Промысловая классификация пластовых вод

 

Подземные воды, встречающиеся в недрах нефтяных месторождений, подразделяют на грунтовые (обычно безнапорные), пластовые напорные и воды тектонических трещин.

Грунтовые воды залегают на сравнительно небольшой глубине от поверхности – на первом водоупорном слое; их режим зависит от гидрометеорологических условий.

Пластовые напорные воды (рис. 7) по отношению к нефтеносному пласту подразделяются следующим образом:

 

 

Рис. 7. – Пластовые воды

а – вода, б – нефть, в – глины

вода: 1 – со свободной поверхностью (ненапорная); 2 – верхняя относительно нефтеносного горизонта (верхняя напорная); 3 – краевая приконтурной зоны (нижняя краевая напорная); 4 – нижняя относительно нефтеносного горизонта (нижняя напорная); 5 – подошвенная; 6 – глубинная, восходящая по сбросу; 7 – промежуточная (э.о. – эксплуатационный объект); 8 – верхняя краевая; Н – глубина уровня; h – напор

 

1) нижние краевые (контурные), залегающие в пониженных частях нефтеносного пласта и подпирающие нефтяную залежь;

2) подошвенные, залегающие в нижней подошвенной части нефтеносного пласта в пределах всей структуры (включая eё сводовую часть);

3) промежуточные, приуроченные к водоносным пропласткам (или водоносным пластам), залегающим в нефтеносном пласте, являющимся единым объектом эксплуатации;

4) верхние краевые, залегающие либо в размытой сводовой части антиклинально изогнутых нефтеносных пластов, либо в головной части моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Головные части таких пластов (часто обнажающиеся на поверхности) обычно обводнены поверхностными вадозовыми водами;

5) верхние, приуроченные к чисто водоносным пластам, залегающим выше нефтеносного пласта;

6) нижние, приуроченные к чисто водоносным пластам, залегающим ниже нефтеносного пласта.

При наличии нижних краевых вод положение контакта нефть-вода (рис. 8) определяет внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры нефтеносности.

 

Рис. 8. – Схема расположения контакта нефть-вода (ВНК)

контур нефтеносности: 1 – внешний (по кровле пласта); 2 – внутренний (по подошве пласта); зоны: 3 – нефтяная; 4 – приконтурная (зона расположения «водоплавающей» нефти)

 

Часть пласта, расположенная в пределах внутреннего контура нефтеносности, содержит нефть по всей мощности от кровли до подошвы включительно. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.

В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одной из задач рациональной разработки является обеспечение равномерного их продвижения.

При неравномерном продвижении контуров нефтеносности образуются языки обводнения, что может привести к появлению разрозненных целиков нефти (рис. 9), захваченных водой. Неравномерное продвижение контуров нефтеносности зависит от неоднородности пласта (особенно по его проницаемости), отбора жидкости из пласта и тому подобное.

 

Рис. 9. Схема расположения языков обводнения и целиков нефти

1 – языки обводнения; 2 – целики нефти

 

При наличии подошвенных вод (граница нефтеносности проходит лишь по кровле пласта) задача заключается в том, чтобы при вскрытии пласта не пересечь водонефтяной контакт скважиной (забой скважины должен быть выше этого контакта) во избежание появления конусов обводнения уже в самом начале эксплуатации (рис.10, а). При наличии в пласте (особенно в его подошвенной части) глинистых прослоев борьба с конусами обводнения ведется путем цементирования забоев скважин (рис.10, б); в ряде случаев при наличии в подошвенной части пласта глинистых прослоев конусы обводнения вообще не образуются.

 

Рис. 10. Схема расположения конусов обводнения при наличии подошвенных вод

1 – нефть; 2 – вода; 3 – глинистый прослой; 4 – цементная пробка; К.о. – конусы обводнения

 

 

Если в пределах эксплуатационного объекта залегает более или менее мощный водоносный прослой (промежуточные воды), то следует производить цементирование всего объекта с последующим прострелом колонны лишь против нефтеносной части пласта. Если часто перемежаются маломощные нефтяные и водяные (промежуточные) прослои, то такой «слоеный пирог» приходится эксплуатировать в целом (совместно нефтяные и водяные пропластки), обеспечивая возможно большую откачку жидкости из пласта.

В случае выхода нефтеносного пласта на поверхность, как указывалось выше, может произойти обводнение его головной части с образованием верхних краевых вод (ширванский горизонт Апшеронского месторождения нефти). В этом случае целесообразно провести разведочные работы вниз по падению пласта для обнаружения возможной залежи нефти, а не базировать свои отрицательные выводы об отсутствии нефти в пласте на данных о наличии воды в его головной части.

Верхние воды (называемые иногда чуждыми по отношению к нефтеносному пласту) необходимо различными методами, излагаемыми в курсе «Бурение», изолировать от нефтеносного пласта.

Нижние воды не следует вскрывать, а при случайном вскрытии их следует изолировать путем цементирования забоя скважины.

При наличии тектонических вод, циркулирующих по тектоническим трещинам, в которые они поступают из различных, главным образом высоконапорных водоносных пластов, могут обводниться головные участки нефтеносных пластов или же в этих пластах может произойти полное замещение нефти водой. Обводнение головных участков пласта тектонической водой (рис. 11) наблюдалось на ряде нефтяных месторождений (Небит-Даг, Балаханы-Сабунчи-Раманы и др.). Если имеются тектонические воды, о нефтеносности пласта нельзя судить по данным разведочных скважин, вскрывших пласт вблизи его контакта с поверхностью нарушения. В этом случае необходимо бурить дополнительные разведочные скважины в отдалении от этой зоны вниз по падению пласта [5].

 

Рис. 11. Схема обводнения нефтеносного пласта тектоническими водами

а – нефть; б – вода