Рабочая программа учебной дисциплины УТВЕРЖДАЮ

Рабочая программа
учебной дисциплины
ФТПУ 7.1-21/01
УТВЕРЖДАЮ
Директор ИПР
___________ А.К. Мазуров
«__10__» __февраля__ 2010г.
НЕФТЕГАЗОВАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЯ
Лабораторный практикум
Рабочая программа, лабораторные задания и
методические указания для специальности 130100.09
"Формирование ресурсов и состава подземных вод"
направления 130100 «Геология и разведка полезных
ископаемых»
Институт геологии и нефтегазового дела (ИГНД)
Обеспечивающая кафедра
инженерной геологии и гидрогеоэкологии
Томск, 2010
-Гидрогеологии,
Предисловие
1. Рабочая программа и лабораторный практикум составлены на
основе ГОС ВПО РФ и ОП ТПУ по специальности 130100.09
"Формирование ресурсов и состава подземных вод"
направления 130100 «Геология и разведка полезных
ископаемых»
РАССМОТРЕНЫ и ОДОБРЕНЫ на заседании обеспечивающей и
выпускающей кафедры гидрогеологии, инженерной геологии и
гидрогеоэкологии “_9___” сентября 2010 г.
Протокол № 1
2. Разработчик - доцент кафедры гидрогеологии, инженерной
геологии и гидрогеоэкологии, к. г.-м. н. ______________А.Д.Назаров
3. Зав. Выпускающей и обеспечивающей каф. гидрогеологии,
инженерной геологии и гидрогеоэкологии
проф., д-р г.-м. н. ______________ С.Л. Шварцев
1. Предисловие
1.1. Целевая установка курса - приобретение
будущими
специалистами
нефтяной
и
газовой
промышленности необходимых знаний по типизации, составу
и ресурсам, закономерностям распространения, взаимосвязи с
нефтяными
и
газовыми
залежами,
рациональному
использованию и охране подземных вод от загрязнения и
истощения.
1.2. Основные задачи преподавания дисциплины
следующие:
 ознакомление студентов со строением подземной
гидросферы и положением в ней углеводородной сферы;
 приобретение знаний по основам гидродинамики,
гидрогеотермии и гидрогеохимии;
 овладение приёмами и способами типизации подземных
вод и гидрогеологической стратификации и районирования;
 получение
знаний
по
специфике
формирования
химического состава подземных вод и гидрогеохимической
зональности нефтегазоносных бассейнов;
 приобретение
знаний
по
методике нефтегазовых
гидрогеологических исследований;
 овладение методикой гидрогеологического прогноза
нефтегазоносности и оценки гидрогеологических условий
разработки нефтяных и газовых месторождений;
 ознакомление студентов со сравнительной характеристикой
подземных вод различных нефтегазоносных бассейнов;
 получение знаний по вопросам оценки качества подземных
вод и возможностей их комплексного рационального
использования.
1.3. Преподавание курса базируется на полученных
знаниях по общенаучным, общегеологическим и особенно
таким специальным дисциплинам как подземная гидравлика,
геология и геохимия нефти и газа, литология резервуаров,
геотектоника и др.
3. КОНТРОЛЬНЫЕ (лабораторные) ЗАДАНИЯ И
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
Контрольные задания
Описать гидрогеологические условия нефтегазоносного бассейна
или его части (варианты с учетом места работы).
Выполнение данного задания фактически распадается на
несколько подзаданий:
1) сбор и предварительная обработка фактического материала по
геологии и гидрогеологии структуры (района);
2) перерасчет данных по химическому составу вод из одной формы
выражения в другую, определение коэффициентов;
3) типизация химического состава подземных вод по:
а)минерализации, б) ионно-солевому составу (классификации Щукарева и
Сулина), в) газонасыщенности, г) генезису газов, д) преобладанию газов, е)
сухости газов, ж) содержанию биологически активных компонентов
(калия, йода, брома и др.), и) температуре, к) рН и другим показателям;
4) построение опорного гидрогеологического разреза структуры
(района);
5) построение регионального гидрогеологического разреза по
одному из важных направлений с выходом на одну из окраин бассейна
(допускается приведение опубликованных разрезов со ссылкой на
источник информации и уточнения по своим данным);
6) построение 8 компонентных карт химического состава вод по
одному или нескольким перспективным на нефть и газ горизонтам
(пластам) мелкого масштаба: а)минерализации, б)ионно-солевого состава,
в)содержание йода, г)содержание брома, д)газового фактора, е)газового
состава вод, ж)содержания тяжелых углеводородов и з)упругости
растворенных газов (или их сухости). Допускается приведение
опубликованных карт (дополненных и уточненных по своим данным) со
ссылкой на источник информации. Допускается совмещение на одной
карте нескольких показателей с одновременным вводом дополнительных
материалов (органических кислот, калия, кальция, сульфат-иона и др.) в
зависимости от их нефтепоисковой важности;
7) построение графиков взаимосвязанности показателей: а)
графической зависимости кальция, йода, брома, сульфат-иона и
гидрокарбонат-иона от минерализации, б) графиков зависимости тяжелых
углеводородов, газового фактора упругости растворенных газов, сухости
газов, органических кислот, йода от степени метаморфизма рассеянного
органического вещества, коэффициента метаморфизма Нестерова
 И t 

 , в) графиков взаимосвязи указанных компонентов друг с другом
 1000 
с учетом их важности (например, тяжелых углеводородов с органическими
кислотами, йодом и упругостью растворенных газов, или кальция с
сульфат-ионом или газового фактора с минерализацией и т.п.
Допускается приведения опубликованных графиков (дополненных
собственными данными) со ссылкой на источник информации;
8) выявление количественных региональных и локальных
показателей нефтегазоности с уточнением конкретных значений на
наличие нефти и газа, их сохранения или разрушения или масштабов
нефтегазообразования. Результаты с рекомендациями сводятся в таблицу;
9) влияние гидрогеохимических аномалий и оценка их
нефтегазоносности. Результаты с рекомендациями сводятся в таблицу;
10) оценка нефтегазоносности отдельных горизонтов (пластов) и
площадей в пределе структуры (районов);
11) построение режимных карт, профилей и графиков
изменчивости отдельных гидрогеологических показателей во времени по
одному из продуктивных пластов одного из разрабатываемых в районе
нефтяных месторождений. Допускается приведение опубликованных карт
и графиков со ссылкой на источник информации. Обычно строятся карты
гидроизопьез, температур, минерализации, ВНК и газового фактора на
начальный период, промежуточный и последние годы: графики изменения
указанных показателей по одной или двум пьезометрическим скважинам
во времени (по годам); профили по одной или двум рассекающим линиям
по тем же показателям на начальный, промежуточный и конечный период;
12) описание гидрогеологических условий района с выявлением
гидрогеохимической зональности, оценкой перспектив нефтегазоносности
и использования вод в народном хозяйстве.
Методические указания
Описание гидрогеологических условий бассейна (точнее
структуры определенного порядка или месторождения) осуществляется по
аналогии с главой “Водоносность” производственного отчета. Оно
включает в себя вводную, основную и заключительные части.
В водной части (несколько абзацев) дается общее представление о
нефтегазоносном (артезианском) бассейне и его особенностях, приводится
краткое вертикальное (гидрогеологические этажи и комплексы) и
площадное (бассейны или районы более мелкого порядка) районирование
бассейна, а также местоположение в последнем описываемого района
(структуры, месторождения). Данная часть сопровождается обзорным
рисунком в одну четвертую или одну восьмую часть страницы (см. рис. 1).
В основной части дается описание водоносных комплексов,
характеристика химического состава подземных вод и его изменчивость по
площади и в разрезе, народно-хозяйственное использование, связь с
нефтегазоносностью и т.п. и сопровождается разнообразными таблицами,
графиками, картами и разрезами.
1. Прежде всего приводится краткая литолого-фациальная
характеристика разреза (см. табл. 1) с указанием возраста и мощности
отложений и отношением их к определенной свите, водоупору или
водоносному комплексу. Эти сведения берутся по сводному
геологическому разрезу структуры, а также из монографий и отчетов.
Указанная таблица является геологической основой для
построения опорного и регионального гидрогеологических разрезов,
обоснования
выделения
региональных
водоупоров,
водоносных
комплексов, гидрогеологических этажей и зон.
Следующие таблицы (см. табл. 2-4) включают выборочную
характеристику водоносных комплексов и химического состава подземных
вод всех водоносных комплексов и при этом должна включать в
обязательном порядке достоверные данные по ионно-солевому и газовому
составу вод, содержанию в них йода, брома, органических веществ и
гомологов метана, минерализации, газовому фактору и температуре, а
также глубину отбора проб воды и газа, возраст опробованных отложений
и связь воды с нефтью (например, вода + пленка нефти). Достоверность
данных по газовому составу определяется приближенно по содержанию
кислорода более 1-2 % проба должна быть забракована или поставлена под
сомнение при неимении других проб). Достоверность данных по газовому
составу определяется приближенно по содержанию кислорода (при
содержании кислорода более 1-2 % проба должна быть забракована или
поставлена под сомнение при неимении других проб). Достоверность
данных по ионн-солевому составу можно приближенно оценить по
характеру распределения хлора или минерализации с глубиной. Для этого
в определенном масштабе строится график изменения минерализации
(хлора) с глубиной, проводится усредненная кривая (обычно по
максимальным значениям) и все точки с отклонением значений в сторону
уменьшения на 10-20 % бракуются (с последующим более тщательным
анализом причин их аномальности).
По каждому водоносному комплексу в таблице должно быть не
менее 3 значений, охватывающих всю верхнюю, среднюю и нижнюю
части. На графике же необходимо наносить данные по всем скважинам,
пробуренным в данном районе или на данной структуре I порядка (своде,
валу),
на
которой
расположена
характеризуемая
структура
(месторождение), тем более, что в ее пределах может быть пробурена
всего одна или несколько скважин. Информация о составе вод и газов
обычно сосредоточена в специальных каталогах вод и газов ПГО, НГДУ,
нефтеразведки или же в разнообразных отчетах и ликвидматериалах.
Сведения о газовом факторе и связь воды с нефтью обычно содержатся в
актах испытания скважин (специальных каталогах или ликвидматериалах ).
В таблицах или ссылках следует указывать источник информации (отчет,
книга и т.п.).
Первым заданием является проверка и отбраковка имеющихся
данных. Проверка сводится к определению достоверности пересчета
данных в эквивалентную и процент- эквивалентную формы и расчета
минерализации.
2. Пересчет данных по химическому составу вод из одной формы в
другую необходим для оценки концентрации различных компонентов, их
реакционноспособности и значимости.
2.1. Из весовой в эквивалентную форму расчет производится по
следующей формуле (1): Э 
В
(1),
Э.В
где Э – концентрация иона в мг-экв/л (или г-экв/л);
В -- концентрация иона в мг/л (или г/л);
Э.В.– эквивалентный вес иона, определяемый по формуле (2)
Э.В. 
И
о
н
ы
Э
.
В
.
C
a
2
0
И .В.
(2);
n
где И.В. – ионный вес, равный сумме атомных весов элементов;
n – валентность иона.
Эквивалентные веса отдельных ионов даны в табл. 5.
Таблица 5
Mg Na
K
Fe
NH Sr
Cl
SO4 HC C
J
O
O
4
3
3
12
23
39
28
18
44
35,
5
48
61
30
12
7
Br
80
Так, например, при концентрации кальция 60 мг/л его содержится
3 мг-экв/л.
По указанным формулам можно произвести перерасчет
концентраций ионов из эквивалентной в весовую форму.
2.2.Процентная доля каждого иона в общей концентрации солей
определяется по следующей формуле (3):
%Э =
Э.a
Э.к.
100 или %Э =
100 (3),
 Э.A
 Э.к.
где %Э – доля определяемого иона (аниона или катиона) в общей
эквивалентной сумме анионов или катионов, в %;
Э.а. – эквивалентная концентрация данного аниона (а); и
Э.к. или катиона (к);

катионов (К).
Э.А. и

Э.К. – сумма мг-экв (или г-экв) анионов (А) или
Так, например, если содержание кальция равно 25 мг-экв/л, при
общей сумме катионов 250 мг-экв/л, то его доля равна 10%.
2.3. Минерализация воды определяется простым суммированием
концентраций всех компонентов и обычно выражаемая в весовой (г/л), а
иногда и в эквивалентной форме (мг-экв/л).
2.4. Различные коэффициенты определяются делением значений,
входящих в них показателей друг на друга.
 rNa 
 рассчитывается
 rCl 
2.4.1. Натрий–хлорный коэффициент 
отношением эквивалентных концентраций натрия и хлора. Он является
показателем глубинности преобразования вод в недрах, т.к. с увеличением
возраста и глубины залегания вод возрастает степень их метаморфизации и
опережающей концентрации в них хлоридов кальция (при заметном
снижении доли хлоридов натрия).
2.4.2.
Хлор-бромный
коэффициент
 Cl 
 ,
 Br 
определяемый
отношением весовых концентраций хлора и брома, характеризует степень
метаморфизма вод, так как при длительном взаимодействии захороненных
морских вод и пород концентрация в водах брома происходит более
быстрыми темпами, чем хлора. За границу раздела метаморфизованных и
неметаморфизованных вод взято значение коэффициента, равное 300. Для
незахороненных морских, а также метеогенных вод терригенных
отложений значение этого показателя выше 300, в то время как для
глубинных вод он ниже 300. Для вод соленосных отложений значения
показателя могут достигать 1000 и более.
2.4.3. Коэффициент сухости (жирности) газов  СН 4  характеризует


 ЕТУ 
направленность преобразования рассеянного органического вещества,
позволит прогнозировать качественный состав залежей углеводородов (и
определяется отношением сумм гомологов метана и метана, выраженных в
объемных процентах).
2.4.4.Коэффициент
изонормальности
 i  некоторых
 
n
газов
определяется отношением от концентраций, выраженных в объемных
процентах, и отражает качество углеводородов (при значениях более I-I,I
преобладают газовые, а менее 0,7-0,9 – нефтяные залежи.
2.4.5.Коэффициент
газонасыщенности
 Рг

 Рв

 определяется

отношением упругости давления водорастворенных газов (Р г) и
пластовому давлению воды (Рв) и характеризует степень ее насыщенности
газами. При равенстве указанных давлений газ выделяется в свободную
фазу. При приближении к залежам значения коэффициента заметно
возрастают.
2.4.6. Упругость водорастворенных газов (Р г) – есть сумма
упругостей индивидуальных компонентов газовой смеси, определяемых
автономно. Методика расчета упругостей газов хорошо изложена в книге
В.Н.Корценштейна “Методика гидрогеологических исследований
и
нефтегазоносных районах” (1976). Ниже излагается принцип расчета
упругостей метана и азота, как наиболее распространенных компонентов
газовой смеси.
Пример. В пластовых водах преимущественно (Сl – Na) хлориднонатриевого состава и рассольной (М) минерализации (56,7 г/л) при (Т)
температуре 71оС содержится (Г) 2000 см3/л растворенного газа,
состоящего из (СН4) метана (95%) и (N2) азота (5%). Определить общую
упругость растворенного газа (Рг).
Порядок расчета упругости растворенного газа:
2.4.6.1. Рг = Рсн+ РN = 18,5+1,33 = 19,83 МПа (4).
2.4.6.2. Парциальная упругость азота равна
PN 2 
VN 2 см 3 / л
К PТ см / л  МПа
3

100
 1,33МПа (5)
7,5
2
2.4.6.3. Коэффициент растворимости азота ( К Р
N2
) находим по
графику (рис. 2) при пластовых условиях Т=71 оС и М=1 г-моль.
К РN 2 = 7,5
см3/л Мпа.
2.4.6.4. Минерализация воды в грамм-молях определяется по
формуле
М=
М,г / л
58,7

 1г / моль
NaCl, г  моль 58,7
(6).
Формула
приемлема для пластовых вод, представленных на 85-100% хлоридами
натрия. При более сложном составе расчеты несколько усложняются (в том
числе и Рг).
2.4.6.5. Объем азота
V
N2

, см 3 / л в 1 л воды
определяется по
формуле


VN 2  Г см 3 / л 
N 2 ,%
 2000  0,05  100см 3 / л (7).
100
2.4.6.6. Давление насыщения метана определяется по графику (рис.
3) для Т = 71оС и найденному объему метана, приведенному к пресной
воде: РСН 4 =18,5 Мпа.
2.4.6.7.Приведенный объем растворенного метана определяется по
формуле VCH 4
n

V м CH 4 , см 3 / л
 2420см 3 / л (8).
L / L0
2.4.6.8.Объем метана
определяется по формуле (7)
V
м
CH 4

в 1 л минерализованной воды
м
VСН 4 = 2000.0.95 = 1900 см3/л.
2.4.6.9.Отношение коэффициентов растворимости метана и
минерализованной и пресной воде (L/Lo) для минерализации в 1 г-моль
определяется по графику (рис. 4): L/Lo = 0,745.
В практике расчет упругостей ведется наоборот с п.2.4.6.9. и п. 2.4.6.1.
3.После этого производится типизация состава по различным показателям:
а) минерализации, б) ионно-солевому составу (классификации Сулина и
Щукарева), в) газовому составу (по генезису и преобладанию компонентов
и сухости газов), г) газонасыщенности (по газовому фактору и упругости
растворенных газов, д) содержанию биологически-активных компонентов
(йода, брома и др.), е) температуре, ж) содержанию промышленно-ценных
компонентов и другим показателям. Для этой цели лучше использовать
учебник А.А. Карцева “Гидрогеология нефтяных и газовых
месторождений” (1972) и И.К.Гавич и др. “Сборник задач по общей
гидрогеологии” (1964).
3.1.При типизации вод по минерализации за основу можно взять
следующую сводную классификацию (табл. 6).
Таблица 6
ме
м,
1036150320более
нее 1-3
3-10
г/л
36
150
320
500
500
1
пре
крепк
весьма
сверх
ти с
соло
о
слабы крепк
соле
крепки
крепки
пы ны
нова
солен
е
ие
ные
е
е
во е
тые
ые
рассол рассо
воды
рассол
рассол
д
вод воды
воды
ы
лы
ы
ы
ы
3.2.1.В основу типизации вод по преобладающим ионам
(классификация Щукарева) положен минимально допустимый 25процентный предел содержания иона в общей эквивалентной сумме
катионов или анионов, принимаемой за 100%. При превышении этого
предела ион включается в название типа вод, а при меньших значениях
наоборот исключается.
Например, если анализ воды имеет следующий вид (табл. 7).
Таблица 7
Ио
Са
Мg
Na
Cl
SO4
HCO3
н
%
30
24
46
54
28
18
Т.к. сумма катионов и анионов принята за 100% каждая, то тип
воды будет сульфатно-хлоридный кальциево-натриевый, т.е. в порядке
возрастания ионов, но в начале названия дается по анионам, а потом по
катионам.
3.2.2.В основу типизации вод
по классификации Сулина
положены
так
называемые
генетические
коэффициенты
rNa rNa  rCl rCl  rNa
,
и
, базирующиеся на свойствах кислот и
rCl
rSO4
rMg
оснований (т.е. в первую очередь взаимодействуют сильные, а затем уж
вступают в реакцию более слабые кислоты и основания. Из указанных
кислотных остатков наиболее сильным является хлор-ион, а наиболее
слабым – гидрокарбонат-ион. Среди основных остатков наиболее сильным
является натрий, а наиболее слабым – кальций).
При
rNa  rCl
rNa
 1 воды натриевые и тогда применяется
,
rCl
rSO 4
при значениях которого >1 воды будут гидрокарбонатo-натриевые, а<1 –
cульфатно-натриевые. Это обычно поверхностные и подземные воды
малой минерализации.
При
rNa
rCl  rNa
 1 , воды хлоридные и тогда применяется
,
rCl
rMg
При
значениях
которого
>1
воды
хлор-кальциевые
(минерализованные подземные воды), а с <1 – хлор-магниевые (морские
воды).
3.3Типизация подземных вод по составу и коцентрации
водорастворенных газов проводится по многим показателям: газовому
фактору, газонасыщенности, сухости, генезису или преобладающему
составу.
3.3.1.По газовому фактору выделяют воды с весьма низким (<0,1
л/л), низким (0,1-0,5 л/л), высоким (1-5 л/л) и весьма высоким (>5л/л)
гасосодержанием.
3.3.2.По отношению упругости растворенных газов (Рг) к
пластовому давлению (Рв) выделяют воды с весьма низкой (<0,1), низкой
(0,1-0,25), средней (0,25-0,5), высокой (0,5-0,75) и весьма высокой (0,75-1)
газонасыщенностью.
3.3.3.
По
соотношению
метана
и
его
гомологов
 СН 4

  ТУ

газы.

 выделяют сухие (>90), нормальные (90 – 20) и жирные (<20)


3.3.4. По генезису выделяют газы воздушного (N2, О2, Аr, СО2),
биохимического (СН4, ТУ, СО2, N2, Н2, Н2S), метаморфического (СО2, СН4,
НF, НCl, НCl, Н2S) и радиоактивного (Rn, Xe, Kr, He, Kr) происхождения.
Обычно генетический тип газа определяют по происхождению основных
компонентов. Смешанный тип выделяется при содержании нескольких
типов более 25%.
3.3.5. При типизации вод по преобладающему составу газов в
названии следует включить все компоненты, содержание которых более
10% (СН4 – 75%, N2 – 12%, CO2 – 10% - газ углекисло-азотно-метановый).
3.4. Бальнеологическая
типизация вод проводится по
кондиционному содержанию биологически активных компонентов:
Таблица 8
Угле
Бро Серо
Йо
Желе Кремне
кисл Мине
Компо
м
водор
д
зо
зем
ый
рализ
нент
(Вr
од
(J)
(Fe)
(SiO2)
газ
ация
)
(Н2S)
(СО2)
Конд
5
25
10
20
37
750
200
иции,
мг/л
Тип
Йо бро серов желез кремни углек БСК
воды
дн
мн одоро исты
стый
ислы
С
ый
ый дный
й
й
БСКС – без специфических компонентов и свойств
3.5.Промышленная типизация вод проводится по кондиционному
содержанию техногенных компонентов:
Таблица 9
Ком Йо Бро Кали Стронц Лити Минерал
поне д
м
й
ий
й
изация
нт
Кон
18
250 350300
10
50000
дици
500
и,
мг/л
Тип
Йо бро калие стронц
литие рассольн
воды дн
мн
вый
иевый
вый
ый
ый
ый
3.6. По температуре выделяются типы
Таблица 10
420-37 37-42 42-50 50100
20
100
очень хол тепл
гомо- горя- очень перег
холод од- ый
терма чий
горя- ре-ный
ны
льчий
тый
й
ный
3.7. По рН выделяются кислые (< 5), слабокислые (5-6,8),
нейтральные (6,8-7,2), слабощелочные (7,2-8,5) и щелочные (> 8,5) воды.
4.Опорный гидрогеологический разрез является основным
гидрогеологическим
документом
характеризуемой
структуры
(месторождения),
позволяющим
осветить
гидрогеологическую
стратификацию геологического разреза, водообильность и химический
состав подземных вод основных водоносных комплексов, закономерности
изменчивости температуры, рН, ионно-солевых и газовых показателей,
гидрогеохимическую зональность и гидрогеохимические предпосылки
нефтегазоносности различных отложений.
Разрез строится обычно для структуры 1 порядка (вала, свода,
впадины) с выделением особым знаком значений показателей для
конкретной описываемой структуры. Для построения должны быть
использованы все достоверные данные по всем скважинам, пробуренным в
пределах структуры с охватом всех водоносных комплексов.
Использование сомнительных данных допускается лишь при отсутствии
другой надежной информации с нанесением их на разрез особым знаком.
Допускается приведение опубликованных разрезов (со ссылкой на
автора), но с обязательным нанесение на него всех имеющихся данных по
характеризуемому месторождению (структуре).
Методика построения разреза и набор показателей наглядно
представлены на рис.5.
Следует иметь в виду, что глубина, литологическая колонка,
мощности водоносных комплексов и этажей берутся усредненными. Затем
в пределах указанных глубин развития комплексов наносятся данные по
конкретным показателям. Подошвенные воды (вода + нефть или газ)
следует выделить особым знаком. После этого проводится усредненная
кривая (пунктиром).
Затем с учетом усредненных кривых и других данных проводится
зонирование разреза по типу вод, газов, йоду, брому, минерализации, рН и
другим (см. п. 3). Например, зона пресных вод будет развита до глубины –
точки пересечения вертикальной прямой, проходящей через 1 г/л, с
усредненной кривой минерализации и т,д, По этим точкам и разделяется
колонка на зоны.
Зоны закрашиваются цветом: синим – пресные, гидрокарбонатные
кальциевые, холодные, нейтральные воды; красным – метановые,
Т,
0
C
Ти
п
вод
ы
0-4
рассольные, кислые, хлоридные натриевые железистые, перегретые или
очень горячие воды; коричневым – бромные, азотные, крепкосоленые,
хлоридные кальциевые (кальциево-натриевые), горячие воды; зеленым –
йодные, щелочные, гомотермальные, азотно-метановые, соленые,
гидрокарбонатно-хлоридные натриевые воды; желтым – теплые,
солоноватые, углекисло-метановые, гидрокарбонатные натриевые воды без
специфических компонентов и свойств; черным – сероводородные воды.
Другие цвета по усмотрению автора. Цвет накладывается поверх точек и
кривых, не затеняя последних.
Примечание. При выборе масштаба следует исходить из их
фоновых значений показателей (например, для ТУ = 0-5%, Г = 0-2 л/л), а
аномальные значения (например, ТУ = 25%, Г = 10л/л) показать вдоль
правой рамки вне масштаба особым знаком. Разрез должен уместится на
одной странице. Значения особых и непонятных знаков расшифровать под
рисунком. Данный разрез можно потом поместить в дипломный проект
(при совпадении тем и структур).
5. Региональный гидрогеологический разрез позволяет проследить
особенности распространения основных водоупоров и водоносных
комплексов
и
изменчивости
вертикальной
гидрогеохимической
зональности, значений ряда нефтепоисковых показателей и перспектив
нефтегазоносности от окраин к центру бассейна, а заодно и положение
описываемой структуры. Порядок построения и рекомендуемые
показатели хорошо просматриваются на рисунке 6. Можно использовать
опубликованный разрез со ссылкой на источник и снесением на него
примерного местоположения характеризуемой структуры.
Окраска зон примерного такая же, как на рис. 5. Но обычно
закрашивают зоны по газовому составу. Цветную редкую штриховку
делают по ионно-солевому составу. Границы и надписи водоносных
комплексов и водоупоров – черного цвета. Изолинии минерализаций –
синим, газового фактора – красным, ТУ – коричневым, йода – зеленым
цветами. Другие показатели – другими цветами или пунктирами.
Градации значений показателей желательно делать пореже, не
загромождая разрез, но и не снижая информативность. Допускается 2 и
более разрезов, если в этом есть необходимость, или же дополнительный
более детальный разрез через характеризуемый свод (месторождение).
Разрез должен кместиться на 1 страницу.
6. Покомпонентные гидрогеохимические карты строятся обычно
по комплексу, представляющему интерес для поисков или разработки
месторождений нефти и газа (по проектируемому комплексу), с выходом
на окраину бассейна. Он позволяет проследить закономерности
изменчивости различных показателей и перспективы нефтегазоносности
по площади развития комплекса, а заодно и в пределах места
расположения характеризуемой структуры.
Методика построения карт и рекомендуемые показатели показаны
на рис. 7. Это мелкомасштабные карты, размещаемые на 1 странице, на
которых указаны места опробования вод, если можно значение
показателей, место положения структуры, изолинии с цифрами, границы
зон с надписями типов вод (закрашенных по рис. 5).
По усмотрению автора и при наличии (или отсутствии_ ряда
показателей набор критериев может быть изменен (но не в ущерб
информативности).
Допускается
использование
опубликованных
карт
или
дополнительных детализирующих (по структуре) схем и карт.
7. Графики взаимосвязи
различных показателей позволяют
раскрыть причинно-следственные связи изменчивости различных
критериев и увязать с процессами нефтегазообразования, т.е. наметить
комплекс региональных и локальных нефтепоисковых показателей и их
количественные значения.
Методика построения и набор графиков показаны на рис. 8. Для их
построения желательно использовать достоверную информацию по своду
(впадине) расположения характеризуемой структуры
(с выделением
особым знаком ее собственных данных).
Тесная связь значений показателей с минерализацией указывает на
их региональное нефтепоисковое значение (с точки зрения оценки
благоприятности условий сохранения залежей нефти и газа).
Связь же значений показателей с коэффициентом метаморфизма
рассеянного
органического
вещества
указывает
на
масштабы
нефтегазообразования.
Взаимосвязи между тяжелыми углеводородами, газовым
фактором, органическими кислотами позволяют наметить количественные
их региональные и локальные значения для оценки нефтегазоносности как
крупных регионов, так и отдельных поднятий (в частности,
характеризуемой структуры).
Особую ценность имеют графики-профили изменения ионнсолевых и газовых показателей по мере удаления от водонефтяного
контакта, позволяющие выявить достоверные количественные показатели
наличия нефти и газа. Можно использовать опубликованные графики с
дополнениями по описываемой структуре.
8. Нефтепоисковые гидрогеологические показатели представлены
в табл. 11. Однако студент обязан выявить свой набор показателей и их
значения для различных пластов и отдельно для нефти, газа или
конденсата (по своим или литературным данным). И все это представить в
виде таблицы с рекомендациями.
9. Гидрогеохимические аномалии имеют важное нефтепоисковое
значение и представляют собой резкие отклонения значений
гидрогеохимических значений от фоновых (усредненных) величин. Они
очень хорошо заметны на картах, разрезах и графиках (рис. 5-8) и потому
их выделение не представляет труда. Надо только уточнить возраст
отложений, тип показателя и его связь с нефтью или газом.
Газовые и органические аномалии чаще всего связаны с залежами
нефти и газа, а ионно-солевые – с зонами перетоками (рис. 9). Поэтому,
если в пределах описываемого района выделяются такие аномалии, их надо
задокументировать (занести в таблицу или на карту),
уточнить
достоверность информации, связать с наличием и типом структуры и
коллектора и дать оценку продуктивности.
10. На базе всех выше приведенных построений и литературных
данных можно дать региональную или даже локальную оценку перспектив
нефтегазоносности зон, комплексов и структур. Наиболее легко это
сделать по рис. 5-7 с использованием рис. 8-9 и табл. 11.
Так, например, в центральной части Западно-Сибирского бассейна
(рис. 5-6) с учетом табл. 11 благоприятные условия для сохранения
залежей нефти и газа существуют в меловых, юрских и палеозойских
комплексах, где развиты соленые и рассольные хлоридные натриевые и
кальциево-натриевые метановые обогащенные йодом, бромом и
различными биогенными компонентами воды. В них же интенсивно
протекали процессы нефтегазообразования, если судить по обогащенности
вод углеводородными газами, органическими кислотами, йодом и другими
органическими компонентами.
Однако масштабов нефтегазонакопления в свободные залежи
достигли лищь неокомские, юрские и палеозойские отложения, где
концентрация водорастворенных газов превышает 0,7-1 л/л, гомологов
метана – 2%, органических кислот – 200-250 мг/л, азота – 0,2 л/л и метана
0,7-0,9 л/л и коэффициент газонасыщенности более 0,6-0,7.
Если судить по рис. 7, благоприятные условия для сохранения
залежей нефти и газа в верхнеюрских отложениях (М>10 мг/л, Br>50 мг/л,
Г>0,5 л/л и ТУ>1%) существуют на большей части территории Томской
области. Однако условия для образования залежей нефти и газа наиболее
благоприятнее на территории западнее г.Колпашево (где органических
кислот более 250 мг/л, ТУ>2%, Г>0,75 л/л).
На таком фоне хорошо видны аномалии, связанные с зонами
перетока (М>50 г/л), залежами нефти и газа (Г>2 л/л, Г>4%, орг. Кислоты
> 500 мг/л) и др. То есть намечается определенный комплекс региональных
и локальных показателей условий сохранения или образования залежей
нефти и газа, наличие зон перетока, нефти и газа позволяющих достоверно
оценить перспективы нефтегазоносности различных отложений и зон и
даже наметить места расположения залежей углеводородов. Вопросы
нефтепоисковой гидрогеологии (совместно с указанными рисунками)
хорошо рассмотрены в “Основах гидрогеологии. Гидрогеохимии” (1982).
11.Нефтепромысловая гидрогеология. Разработка нефтяных и
газовых месторождений приводит к быстрому и существенному
изменению гидрогеологических условий продуктивного пласта: падение
или локальный рост давления, температуры, резкое изменение ионносолевого и газового состава и т. п.
Поэтому систематический контроль за изменением по площади и
во времени гидрогеологических показателей является неотъемлемой
производственной задачей.
11.1. Прежде всего строится карта текущей разработки пласта,
позволяющая проследить скорость продвижения водонефтяного контакта и
обводнения пласта во времени. Методика его построения хорошо видна на
рис. 10 и заключается в нанесении различными условными знаками на 1
карту контуров ВНК, нагнетательных, обводненных и необводненных
эксплуатационных скважин по характерным годам. По ним можно
высчитать среднегодовую скорость продвижения ВНК по отдельным
пластам или направлениям (или же в зависимости от темпов отбора нефти
или газа).
11.2. Последнему помогает график разработки пласта (рис. 11),
характеризующий изменение темпов нефтеотбора, закачки воды,
обводнения продукции или пластового давления по годам.
11.3. Строятся также карты изобар и изобарные профили по
отдельным характерным годам (рис. 11-13), позволяющие прослеживать
характер техногенного изменения гидродинамической обстановки пласта, а
также при необходимости корректировать коэффициенты продуктивности
и другие показатели.
11.4.
Закономерности
техногенного
преобразования
химического состава пластовых вод позволяют проследить режимные
гидрогеохимические графики по отдельным скважинам и годам (рис. 14),
гидрогеохимические покомпонентные карты по характерным разрезным
линиям и годам. Методика построения их такая же, как на рис. 7, 10-14.
12.
Гидрогеологические условия (водоносность). Данный
раздел венчает главу водоносность, включая в себя краткое описание
гидрогеологических
условий
водоносных
комплексов,
гидрогеохимическую зональность, формирование вод, перспективы
нефтегазоносности и оценку продуктивности
отдельных структур,
естественную и техногенную изменчивость гидрогеохимических
показателей, преобразование гидрогеологических условий продуктивных
пластов при разработке нефтяных и газовых месторождений, а также
рациональное использование и охрана подземных вод.
Пример. Водоносность.
Северная структура расположена на Александровском своде
центральной части Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна
(Среднее Приобье) в районе широкого развития нефтяных и газовых
месторождений. В ее пределах открыто несколько залежей нефти и газа,
приуроченным к нижнемеловым отложениям. В геологическом разрезе
структуры, как и для всей провинции, выделяется 2 гидрогеологических
этажа и 7 водоносных комплексов (Гидрогеология СССР, т.16, 1970).
Нижний, палеозойский гидрогеологический этаж изучен слабо и
потому его характеристика пока затруднительна.
В пределах мезо-кайнозойского
гидрогеологического этажа
выделяются палеоген-четвертичный, эоцен-верхнемеловой (водоупорный,
апт-сеноманский,
готерив-барремский,
валанжинский,
валанжинверхнеюрский (водоупорный) и юрский водоносные комплексы,
характеризующиеся специфическими гидрогеологическими условиями.
12.1. Характеристика водоносных комплексов. Для водоносных
комплексов Западно-Сибирского бассейна характерно пологое, близкое к
горизонтальному залегание, преимущественно песчано-глинистый состав и
заметная изоляция друг от друга родом регионально выдержанных
водоупоров.
Последнее,
наряду
с
фациальными
различиями
предопределило особенности формирования химического состава
подземных вод и месторождений нефти и газа.
12.1.1. Палеоген-четвертичный водоносный комплекс занимает
верхнюю (250-300 м) часть геологического разреза в наибольшей степени
подверженной влиянию метеогенных вод. Поэтому здесь развиты пресные
гидрокарбонатно-кальциевые воды, пригодные для питьевого и
хозяйственного водоснабжения. Для централизованного питьевого
водоснабжения наиболее пригодны отложения атлымской
и
новомихайловской свит, характеризующиеся высокой водообильностью
(до 150-300 м3/час из одной скважины), хорошей закрытостью от
поверхности источников загрязнения и неплохим качеством воды.
Единственным недостаткам является обогащенность вод железом, что
потребует предварительное, лучше аэрационное, обезжелезивание воды.
12.1.2. Эоцен-верхнемеловой, преимущественно водоупорный
комплекс содержит ряд песчаных пропластков, особенно в ипатовской
свите, в которых развиты соленые (до 3-5 г/л) хлоридно-натриевые
метановые воды. В отложениях ипатовской свиты открыта газовая залежь
предположительно миграционного типа. Запасы газа небольшие и потому
промышленного значения она пока не имеет. Однако газ залежи вполне
может быть использован для закачки в нефтяные пласты для вытеснения
нефти и поддержания пластового давления.
Пластовые воды также имеют лечебное значение.
12.1.3. Апт-сеноманский водоносный комплекс самый мощный
(700-900 м) и водообильный (до 500-3000 м3/сутки на одну скважину)
комплекс с минеральными (бромными) крепкосолеными (11-18 г/л)
метановыми хлоридно-натриевыми водами. На большей части территорий
этот комплекс является основным источником поддержания пластового
давления в нефтяных пластах. Вода близка по составу к нефтяным водам и
потому ее закачка не приводит к существовенным изменениям
гидрогеохимической обстановки, повышая одновременно нефтеотдачу
коллекторов.
Кроме промыслово-технического вода имеет лечебное
и
теплофикационное значение (особенно для ванного лечения). Поэтому
вполне возможно создание водолечебниц, тепловых бассейнов и душей в
пределах вахтовых поселков. Возможно также отопление здания и теплиц.
На Северной структуре В данном комплексе отрыто ряд нефтяных
залежей предположительно миграционного типа, что необходимо иметь в
виду при их разработке.
12.1.4. Готерив-барремский водоносный комплекс, отделенный от
апт-сеноманского водоупорной кошейской пачкой, представлен песчаноглинистыми морскими отложениями вартовской и алымской свит
мощностью 300-500 м. Дебит скважин колеблется от 50 до 400 м 3/сутки
при самоизливе, что указывает на значительную изменчивость
песчанистости и коллекторских свойств пластов. Поэтому разработка
открытых в них нефтяных залежей потребует, вероятно, комплексного
водного и газового способов повышения нефтеотдачи пластов и
поддержания в них пластового давления.
Воды крепкосоленые (20-24 мг/л) хлоридно-натриевые метановые,
обогащены йодом (10-12 мг/л) и бромом (40-60 мг/л), обладают
повышенной температурой (до 30-40оС на устье) и потому представляют в
качестве термальных лечебных для попутного использования..
12.1.5. Валанжинский водоносный комплекс…
12.1.6. Валанжин верхнеюрский преимущественно водоупорный
комплекс…
12.1.7. Юрский водоносный комплекс…
12.1.8. Краткие сведения о палеозойских водоносных комплексах.
Описание такое же, как и в 12.1.3-12.1.4.
12.2. Гидрогеохимическая зональность. Для Александровского
свода, в который входит Северное поднятие, характерна определенная
закономерность изменчивости ряда геохимических показателей,
определяющих
вертикальную
гидрогеохимическую
зональность
геологического разреза (рис. 5-6).
В верхней части разреза, палеоген-четвертичных отложениях,
развит ы пресные нейтральные азотные гидрокарбонатные кальциевые
нередко железистые холодные воды (верхняя гидрогеохимическая зона).
Эоцен-верхнемеловой водоупор в верхней части содержит
солоноватые от сильноокислых до слабощелочных сульфатно-кальциевые
углекисло-азотные воды. Ниже этой зоны развиты повсеместно хлоридные
метановые слабоокислые воды. Однако они существенно различаются по
дркгим показателям.
В апт-сеноманских отложениях преобладают крепкосоленые
хлоридные натриевые йодо-бромные гомотермальные воды со средним
газосодержанием и низкой концентрацией гомологов метана. И только
вблизи залежей нефти и газа заметно возрастает доля тяжелых
углеводородов и газовый фактор, что указывает на аномальное положение
залежей и высокую нефтепоисковую значимость газовых показателей.
В готерив-барремских и валанжинских отложениях развита зона
хлоридных натриевых и кальциево-натриевых йодо-бромных с
повышенным газосодержанием (до 1 л/л) и концентрацией гомологов
метана (до 2%) горячие (50-70о) воды. Вблизи залежей нефти здесь также
резко возрастают значения газового фактора (до 1-2 л/л) и гомологоа
метана (до 4-5%).
В юрских отложениях преобладают хлоридные натриевые йодобромные железистые весьма горячие с высокой концентрацией гомологов
метана (2-3%) и высоким газосодержанием (1-1,2 л/л) рассолы. На контакте
юрских отложений и палеозойского фундамента местами проявляются
углекисло-метановые воды.
То есть по различным показателям в разрезе прослеживаются
следующие зоны (сверху вниз):
по рН – нейтральные → слабощелочные →слабокислые;
по М – пресные → солоноватые → соленые → крепкосоленые →
рассолы;
по температуре – холодные → теплые → гомотермальные →
горячие →очень горячие →перегретые;
по анионному составу – гидрокарбонатные→ сульфатные→
хлоридные;
по катионному составу – кальциевые→ натриевые → кальциевонатриевые;
по газовому составу
- азотные → углекисло-азотные→
метановые (углекисло-метановые);
по йоду – нейодные→ йодные; по брому – небромные→ бромные;
по железу – слабожелезистые → нежелезистые→ железистые; по
газовому фактору – весьма слабо- → слабо- →средне- →
высокогазонасыщенные; по гомологам метана – не содержащие →
низкосодержащие → среднесодержащие → высокосодержащие;
по
сухости газов - неуглеводородные →сухие → нормальные и т.д.
Указанные покомпонентные зоны не совпадают друг с другом и
потому гидрогеохимическая зональность имеет довольно сложную
(мозаичную структуры).
12.3.
Закономерности
изменчивости
гидрогеохимических
показателей
Таким образом, для подземных вод описываемого района
характерен
закономерный
рост
с
глубиной
минерализации,
газонасыщенности и содержанием в них йода, брома, хлора, кальция,
метана, органических кислот, тяжелых углеводородов, азота, аммония и
других компонентов (рис. 5-6,8), что указывает на возрастание в этом
направлении
затрудненности
водообмена
и
масштаба
нефтегазообразования.
Особо резкие скачки концентраций большинства компонентов
приурочены
к
подошвам
эоцен-верхнемелового
и
валанжинверхнеюрского водоупоров, разделивших весь осадочный чехол как бы на
три гидрогеохимических яруса с различными условиями формирования
подземных вод и залежей нефти и газа (рис. 5).
Однако для йода и дейтерия максимальные концентрации
отмечаются в водах морских меловых отложений, т.е. для них заметное
влияние фациального облика отложений. Такая закономерность характерна
и для кальция (судя по относительной обогащенности), но здесь скорее
всего оказался минералогический состав пород (карбонатный цемент) (рис.
8).
Несмотря на это, между йодом, кальцием и минерализацией в
пределах указанных закономерностей (областей) отмечается определенная
корреляционная зависимость, хотя диапазон разброса точек относительно
усредненной кривой значителен по сравнению, например. С бромом,
натрием и хлором, для которых характерна прямолинейная зависимость от
минерализации (рис.8). То есть накопление в водах кальция и йода
обусловлено не только процессами концентрации вод. Йод имеет тесную
генетическую связь с процессами метаморфизма рассеянного
органического вещества.
Последним вероятно можно объяснить разброс концентраций
аммония (при общей тенденции к связи с минерализацией) и резкий
скачок концентраций гидрокарбонат – иона в водах юрских пластов (по
сравнению с неокомским горизонтом).
Учебное издание
НЕФТЕГАЗОВАЯ ГИДРОГЕОЛОГИЯ
Лабораторный практикум
Рабочая программа, лабораторные задания и
методические указания для специальности 130100.09
"Формирование ресурсов и состава подземных вод"
направления 130100 «Геология и разведка полезных
ископаемых»
Разработчик: Назаров Александр Дмитриевич
Подписано к печати . .2010. Формат 60х84/16.
Бумага «Снегурочка».
Печать Xerox. Усл. печ. л. 000. Уч.-изд. л. 000.
Заказ ХХХ. Тираж ХХХ экз.
Томский политехнический университет
Система менеджмента качества
Томского политехнического
университета сертифицирована
NATIONAL QUALITY ASSURANCE по
стандарту ISO 9001:2000
. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30.