Водонапорная гидрогеологическая система и её трансформация при разработке месторождений нефти и газа (на примере бузулукской впадины)

На правах рукописи

Глянцев Алексей Васильевич ВОДОНАПОРНАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ СИСТЕМА И ЕЁ ТРАНСФОРМАЦИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА (на примере Бузулукской впадины) Специальность 25.00.07 – Гидрогеология

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Пермь – 2008

Работа выполнена в Оренбургском научном центре Уральского отделения Российской академии наук

Научный консультант: доктор географических наук Нестеренко Юрий Михайлович

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических наук, профессор Гаев Аркадий Яковлевич кандидат геолого-минералогических наук, доцент Бутолин Александр Панфилович

Ведущая организация: Оренбургский научно-исследовательский и проектный инс титут нефти (ОренбургНИПИнефть)

Защита диссертации состоится "13"ноября 2008 г. в 15 час. на заседании диссертационного Совета Д 212.189.01 при Государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования „Пермский государственный университет“ по адресу: 614990 Пермь, ул. Букирева, 15, зал заседаний Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Пермского государственного университета.

Автореферат разослан " 10 " октября 2008 г.

Отзывы на автореферат в 2-х экземплярах, заверенные печатью учреждения, просим направлять по адресу: 614990 Пермь, ул. Букирева, 15, Пермский государственный университет. Ученому секретарю диссертационного Совета Д 212.189.01 доктору технических наук, профессору В.А. Гершаноку.

Факс: (342)237-16-11.

Ученый секретарь диссертационного Совета доктор технических наук В. А. Гершанок ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТ ИКА РАБОТЫ Актуальность работы. Одним из мало изученных вопросов современной гидрогеологии и геологии нефти и газа является движение подземных вод и углеводородов в естественных и техногенно-измененных нефтедобычей условиях, через слабопроницаемые породы покрышек, коэффициент фильтрации которых -4 - составляет 10 –10 м/сут и менее. При разработке месторождений нефти и газа многократно возрастают межпластовые градиенты давлений подземных вод, что обусловливает техногенные изменения водонапорной системы. Ее экраны (породы покрышек) характеризуются хотя и очень малой, но отличной от нуля проницаемос тью. Эта проницаемос ть с изменением физико-химических и термодинамических условий может увеличиваться или уменьшаться, но остается относительно невысокой и поэтому эти породы играют роль относительных водо нефте-газоупоров (Гольдберг, Скворцов, 1986;

Дюнин, 2000 и др).

Слабопроницаемые породы защищают горизонты подземных вод от проникновения в них загрязняющих веществ и ограничивают вертикальные движения подземных вод, играя роль геохимических барьеров. Пропуская через себя воду, они сдерживают вертикальную миграцию более вязких жидких углеводородов и ряда химических соединений, взаимодействуя с ними и изменяя качество фильтрующихся вод. При техногенном увеличении градиентов межпластовых давлений возникает необходимость исследования свойств покрышек и миграции воды через них. Свойства покрышек: 1) влияют на экологическое состояние недр и земной поверхности;

2) изменяют характер залежей углеводородов и нефтегазоносных этажей в пределах нефтегазоносных бассейнов и 3) определяют условия эксплуатации месторождений и строительства подземных газохранилищ. Поэтому пос тановка исследований по изучению движения подземных вод и углеводородов, в естественных и техногенно нарушенных нефтедобычей условиях, через породы покрышек является актуальной гидрогеологической задачей.

Целью исследований является изучение движения подземных вод в природных и техногенно-измененных условиях через породы покрышек в районах западного Оренбуржья. Для достижения этой цели решались следующие задачи:

- изучить гидродинамические связи между водоносными горизонтами;

- выполнить анализ существующих методов и разработать адаптированную методику для определения коэффициента фильтрации пород покрышек;

- рассчитать величины перетоков подземных вод через породы покрышек в естественных и техногенно-измененных условиях Объект исследований: Водонапорная система районов нефтегазоносного Оренбуржья.

Предмет исследований: Межпластовые перетоки в водонапорной системе в условиях техногенеза.

Использованные материалы. Основой диссертационной работы послужили данные полевых и лабораторных исследований, полученные автором в 2000-2007 гг. на месторождениях нефти и газа, литературные и фондовые материалы, Оренбургского филиала Горного Инс титута УрО РАН, ОАО «ОренбургНИПИнефть», ТФИ по Приволжскому федеральному округу и др.

На защиту выносятся следующие основные положения:

1. Установление взаимосвязи между водоносными горизонтами палеозоя, состоящее в преобладании вертикальных движений плас товых вод над горизонтальными (главы 1, 3, 4).

2. Разработка методических подходов к определению коэффициента фильтрации глинистых пород покрышек, основанных на исследовании керна глубоких скважин (глава 2).

3. Определение величины и направления перетоков воды через породы покрышек на месторождениях нефти и газа, обусловленных трещиноватостью литифицированных глинистых водоупоров (главы 5, 6).

Научная новизна работы (п. 4 паспорта специальности 25.00.07):

- составлены карты установившихся приведенных уровней подземных вод водоносных комплексов водонапорной системы в Бузулукской впадине;

- изучена связь между пластовым и гидростатическим давлением вод, определяемым глубиной их залегания в водонапорной системе Бузулукской впадины;

- предложена методика определения коэффициента фильтрации глинис тых пород покрышек по керну скважин на месторождениях нефти и газа;

- изучена взаимосвязь между водоносными комплексами водонапорной системы;

рассчитаны величины перетоков рассолов через породы покрышек в природных и нарушенных нефтедобычей условиях на ряде мес торождений нефти и газа, что позволяет оптимизировать технологию их разработки.

Практическая значимость работы определяется возможностью выявить гидрогеологические окна в глинис тых породах и водоупорных толщах месторождений нефти и газа, что имеет большое технологическое и геоэкологическое значение в связи с интенсификацией добычи углеводородов и других полезных ископаемых на больших глубинах. Это также важно для охраны подземных вод от загрязнения и обоснования экологически безопасного подземного захоронения сточных вод в глубокие водоносные горизонты, а также выявления путей и скорости движения подземных вод через слабоводопроницаемые породы при уточнении характера взаимосвязи водоносных горизонтов и защищеннос ти подземных вод от загрязнения.

Реализация результатов исследований. Результаты исследований используются ООО «Оренбургская Проектная Компания» при изучении и моделировании гидрогеологической обстановки на месторождениях нефти и газа Западного Оренбуржья. Имеется акт внедрения.

Апробация работы и публикации. Материалы диссертации докладывались на региональных конференциях молодых учёных и специалис тов (Оренбург, 2003, 2005);

на второй Всероссийской НПК: «Проблемы геоэкологии Южного Урала» (Оренбург, 2005);

«Стратегия и процессы освоения георесурсов» (Пермь, 2005);

на Всероссийской НПК с международным учас тием:

«Водохозяйственные проблемы и рациональное природопользование» (Оренбург-Пермь, 2008);

на сессиях Горного института и его Оренбургского филиала УрО РАН (2004-2007). По теме диссертации опубликовано 10 работ, в том числе одна в рецензируемом журнале, рекомендованном ВАК России.

Личный вклад автора заключается в:

- непосредственном участии в 26 научно-производственных отчетах и проектах по объектам поисков и разведки месторождений нефти и газа на территории западного Оренбуржья;

- разработке методики определения коэффициента фильтрации глинис тых покрышек на основе личных лабораторных и полевых исследований;

- том, что автор впервые поднял вопрос о наличии вертикальных перетоков подземных вод между глубокозалегающими водоносными горизонтами, разработал инс трументарий и установил направления и величины этих перетоков через породы покрышек на месторождениях нефти и газа исследуемого региона.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, 6 глав, заключения, списка использованной литературы из 217 наименований.

Общий объём диссертации 130 стр., в том числе 21 рисунок и 6 таблиц.

Автор выражает искреннюю благодарность научному руководителю, доктору географических наук Ю.М. Нестеренко за постоянную помощь и поддержку в процессе работы над диссертацией.

За консультации и полезные советы при написании диссертационной работы автор глубоко благодарит кандидата геолого-минералогических наук Е. Н.

Сквалецкого, а также докторов геолого-минералогических наук Т.Я. Демину и П. В. Панкратьева.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Первое защищаемое положение: «Установление взаимосвязи между водоносными горизонтами палеозоя, состоящее в преобладании вертикальных движений пластовых вод над горизонтальными» [1, 2, 4, 7-10].

Изучением гидрогеологии артезианских бассейнов занимались: А. И. Силин Бекчурин (1949), Н.К. Игнатович (1944), М.А. Гатальский (1956), А.М.

Овчинников (1956-1970), Г.А. Максимович (1955-1978), Н.И. Толстихин, И.К.

Зайцев (1967, 1972), В.А. Всеволожский (1971–1991), Е.В. Пиннекер (1977), А. А.

Карцев (1969–1992), В.А. Кротова (1956-1979), В. А. Кирюхин (1975-2005), В. И.

Дюнин (2000), В.Н. Быков (1973–2004), М.И. Зайдельсон (1969), А.Я. Гаев (1978 2008) и другие. Тем не менее, в нас тоящее время не существует единых представлений об условиях формирования и движения подземных вод в техногенно имененных условиях.

На основе анализа имеющихся в литературе работ по исследованию динамики движения подземных вод в земной коре, в условиях Южного Приуралья можно выделить четыре фактора обусловливающих их движение:

1. Питание подземных вод атмосферными осадками, которые поддерживают градиент напора в областях питания.

2. Плотностная конвенция.

3. Пополнение артезианских бассейнов элизионными водами.

4. Естественно и техногенно образованные градиенты напора.

Формирование водонапорной системы и гидродинамического режима верхнего и нижнего гидродинамических этажей тесно связаны с литологическим составом пород и с труктурно-геологическим строением. Поэтому в диссертации приведена геологическая характеристика разреза и по материалам бурения поисковых и разведочных скважин составлен сводный литолого стратиграфический разрез (глава 3) исследуемого района.

В геологическом строении впадины участвуют верхнепротерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские образования осадочного чехла, залегающего на метаморфических и магматических породах крис таллического фундамента. В разрезе осадочного чехла учас твуют терригенно-карбонатные и карбонатные отложения девона и карбона, сменяющиеся терригенно карбонатными, терригенными, соленосно-гипсоносными толщами перми и выше по разрезу терригенными осадками мезокайнозоя. Чередование терригенных и карбонатных разностей в разрезе1 является благоприятным фактором с точки зрения создания разности приведённых напоров в водоносных горизонтах, благодаря чему осуществляется движение подземных вод.

1 При рассмотрении вопроса о взаимодействии водоносных горизонтов и комплексов большое значение отводится водоупорам и их проницаемости.

Основными водоупорными слоями в осадочных толщах в соответс твии с традиционными взглядами, принято считать галогенные и глинистые породы.

Экспериментальные исследования М. Маскет, В.М. Барышева, С.Г. Мовсесян, В. В. Давликамова, Г.Ф. Требина и др. выявили в зоне весьма замедленного водообмена области с относительно интенсивным вертикальным водобменом и перетоком подземных вод через глинистые разделяющие слои.

За геологическое время в глинистых породах формируются макро- и микронеоднородности и разнообразная трещиноватость. На стадиях седиментации, диагенеза, катагенеза глинистые породы преобразуются из высокопористых илов в породы с жесткими с труктурными связями, способными к трещинообразованию. Трещиноватость глинистых отложений имеет большое значение, и её необходимо учитывать при изучении их проницаемос ти.

Нами исследовалась проницаемость блоков глинистых пород с микротрещиноватос тью. Для этого были пос тавлены опыты по определению коэффициента фильтрации образцов керна. По завершению опытов образцы были разбиты и сфотографированы для выявления направления и глубины проникновения воды в них (рис. 1, 2). Анализируя полученные фотографии, можно сделать вывод, что основной расход фильтрующейся воды приходится на различно ориентированные трещины в керне. Подобная картина распространения 1 Рис. 1. Известняк глинистый, афонинский горизонт Рис. 2. Известняк глинистый франского возраста 1 – зона увлажнения керна фильтрующейся водой фильтрующейся жидкости по трещинам получена В. И. Дюниным (2000) в глинах и аргиллитах юрского возраста в Западной Сибири.

Наличие трещиной проницаемос ти объясняет, во-первых, большое расхождение в определении их проницаемости гидродинамическими, аэродинамическими методами и на образцах в лабораторных условиях. Во вторых, объясняет движение жидкости в ес тественных (ненарушенных) условиях через мощные толщи глинистых пород, когда градиенты не дос тигают начальных значений, наблюдаемых в лабораторных условиях.

Таким образом, в результате многообразных процессов глинистые породы на больших глубинах из тонкодисперсных с преимущес твенно поровой проницаемос тью превращаются в непластичные, монолитные породы, характеризующиеся высокой способностью к трещинообразованию. И их следует рассматривать как породы с жесткими структурно-крис таллическими связями, точно так же, как и породы другого литологического состава: алевролиты, песчаники, доломиты и известняки.

Вопрос о возможности вертикальной гидродинамической связи между водоносными горизонтами осадочного чехла региона до настоящего времени не имеет однозначного решения. Исследования в других регионах с наличием галогенных водоупоров показывают наличие вертикальных перетоков. Так, Л.Г.

Каретников и В. И. Дюнин (2000) связывают распределение гидрохимических, газовых и геотермических аномалий в Днепровско-Донецкой впадине с восходящей разгрузкой глубинных флюидов. Максимальные значения вертикальных перетоков через галогенно-карбонатные отложения приурочены к зоне развития тектонических нарушений в присводовых частях положительных структур.

Вертикальная разгрузка минерализованных, металлоносных вод отмечается в горноскладчатых областях. На Памире воды верховых озер, расположенных на высоте 3,84,2 км, имеют минерализацию до 140 г/дм и более, обогащены хлором, натрием, карбонатами, сульфатами и рудными компонентами глубинного происхождения (В.А. Кротова, 1978). На Южном Урале воды восходящих источников из рифейских отложений содержат гамму элементов, включая углеводороды, характерные для гидротермальных месторождений (Кротова, 1978).

В Башкирском Предуралье Попов В.Г. (1985) установил связь величин пластовых давлений и конфигурации пьезометрических поверхностей вод замедленного водообмена с характером современного рельефа, подтверждая тем самым их связь с горизонтами зоны интенсивного водообмена через сульфатно галогенные отложения. Местные области разгрузки соответствуют тектоническим депрессиям, долинам рек и часто связаны с техногенными факторами (добычей нефти, газа, конденсата, попутных пластовых вод, закачкой промстоков, перетоками по стволам глубоких скважин и др.).

Сделанные В.Г. Поповым и другими исследователями выводы учтены при исследовании формирования и движения подземных вод в осадочном чехле Бузулукской впадины на глубину до 3500 м. В этой части осадочного чехла нами изучены четыре водоносных комплекса: уфимско-нижнеказанский (надсолевой);

ассельско-артинский (подсолевой);

визейско-нижнемосковский (подсолевой);

среднефранско-турнейский (подсолевой) [1]. Для выявления наличия взаимосвязи этих водоносных комплексов по вертикали рассмотрены значения пластовых давлений водоносных горизонтов, расположенных на разных глубинах и определены ус тановившиеся приведённые уровни подземных вод. Расчёт произведён по предлагаемой нами формуле:

hст.в. · и Нуст = hабс + ——————, (1) ср.в зв.

где hст.в.- высота столба жидкости, м;

и - объёмный вес жидкости поднимающейся в скважине из исследуемого водоносного горизонта, г/см ;

hабс – абсолютная отметка опробованного интервала, м;

ср.взв – средневзвешенный объёмный вес воды вышерасположенных водоносных горизонтов, он вычисляется по общеизвестной формуле определения средневзвешенных величин, который применительно к приведённому напору имеет вид:

h 1 1+ h 2 2+ h 3 3+... + h n = n h1 + h 2 + h 3 +... + h n ср.взв.

, (2) где h1 …hn – высота слоёв грунта;

1-n – объёмный вес воды в слое грунта h1-n.

Используя установленные приведенные напоры водоносных горизонтов, данные о геологическом строении и гидрогеологических условиях, построены четыре карты установившихся приведенных уровней вод и один гидрогеологический профиль по линии I – I Ливкинская-Новоселовская (рис. 3 7).

Карта установившихся приведенных уровней вод уфимско нижнеказанского комплекса представлена на рис. 3. Анализ карты выявляет довольно четкую приуроченнос ть повышенных напоров к поднятиям и водоразделам и пос тепенное снижение напоров к долинам рек. Так в долинах наиболее крупных рек Самары и Бузулука на рассматриваемой территории наблюдаются пониженные напоры (абс. отм. +(57133 м)). Понижение напоров прослеживается и в долинах притоков реки Самары – рек Ток, Мал. Уран, Бол.

Уран. Купола повышенных напоров (абс. отм. +(203249 м)) приурочены к поднятиям в рельефе между реками Ток, Мал. Уран, Бол. Уран и верховье реки Бузулук. Значительная часть разломов на карте приурочена к долинам основных рек Самары и Бузулук.

Карта установившихся приведенных уровней вод первого подсолевого ассельско-артинского комплекса представлена на рис. 4. Распределение повышенных и пониженных напоров комплекса, кроме юго-западной части, в общих чертах соответствует их распределению в уфимско-нижнеказанском комплексе (с большей долей влияния рельефа местности), с небольшим смещением вершин пъезометрических максимумов и минимумов. Соответствие распределения напоров ассельско-артинского и уфимско-нижнеказанского комплексов свидетельствует о взаимосвязи их вод. В юго-западной части района наблюдается понижение установившихся приведенных уровней в южном 2 а вка оровк оро р. Б 1 98 р. Б 30 0 1 00 20 1 87 20 0 р.Ток 26 2 2 8 10 20 77 1 16 6 ок р.Т 29 0 29 I 10 6 10 0 53 10 I 1 40 270 2 50 1 201 40 191 10 Б узулу к Б узулук 1 60 19 9 10 0 2 20 2 00 217 73 1 00 20 18 2 00 20 2 00 2 00 2 р. Ма л. У ра Й 57 2 0 0ПОДНЯТ И н 23 100 23 6 2 80 ЗОНА р. М ал.

СКАЯ 86 20 0 У ран 14 0 12 1 55 74 ОКРОВ 20 0 12 0 1 10 1 10 - П ВС КО 00 16 1 80 70 20 БОБРО 0 174 87 7 1 85 18 3 73 18 0 14 3 2 00 77 200 50 10 16 10 0 13 2 1 40 2 1 38 19 46 20 10 10 14 0 1 20 24 1 20 50 р. Б л. У 11 1 о 100 1 00 30 27 ран 1 28 1 80 44 20 0 2 52 16 0 10 21 6 100 1 43 1 00 2 р. Б У ол. р ан 1 33 2 00 10 р.

200 200 198 35 20 20 0 14 0 Са 2 ма 15 9 р а 20 р. р.

2 Буз Б уз 16 0 ул у лук ук 2 1 20 2 2 20 0 18 0 1 10 0 200 18 20 0 1 17 0 20 1 1 36 16 20 0 205 р.

20 0 200 2 1 Сам 1 41 20 ар а 141 2 1 00 1 41 1 29 I 1 00 14 0 1 96 1 I 12 р. Ч аган 1 12 1 75 р. Ч аган Рис. 3. Карта установившихся при веденн ых уровн ей вод уфимско-ниж неказ ан ского комп лекса Рис. 5. Карта установившихся пр иведенн ых уровн ей вод ви зейско-н ижнемосковского комп лекса 1 - разломы;

2 - рельеф;

3 - речная сеть ;

4 - гидрои зопьезы. (Условн ые обоз начени я при ведены на ри с. 3.) вк а 1 овка оро ор р.Б р. Б 1 11 10 0 2 -3 - 30 2 20 0 12 1 20 0 10 0 20 3 5 - 3 50 1 89 р. Т ок р. Т ок 11 4 15 25 10 I 17 1 I 1 00 77 13 13 1 2 14 9 Бузул ук 0 2 00 ПОКРОВСКО Бузул ук 10 2 00 17 7 - 20 16 8 СОРО ИНС КИЙ Ч - 43 2 93 ВЫСТ УП - - 29 20 0 - 2 20 0 -15 р. Мал. У ра 1 42 16 6 -2 8 2 00 2 - 19 7 н 45 -2 р. Ма л. У ра 10 -30 н 58 16 60 2 00 -11 - 58 8 - 1 60 1 11 9 81 - 18 1 40 10 0 27 - 80 1 1 20 00 20 0 - 33 98 65 7 0 - 72 200 10 0 80 - 20 8-1 5 - 7 149 - 7 1 07 0 10 84 100 20 0 1 00 80 79 20 0 58 20 - 7 23 80 р. Б л о.У -20 р ан 68 1 60 р. Б ол. У а 57 рн 10 2 - 17 2 00 68 50 20 20 87 ГА РШ 2 00 20 0 20 0 1 ИНС КИ 40 10 р.

Й РА ЗЛОМ Бу 60 20 0 11 0 90 20 р. зу лук 1 32 11 Б уз у 10 0 АЗЛОМ лук АКЪЯР С КИЙ Р 2 00 2 20 0 1 26 11 6- 1 20 0 р.

59 10 0 35 2 00 Сам - 20 1 00 78 1 10 ар 0 57 83 - - 1 79 а 10 41 р. С 43 95 а 80 ма 40 20 0 2 ра 2 00 39 60 42 2 1 00 1 40 I р. Ч аган 10 0 1 00 38 I р.Ча ган Р ис. 4. Карта установившихся пр иведенны х уровн ей вод ассельско -артин ского комп лекса Р ис. 6. Карта установившихся приведенных уровней вод среднефр ан ско-турнейского комплекса (Условн ые обоз начени я при ведены на ри с. 3.) 5 - техноген но измененные приведенные уровн и вод на эксплуатируемых месторож ден иях н ефти, 6 - месторож ден ия нефти, остальн ые условные об означения п ривед ен ы на рис. 3.

направлении, что вероятно связано с увеличением влияния тектоники, так как в пермское время поверхность приобрела южный наклон в сторону Прикаспийской впадины.

Тенденция увеличения влияния тектоники на распределение значений установившихся приведенных уровней вод свойственна и ниже расположенному визейско-нижнемосковскому комплексу (рис. 5). Повышенные напоры (абс. отм.

+(7280 м)) приурочены к Бобровско–Покровской зоне поднятий, соответс твующей внешнему борту Муханово–Ероховского прогиба. Пониженные напоры отмечены в осевой части прогиба (абс. отм. +(4245 м)) и к югу от Муханово–Ероховского прогиба (абс. отм. +(1227 м)) между Бобровско– Покровской зоной поднятий и Гаршинским разломом. Сравнивая зоны пониженных и повышенных напоров комплекса с зонами пониженных и повышенных напоров вышележащего ассельско-артинского комплекса, в общем плане имеем совпадение этих зон с некоторым смещением и видоизменением.

Это может быть связано с изменением геологического строения с глубиной и влиянием тектоники.

Ещё более значительное влияние тектоники прослеживается на карте установившихся приведенных уровней вод нижнего из рассматриваемых комплексов среднефранско-турнейского (рис. 6). В нем отмечены три зоны повышенных напоров: 1) восточная (абс. отм. установившихся приведенных напоров +(93106 м)) по крис таллическому фундаменту, приуроченная к Покровско-Сорочинскому выступу, 2) юго – восточная (абсолютные отметки +(110148 м)), приуроченная к Акъярскому разлому, и 3) юго-западная зона (абс.

отм. +(4157 м)), приуроченная к Гаршинскому разлому. Если сравнить повышенные напоры в этих зонах с напорами вышележащего визейско нижнемосковского комплекса, то превышение напоров рассматриваемого комплекса составляет 2157 м. Такое превышение свидетельствует о восходящем движении подземных вод в районе Покровско-Сорочинского выступа, Акъярского и Гаршинского разломов.

В центральной час ти расположена относительно депрессионная зона с отметками напоров (-28 м) (+16 м), по простиранию совпадающая с Муханово– Ероховским прогибом, который заложен в среднефранское время. В сравнении с вышележащим визейско-нижнемосковским комплексом наблюдается понижение напоров вод на 6070 м, что свидетельствует о нисходящем движении вод визейско-нижнемосковского комплекса в воды среднефранско-турнейского комплекса.

На эту же карту по имеющимся данным падения давления нанесены контуры техногенно измененных приведенных уровней на эксплуатируемых месторождениях нефти. Месторождения выделяются на карте по развитию гидродинамических воронок различных размеров.

На построенном автором гидрогеологическом профиле I-I (рис. 7) в скважинах, находящихся вблизи разломов, наблюдается уменьшение расстояния между установившимися приведенными уровнями среднефранско-турнейского и Ю С 250 Ливки нская Любимовская Южно-Михайловская Новосело вская Погр омненская р. Буз улу к С тар о-Тепловская р. С ам ара 150 128 100 74 89 50 58 57 43 32 36 0 -25 - Р - С2 - Р - С1 - С - С - - Рис. 7. Гидрогеологический профиль по линии I - I (Ливкинская - Новоселовская) - приведенные уровни уфимско-нижнеказанского комплекса (Р 2) - разломы - приведенные уровни ассельско-артинского комплекса (С2 - Р 1) - уровни вод первого - приведенные уровни визейско-нижнемоскового комплекса (С1 - С2 ) водоносного горизонта - приведенные уровни среднефранско-турнейского комплекса (С1) визейско-нижнемосковского комплексов. На отдельных учас тках установлены превышения приведенных уровней вод нижнего среднефранско-турнейского комплекса над уровнями визейско-нижнемосковского. Например, в скважинах вблизи разломов на Любимовской и Ливкинской площадях эта разность составила 2123 м, а на Новоселовской площади 12 м. В тоже время, на Южно Михайловской площади приведенные уровни комплексов оказались одинаковыми. Обратная картина наблюдается в скважинах, удаленных от разломов: в скважинах на Погромненской и Старо-Тепловской площадях превышение приведенных уровней визейско-нижнемосковского комплекса над нижезалегающим среднефранско-турнейским составило 5869 м.

Рассмотрена связь между пластовым давлением в водонапорной системе палеозоя Бузулукской впадины и глубиной залегания водоносных горизонтов (рис. 8). Большинство точек находится на линии нормального гидростатического давления (р=1 кг/см на 10м) или в непосредственной близости от неё, что свидетельс твует, в основном, о прямой пропорциональной зависимости между этими параметрами. То есть, фактическое пластовое давление в водонапорной системе контролируется высотой столба воды и её объемным средневзвешенным весом над точкой замера. Можно утверждать, что з начительные отклонения давления от нормального обусловлены техногенными причинами. Тем более, что аналогичные результаты исследований связи между пластовым давлением и глубиной залегания водоносных горизонтов получены В.Г. Поповым (1985) в Глубина, м 0 100 200 300 Пластовое давление, кгс/м 1 2 3 4 Рис. 8. Связь между пластовым давлением и глубиной залегания горизонтов 1 – линия нормального гидростатического давления;

2 – воды пермского возраста;

3 – воды карбона;

4 – воды девона;

5 – воды карбона с техногенно нарушенным давлением.

соседних районах Башкортос тана. Гидрогеологический анализ карт установившихся приведенных уровней вод позволяет сделать выводы о взаимодействии водоносных горизонтов водонапорной системы Бузулукской впадине и выявить в ней техногенные изменения.

Таким образом, для водонапорной системы Бузулукской впадины доказано наличие взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя в связи с преобладанием вертикальных движений плас товых вод над горизонтальными движениями.

Расчлененность фундамента впадины усиленная разломной тектоникой ограничивает возможность латеральной миграции пластовых вод. Поэтому на исследуемой территории наблюдается преобладание вертикальных движений вод, наиболее интенсивно проявляющихся в периоды активизации неотектонических процессов. При нас туплении относительного неотектонического покоя (стабилизации) движение вод продолжает осуществляться по еще незалеченным разломам, имеющим связь с кристаллическим фундаментом и с приповерхностными водоносными горизонтами осадочного чехла. Движение вод происходит также и внутри блоков по микротрещинам, имеющим по нашим лабораторным исследованиям -6 - коэффициент фильтрации 0,316 · 10 0,105 · 10 м/сут, а по данным расчетов – -6 - от 0,589·10 до 0,134·10 м/сут.

Второе защищаемое положение: «Разработка методических подходов к определению коэффициента фильтрации глинистых пород покрышек, основанных на исследовании керна глубоких скважин» [3, 4, 5, 7, 8].

Определение коэффициента фильтрации производилось общепринятыми методами и по методике разработанной автором. Общепринятые методы определения коэффициента фильтрации подразделяются на три группы: 1) полевые гидрогеологические и геофизические;

2) лабораторные и 3) расчетные.

Для полевых определений коэффициента фильтрации пород исследуемой водонапорной системы в их естес твенном залегании требуется бурение дорогостоящих глубоких скважин, их оборудование и длительное опробование.

Лабораторный и расчетный методы являются менее затратными и позволяют проводить массовые определения коэффициента фильтрации. Однако, существующие лабораторные методы имеют ряд своих недостатков: они в основном предназначены для определения коэффициента фильтрации пород нарушенного сложения (главным образом песков);

при изготовлении исследуемых образцов из пород другого состава часто не удаётся придать образцам правильную форму при которой возможны измерения, так как породы осадочного чехла платформы легко разламываются и дробятся при механической обработке. Что касается расчетных методов, то они не учитывают в должной мере все имеющие мес то факторы, и полученные по ним результаты далеко не всегда соответствуют фактической величине коэффициента фильтрации.

Недос татком расчетных методов является ещё и недостаток информации об исходных данных. Вследствие этого определить коэффициенты фильтрации расчётным путем на ряде исследуемых территорий не представляется возможным.

Поэтому в диссертационной работе предпринята попытка определить коэффициенты фильтрации слабопроницаемых пород по скорости впитывания воды соответствующей минерализации в керн с ненарушенной структурой [3, 5].

Скорость впитывания находили по изменению веса сухого образца за определенный период времени. До начала опыта определяли его вес и площадь поверхности, затем сушили при температуре 105С до постоянного веса. Вес образца определяли на весах с точностью до 0,01 г с возможной ошибкой - 0,25·10 относительно его веса. Образец помещали в герметичный сосуд с рассолом (с концентрацией 220 г/л, равной минерализации плас товых вод).

Последующее взвешивание образца производили через 5060 суток.

Извлеченный из воды образец освобождали от воды на его поверхнос ти фильтровальной бумагой и взвешивали на тех же весах с последующим расчетом коэффициента фильтрации по предлагаемой нами формуле:

(РМ РС ) Кф =, (3) S общ Т где Р с - вес сухого образца, г;

Рм - вес образца, впитавшего воду за время Т, г;

Т время впитывания воды образцом, сутки;

Sобщ - общая площадь впитывания воды образцом, м ;

µ - вязкость рассола при 20С;

- плотность рассола при 20С;

коэффициент учитывающий изменение Sобщ:

R1 =, (4) R 2 сух 2 R 12 – где R сух – радиус сухого образца, см ;

радиус образца за время впитывания Т.

После повторного взвешивания образец вновь помещали в сосуд с водой для продолжения опыта с периодическим взвешиванием через 5060 суток.

Общая продолжительность опыта в нашем случае составила около года.

По полученным данным построены графики зависимости исследуемых параметров (коэффициента фильтрации и изменения площади впитывания рассола в керн образцов S) от времени исследования (рис. 9). На графиках выделено три области, отличающихся по характеру зависимости Кф и S от Т:

I – Область неустановившейся скорости впитывания;

II - Область установившейся скорости впитывания;

III – Область, в которой наблюдается неравномерная скорость впитывания.

Результаты определения коэффициентов фильтрации сопоставлялись с параметрами проницаемости керна пород, полученных в лабораторных условиях.

На некоторых площадях лабораторные определения проницаемости выполнены нами на приборе ГК-5. Переход от коэффициента проницаемости к коэффициенту фильтрации осуществлен с использованием формулы В. А.

Боревской (1979):

К = пр К, (5) ф где Кпр - коэффициент проницаемости, м 2 ;

- плотность пластовой воды, кг/м3 ;

- вязкость пластовой воды, Па·с;

- переводной коэффициент.

Таким образом, разработан методический подход к определению коэффициента фильтрации глинистых пород по керну скважин без специальной подготовки. Полученные результаты свидетельс твуют о том, что предложенный подход обеспечивает точнос ть определения, сопоставимую с традиционными а) б) Рис. 9. Графики зависимости коэффициента фильтрации (а) и изменения площади впитывания в керн (б) от времени.

Таблица 1.

Коэффициенты фильтрации глинистых пород покрышек № Район Возраст Глубина Литологи- Способ определения Кф, м/сут п/п залегания, ческий опытный расчетный по м состав методу Боревской В.А.

Ливкинская известняк 0,700·10 -6 0,589·10 - 1 C1 t площадь глинистый Ливкинская 0,335·10 -6 0,795·10 - 2 D2 ar 4498 аргиллит площадь Веселовская известняк 0,397·10 -6 0,635·10 - 3 C1 t площадь глинистый Веселовская 0,550·10 -6 0,758·10 - 4 D3fm 3700 мергель площадь Каинсайская известняк 0,332·10 -6 0,134·10 - 5 D3 f 6272- площадь глинистый Нагумановская известняк 0,580·10 -6 0,117·10 - 6 D2 ms 5990- площадь глинистый Кичкасская 0,105·10 - 7 D2 ml 3393-3398 аргиллит площадь Нижневартов- ранний 10 -4-10 -6 * 8 2050-2250 аргиллит ский свод мел, K Обь-Иртышское ранний 10 -4-10 -5 * 9 2400-2800 аргиллит междуречье мел, K - 10 г. Удомля ----- 1220-1234 аргиллит 0,54·10 * Данные из литературных источников [Дюнин В.И., 1974;

Гольдберг В.М., Скворцов Н.П., 1986] методами (табл. 1): коэффициенты фильтрации, полученные опытным путем, -6 -5 - изменяются от 0,316· 10 до 0,105·10 м/сут, расчетным путем – от 0,589·10 до -5 -7 - 0,134·10 м/сут, и по литературным данным – от 0,540·10 до 10 м/сут.

Расхождения полученных значений находятся в пределах допустимых погрешностей определений. К преимуществам предложенного подхода относятся: невысокая стоимос ть его применения, возможность использования образцов любой формы и без сложной механической обработки.

Третье защищаемое положение: «Определение величины и направления перетоков воды через породы покрышек на месторождениях нефти и газа, обусловленных трещиноватостью литифицированных глинистых водоупоров» [1, 2, 4-8]. Решением такого рода задач занимались М.А. Гатальский (1956), Г.П. Якобсон (1967), А.В. Лебедев (1976), Е.В. Пиннекер (1977), В.М. Шестаков (1988), В.А. Мироненко, В.Г. Румынин (1983-1999), П.А.

Киселев (2002) и др. А. В. Лебедев (1976) решал задачи для неустановившегося движения подземных вод в условиях перетока их через слабопроницаемые слои пород и сделал вывод, что при наличии разности напоров по вертикали устанавливается вертикальная фильтрация воды через эти слои. Объем фильтрующейся воды при этом зависит от коэффициента фильтрации слабопроницаемых пород в вертикальном направлении (Кф,), градиента вертикальной фильтрации (Iв) и начального градиента (Iо ).

В результате разработки нефтяных мес торождений в процессе эксплуатации плас товых водонапорных сис тем формируются положительные и отрицательные пьезометрические аномалии с радиусом до 1030 км, а на длительно разрабатываемых месторождениях до 100 км. Депрессионные воронки, возникающие в процессе разработки нефтяных залежей с поддержанием пластового давления путем заводнения, вызывают вертикальные перетоки флюидов и загрязнение пресных вод верхних горизонтов. Эти перетоки происходят как за счет негерметичности эксплуатационных и ликвидированных скважин, так и по трещинам, раскрывающимся при резком росте пластового давления в продуктивных пластах (Бачурин, Шишкин и др., 1989).

Нами перетоки вод через породы покрышки в естественных и техногенно измененных нефтедобычей условиях рассчитаны на Веселовской, Ливкинской площадях, Докучаевском, Зайкинском, Загорском месторождениях. Расчеты выполнены для бобриковского, ардатовского, воробьевского водоносных горизонтов, а также для водоносных комплексов в пределах турнейского, фаменского и франского ярусов. При этом были использованы коэффициенты фильтрации пород покрышек, определённые расчетным и опытным путём по приведённой в диссертации методике с применением следующей формулы:

Кф покр · P Нп = ——————, (6) hпокр где Hп – переток воды через породы покрышки, м/сут;

P – градиент напора, м;

Кф покр – коэффициент фильтрации покрышки, м/сут, hпокр – мощность покрышки, м.

В ес тественных условиях на Веселовской площади [4, 7] величина восходящего перетока воды через известняково-глинис тую покрышку водоносного пласта Т 1 составила 1,3 мм/год при фактическом градиенте напора 40,7 м. Глубина ее залегания составляет 3350,4 м, толщина 4,4 м, а коэффициент - фильтрации 0,39710 м/сут (определён опытным путём). Величина перетока воды, рассчитанная по проницаемости, составила 2,1 мм/год при коэффициенте - фильтрации 0,63510 м/сут. Для аналогичной покрышки толщиной 16,4 м и - коэффициенте фильтрации 0,36610 м/сут (определён опытным путём) величина перетока составила 0,24 мм/год при градиенте напора 31 м, а при коэффициенте - фильтрации 0,69810 м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) – 0,48 мм/год.

Через известняково-глинистую покрышку толщиной в 6,4 м водоносного - пласта Dф2, с глубиной залегания 3708,6 м, коэффициентом фильтрации 0, м/сут (определён опытным путём), при градиенте напора 52,7 м, переток (восходящий) воды составил 1,65 мм/год. При коэффициенте фильтрации 0,75810 м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) переток составил 2,2 мм/год. Через аналогичную покрышку водоносного пласта Dфр2 толщиной - 15,6 м при глубине 4059,2 м, коэффициенте фильтрации 0,61210 м/сут (определён опытным путём) и градиенте напора 145,4 м, переток воды - (восходящий) составил 2,0 мм/год, а при коэффициенте фильтрации 0, м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) – 2,4 мм/год.

На Ливкинской площади в естественных условиях переток воды (восходящий) через известняково-глинистую покрышку водоносного пласта Т составил 0,4 мм/год. Глубина ее залегания составляет 3716,5 м, толщина 31,8 м, - коэффициент фильтрации 0,7010 м/сут (определён опытным путём), а градиент - напора 53 м. При коэффициенте фильтрации той же покрышки в 0,58910 м/сут (определён расчётным путём по проницаемости) переток составил 0,3 мм/год.

В нарушенных нефтедобычей условиях решение задач по перетокам вод выполнены на Докучаевском, Зайкинском и Загорском месторождениях [1, 2, 6, 8]. На Докучаевском месторождении в турнейском ярусе переток до начала разработки через известняково-глинистую покрышку пласта Т 2 на глубине 2731 м составлял в среднем 0,3 мм/год, а после шести лет разработки мес торождения составил 5,0 мм/год. На Зайкинском месторождении после 11 лет разработки переток через глинисто-алевролитовую покрышку из пласта Д III в пласт Д IV составил 4,6 мм/год, а до разработки был в противоположном направлении из пласта Д IV в пласт Д III и составлял 2,1 мм/год.

Результаты расчёта величины перетока через породы покрышки в естественных и нарушенных нефтедобычей условиях представлены в табл. 2.

Таким образом, решены задачи по определению величины и направления перетоков воды через породы покрышек водоносных горизонтов и комплексов водонапорной системы Бузулукской впадины. Техногенез, вызванный разработкой месторождений нефти и газа, приводит к изменениям пластовых давлений и уровней подземных вод, что может и оказывает негативное воздействие на все компоненты экосистемы: на химический состав подземных и поверхностных вод, на почвы, рас тительнос ть и животный мир, а иногда - на инженерно-геологические условия местности.

Таблица 2.

Расчёт величины перетока через породы покрышки.

№ Наимено- Возраст Глуби Величина перетока через покрышку, мм/год (Нп) п/ вание покрыш на При коэффициенте При коэффициенте п площади, ки залега фильтрации, определённому фильтрации, рассчитанному по месторож- пласта ния, опытным путём проницаемости дения м в в техногенных в в техногенных естественных условиях естественных условиях условиях условиях Рнач, Нп Ртекущ, Нп Рнач, Нп Ртекущ, Нп МПа МПа МПа МПа 1 Веселовская Т1 3350 37,1 1,3 ––– ––– 37,1 2,1 ––– ––– 2 Веселовская Т1 3206 35,7 0,25 ––– ––– 35,7 0,48 ––– ––– 3 Ливкинская Т2 3717 40,9 0,43 ––– ––– 40,9 0,35 ––– ––– 4 Докучаевское Т2 2731 31 0,3 25,7 5 31 1 25,7 5 Загорское Д фр2 4059 46,9 2(-) 43,6 3(+) 46,9 2,4(-) 43,6 4(+) 6 Зайкинское Д IV 4430 ––– ––– ––– ––– 47,4 2,1(-) 38,5 4,6(+) (+) переток сверху вниз;

(-) переток снизу вверх ЗАКЛЮЧЕНИЕ Выполнены исследования мало изученных вопросов современной гидрогеологии и геологии нефти и газа, касающиеся характера движения подземных вод в природных и техногенно-измененных нефтедобычей условиях через слабопроницаемые породы покрышек в водонапорной системе на примере Бузулукской впадины. Коэффициент фильтрации этих пород определен в -4 - интервале 10 –10 м/сут и менее. При разработке месторождений нефти и газа многократно возрастают межплас товые градиенты давления подземных вод, что обусловливает техногенные изменения водонапорной системы. Основные выводы сводятся к следующему:

1. Установлено наличие взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя, заключающееся в преобладании вертикальных движений плас товых вод над горизонтальными движениями в водонапорной системе Бузулукской впадины.

Составлены карты, отражающие результаты определения ус тановившихся приведенных уровней подземных вод водоносных комплексов. Эти карты позволили уточнить гидрогеодинамические условия водонапорной системы изучаемой территории и характер движения вод.

2. Установлена возможность выявления гидрогеологических окон в глинис тых породах и водоупорных толщах месторождений нефти и газа, что имеет большое технологическое и геоэкологическое значение в связи с интенсификацией добычи углеводородов и других полезных ископаемых на больших глубинах.

3. Выполнен анализ существующих методов определения коэффициента фильтрации пород покрышек, разработаны методические подходы и предложена методика его определения по керну скважин без специальной подготовки образцов. Разработанная методика определения коэффициента фильтрации глинис тых покрышек в лабораторных условиях позволяет исследовать керн практически любой формы и не требует сложной механической обработки образца. Изучена связь между пластовым и гидростатическим давлением вод, определяемым глубиной их залегания в водонапорной системе.

4. Решены задачи по определению величины и направления перетоков воды через слабо проницаемые породы покрышек на месторождениях нефти и газа водонапорной системы Бузулукской впадины. Определены величины таких перетоков подземных вод через породы покрышек.

5. Изучена взаимосвязь между водоносными комплексами и горизонтами водонапорной системы и рассчитаны величины перетоков рассолов через породы покрышек в природных и нарушенных нефтедобычей условиях на ряде конкретных месторождений нефти и газа, что позволяет оптимизировать технологию их разработки. Уточнены гидрогеологические условия на Ананьевской, Веселовской, Ливкинской, Скворцовской площадях в Бузулукской впадине. Проведена стратиграфическая разбивка пробуренных скважин на этих площадях с выделением пластов-коллекторов и пород покрышек водонапорной системы.

6. Впервые на месторождениях нефти и газа в Бузулукской впадине установлены величины и направления перетоков через породы покрышек глубокозалегающих горизонтов. В естественных условиях величина перетока составила от 0,25 до 2,4 мм/год, в техногенно измененных нефтедобычей условиях от 4,7 до 7 мм/год. Техногенные перетоки приводят к кардинальной смене природной гидродинамической обстановки в недрах вплоть до земной поверхности. Эти техногенные преобразования по своим масштабам сравнимы с геологической деятельнос тью природного комплекса.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТ АЦИИ Статьи, опубликованные в ведущих рецензируемых научных журналах, входящих в перечень ВАК РФ 1. Водоносные комплексы Бузулукской впадины и их взаимодействие.

Нефтепромысловое дело, 2007, № 12. С. 35-39. (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

Статьи и материалы конференций 2. Влияние разработки нефтяных месторождений Южного Предуралья на верхнюю часть земной коры // Региональная научно-практическая конференция молодых учёных и специалис тов Оренбуржья: Сб. материалов. 4.2.-Оренбург, 2003. С. 87-88.

3. Межпластовые перетоки по разрывным нарушениям и трещинам пород покрышек // Вестник Горного инс титута. Пермь: ГИ УрО РАН. №3, 2003. С. 34 35.

4. Фильтрационные свойства пород покрышек нефтяных мес торождений на Южном Урале и методика их определения // Материалы научной сессии Горного института УрО РАН. Пермь, 2005. С. 25-27.

5. Микротрещиноватос ть пород покрышек мес торождений нефти и газа и переток воды через них в Южном Предуралье // Вестник Горного инс титута.

Пермь: ГИ УрО РАН. №2, 2005. С. 32-34. (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

6. О методике определения коэффициента фильтрации пород покрышек месторождений нефти и газа в Южном Предуралье // Региональная научно практическая конференция молодых учёных и специалистов Оренбуржья: Сб.

материалов. 4.1.-Оренбург, 2005. С. 266-267.

7. Вертикальные перетоки и миграция подземных вод в глубокозалегающих горизонтах Южного Урала // Материалы второй всероссийской научно практической конференции. Оренбург, 2005. С. 228-232 (соавт. Ю.М.

Нес теренко, доля автора 50 %).

8. Фильтрационные свойства пород покрышек нефтяных мес торождений на Южном Урале и вертикальные перетоки подземных вод // Тез. докл.

Международной научной конференции. Пермь, 2005. С. 192-193. (соавт. Ю.М.

Нес теренко, доля автора 50 %).

9. Выявление взаимосвязи водоносных горизонтов палеозоя по вертикали в Южном Предуралье // Материалы ежегодной научной сессии Горного института УрО РАН. Пермь, 2006. С. 68-70. (соавт. Ю.М.Нестеренко, доля автора 50 %).

10. Влияние объектов нефтяной и газовой промышленности на гидрогеологические системы в нефтегазоносных бассейнах // Материалы всероссийской научно-практической конференции с международным участием.

Оренбург-Пермь, 2008. С. 229-231. (соавт. Ю.М. Нестеренко, доля автора 50 %).

,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,, Подписано в печать “03” октября 2008 г. Формат 60 х 84/16.

Печать офсетная. Уч.-изд. л. 1,0. Тираж 100 экз. Заказ № Типография Пермского государственного университета 614990, г. Пермь, ул. Букирева, 15.