять на интенсивность солеотложения. Согласно ОСТу 39-225-88, воды, смешиваемые в пластовых условиях (с учетом коллекторских свойств), считаются совместимыми, если количество осадка не превышает установленных значений.

Метод Стиффа-Девиса основан на возможности осаждения карбоната кальция путем сравнения фактического рН с расчетным значением рНs при насыщении данной воды карбонатом кальция [9].

В статье также использована методика Дебая-Гюккеля, применяемая при прогнозировании выпадения карбоната кальция на участках обводнения залежей нефти, основанная на теории ионного строения раствора.

Насыщенность вод карбонатом кальция определялась путем вычисления индекса неравновесности с СаСО3 по реакции:

(3)

Индекс неравновесности уменьшается, стремясь к нулю, по мере насыщения воды карбонатом кальция. Индекс неравновесности принимает отрицательные значения при пресыщении вод. А при его нулевом значении система находится в равновесном состоянии.

Результаты исследования и их обсуждение

По результатам сопутствующих лабораторных измерений для опытов без нагревания и с нагреванием исходных проб и их смесей построены графики зависимости определяемых показателей от доли закачиваемой воды в смесях (рис. 2).

Рис. 2. Графики зависимости определяемых показателей (1 – натрий, 2 – хлор, 3 – гидрокарбонат, 4 – кальций, 5 – кальций, 6 – минерализация) от доли закачиваемой воды в смесях

При визуальном осмотре смесей без нагревания (№№14436+14437) и после нагревания (№№14447+14448) выпадение осадка не наблюдалось. В исходных пробах, подвергшихся нагреванию, осадок также не наблюдался.

В целом, содержание основных макрокомпонентов, натрия, хлоридов, гидрокарбонатов, закономерно меняется в смесях согласно их содержаниям в исходных пробах (рис. 2). Все значения концентраций в смесях в основном удовлетворяют линейному тренду, построенному по значениям концентраций в исходных пробах. Нагревание исходных проб не влияет на содержание этих показателей (концентрации натрия, хлоридов и гидрокарбонатов в прогретых и не прогретых пробах одинаковы). Однако следует отметить некоторые отклонения от линии тренда концентраций хлоридов в смесях, подвергшихся нагреванию, что может быть объяснено методикой определения, дающей около 10% погрешности измерений. Концентрации гидрокарбонатов при нагревании также имеют небольшую тенденцию к уменьшению относительно линии тренда. Однако все отклонения находятся в пределах погрешности измерения и носят случайный характер.

Незначительные колебания содержания магния в смесях (аналогичны в опытах с нагреванием и без) относительно линейного тренда обусловлены его низкими концентрациями, относительно высокой погрешностью измерения (20%) в этом диапазоне. Содержание кальция – отмечается отклонение (занижение) концентраций в смесях от их исходных значений. При добавлении в пластовую воду неокомского ВК воды ААС ВК содержание кальция снижается практически в два раза, независимо от температурных условий эксперимента.

Характер снижения, вероятно, связан с содержанием гидрокарбонатов в пробах смешиваемых вод. При добавлении 10% апт-сеноманской воды содержание кальция падает и при дальнейшем разбавлении стремится к содержанию кальция в пробе закачиваемой воды.

Рис. 3. Отклонения от линейного тренда содержания: а) гидрокарбонатов (без нагрева), б) кальция (без нагрева), в) гидрокарбонатов (t=+85оС), г) кальция (t=+85оС)

Связь отклонения содержания в смесях кальция с содержанием гидрокарбонатов будет очевидной, если рассмотреть более детально отклонение содержания гидрокарбонатов в смешанных пробах. Тренд построен по значениям концентраций в исходных непрогретых пробах. Разница между ним и лабораторно измеренным содержанием кальция и гидрокарбонатов в каждой точке смешения показана на рисунке 3 (а, б). Как видим, с увеличением доли пластовой воды в смеси наблюдается некоторая тенденция роста «недостатка» и кальция, и гидрокарбонатов. Таким образом, при смешении исходных проб, исходя из их концентраций, можно ожидать более высокое содержание кальция и гидрокарбонатов в смесях.

Известно, что все гидрокарбонаты в воде растворимы [9]. Гидрокарбонат кальция обусловливает временную жесткость воды. При нагревании раствора гидрокарбоната кальция он разлагается:

(4)

В исходной пластовой воде при нагревании выпадение осадка визуально не фиксировалось, соответственно не фиксируется лабораторным путем снижение содержания кальция и гидрокарбонатов. Вероятно, причиной этому является то, что эта вода уже была изначально нагретой до указанной температуры и содержание гидрокарбоната кальция является равновесным. В растворенном виде гидрокарбонаты удерживаются благодаря наличию свободной углекислоты. Для поддержания углекислотного равновесия в более соленой воде требуется меньшее количество свободной углекислоты.

Описанный эффект отчетливо виден в смесях проб с нагревом (рис. 3 (в, г)), где пластовые воды характеризуются высоким содержанием гидрокарбоната. Однако содержание кальция в смесях невелико, поэтому выпадение осадка незначительно.

На рисунке 4, построенном на данных основных макрокомпонентов в исследуемых водах и их смесей, прослеживается спрямление линий графиков, что подтверждает отсутствие образования осадка.

Рис. 4. Графики смешения пластовых вод неокомского и апт-альб-сеноманского водоносных комплексов при температуре +85ºС

Таблица 1

Расчеты совместимости пластовых и закачиваемых вод по методу Дебая-Гюккеля (при t=+85оС)

Таблица 2

Расчеты совместимости пластовых и закачиваемых вод по методу Стиффа-Девиса (при t=+85оС)

Концентрации солеобразующих ионов в пластовых, закачиваемых водах и их смесях, определенные лабораторным путем, позволили выполнить термодинамические расчеты насыщенности пластовых вод относительно карбоната кальция по методике Дебая-Гюккеля. Результаты исследований и расчетов коэффициентов неравновесности приведены в таблице 1.

Проведенные расчеты карбонатных равновесий для исследуемых вод и их смесей по методике Дебая-Гюккеля, с применением лабораторных данных, показали перенасыщенность смешиваемых вод относительно карбоната кальция, индекс неравновесности характеризуется отрицательным значением (табл. 2). Однако при смешении минерализованных пластовых и закачиваемых вод степень насыщения находится в пределах близких значений, что свидетельствует о равновесном состоянии системы.

Таблица 3

Результаты определения возможности карбонатного осадкообразования при смешении вод агента нагнетания и пластовых вод нефтепродуктивных отложений (давление 257 атм, t=+85oC)

Расчеты по методике Стиффа-Девиса определили, что при рН < рНs индекс насыщения (IS) имеет отрицательные значения в неразбавленных пробах пластовой и закачиваемой воды. Это указывает на то, что вода имеет способность растворять дополнительное количество карбоната кальция. В таком случае индекс стабильности (ISt) изменяется в пределах 7,98-8,34 и соответствует стабильной или очень агрессивной воде, не образующей осадок. В анализируемых смесях вод при рН > рНs индекс насыщения (IS) характеризуется положительным значением, индекс стабильности изменяется от 7,48 до 7,88, что соответствует среднеагрессивной воде, не образующей осадок карбоната кальция [9].

В процессе смешения вод одного генетического типа наблюдается постепенное уменьшение давления насыщения CO2, значений минерализации, количества ионов кальция и магния (табл. 3).

Расчеты, выполненные в программе «РОСА» по регламентированной методике ОСТа 39-229-89, прогнозируют некоторое увеличение количества осадка кальцита по мере увеличения доли агента нагнетания, но не более 92,0 мг/дм3 при условии соотношения 1:9 пластовой и закачиваемой воды в смеси. По мере продвижения агента нагнетания по пласту возможно постепенное его растворение. По расчетным данным закачиваемая вода не стабильна в термобарических условиях продуктивных нефтяных пластов и может выделять осадок кальцита в прифильтровой зоне пласта до 129,0 мг/дм3.

Выводы

По результатам определения возможности карбонатного осадкообразования при смешении пластовых вод неокомского комплекса и закачиваемой воды из апт-альб-сеноманского комплекса выпадение кальцитов в лабораторных условиях не наблюдалось, вероятно, при смешении вод физико-химические процессы не будут оказывать существенного влияния на фильтрационные свойства пласта-коллектора.

Проведенные по данным лабораторных анализов расчеты моделирования совместимости закачиваемых и пластовых вод показали, что смешиваемые воды по степени насыщения находятся в пределах близких значений, что свидетельствует о равновесном состоянии системы, соответствующей среднеагрессивной среде, не образующей осадок карбоната кальция. Прогноз осадкообразования кальцита по регламентированной методике отраслевого стандарта в смешиваемых водах неокомского и апт-альб-сеноманского комплексов предполагает незначительно количество осадка кальцита.

В целом, по результатам расчетов и лабораторных исследований можно сделать вывод о сходимости полученных результатов. На месторождениях углеводородов в Западной Сибири пластовые воды продуктивных отложений и закачиваемых воды совместимы. Однако, точность проведенной оценки не позволяет учесть всех условий, которые могут возникнуть в пластовых условиях (температурные условия насосного оборудования, химических условий, формирующих центры кристаллизации, литологический состав пород-коллекторов и т.д.). Для предотвращения и корректировки негативных последствий при добыче нефти с применением системы заводнения пласта важен контроль физико-химических и термобарических условий подземных вод, приемистости скважин в рамках мониторинга водных объектов.