Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Оценка гидрогеохимических условий разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области

ВАК РФ 25.00.07, Гидрогеология

Автореферат диссертации по теме "Оценка гидрогеохимических условий разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области"

На правах рукописи

ЮРЧИК Ирина Ивановна

ООЗОВ42 17

ОЦЕНКА ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОЙ ОБЛАСТИ (ЛЕНО-ТУНГУССКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ)

Специальность 25.00.07 - Гидрогеология

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата гсолого-минералогических наук

1 2 (1!0П 2007

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2007

003064217

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете).

Научный руководитель -

доктор геолого-мннералогических наук, профессор

Антонов Владимир Васильевич

Официальные оппоненты:

доктор геолого-минералогичеекпх наук, профессор

Якуцени Вера Прокофьевиа,

кандидат геолого-мннералогических наук

Хархордин Иван Леонидович

Ведущая организация - ФГУП ВСЕГЕИ.

Защита диссертации состоится 30 мая 2007 г. в 14 ч 30 мин на заседании диссертационного совета Д 212.224.01 при Санкт-Петербургском государственном горном институте имени Г.В.Плеханова (техническом университете) по адресу: 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д.2, ауд.4312.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного горного института.

Автореферат разослан 28 апреля 2007 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета д.г.-м.н., профессор

А.Г.МАРЧЕНКО

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы связана с необходимостью освоения, в самое ближайшее время, месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири Практическое освоение этих месторождений невозможно без специальных, в том числе и гидрогеохимических исследований

Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область (НБ НГО) располагается в так называемом "главном поясе нефтегазоносности" Сибирской платформы, продуктивность которого связана с отложениями венда и кембрия В них сформировались самые древние месторождений нефти и газа в нашей стране. К настоящему времени здесь открыто около 25 месторождений нефти и газа, промышленные притоки получены также еще на ряде площадей. Однако освоение этих месторождений затруднено сложными гидрогеологические условия, связанными с высокой минерализацией пластовых вод, засолением коллекторов, гидродинамической изолированностью блоков, а также низкими пластовыми температурой и давлением в продуктивных горизонтах Наиболее актуально это для восточных и северо-восточных районов НБ НГО, территориально расположенных в Республике Саха (Якутии), где месторождения находятся в условиях небывало низких в мировой нефтегазовой практике температур, которые могут существенно повлиять на состав и подвижность нефтей и конденсатов и, следовательно, технологию и рентабельность добычи углеводородного сырья.

Для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов НБ НГО возможно использование систем поддержания пластового давления (СППД) путем закачки природных вод. В этих условиях особую значимость приобретает выполнение специальных гидрогеохимических расчетов с целью оценки последствий подобной закачки

Цель работы. Оценка гидрогеохимических условий НБ НГО для обоснования выбора оптимального состава вод, используемых в СППД разрабатываемых и планируемых к вводу в эксплуатацию месторождений нефти и газа

Основные задачи исследований:

1. Анализ и обобщение фактического материала, выявление основных закономерностей изменения зональности состава и минерализации рассолов подсолевой формации

2 Математическое моделирование геохимических процессов происходящих при закачке различных типов природных вод

3 Обоснование рекомендаций по гидрогеохимическому мониторингу при разработке месторождений нефти и газа НБ НГО.

Защищаемые положения.

1.Для подсолевой формации НБ НТО выявлено, что зональность состава и минерализации рассолов обусловлены гидродинамической изолированностью гидрогеологических систем, связанной с мощной толщей нижнекембрийских солей и блоковым строением территории, а также с неравномерным глубоким ее прогреванием при трапповом магматизме и мощным охлаждением в неоген-четвертичное время.

2 На основе численного физико-химического моделирования обоснован выбор, в качестве наиболее оптимального агента СППД, смеси высокометаморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и поверхностных водоемов в расчетной пропорции.

3. Проектирование, проведение и интерпретация результатов гидрогеохимического мониторинга водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа, возможно на базе разработанной в работе численной физико-химической модели, которая должна рассматривается как элемент экспертной системы по оптимизации методов разработки месторождений нефти и газа НБ НГО.

Исходные материалы и методика исследований. Настоящая работа подготовлена по результатам исследований автора в ТФ ИГНГ СО РАН (2001-2003 гг) - в рамках х/д № 207-01 «Составление региональной гидрогеологической модели южной и юго-восточной частей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Иркутская область, Республика Саха-Якутия), № 213-02 «Гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы», а также в рамках госбюджетных плановых научно-исследовательских работах Института геологии нефти и газа СО РАН Использована компьютерная БД ТФ ИНГТ СО РАН, в разработке которой автор принимала непосредственное участие, а также обширная геологическая, гидрогеологическая и геохимическая литература как по Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и смежным регионам Восточной Сибири, так и по другим нефтегазоносным районам России

В процессе выполнения работы проводились анализ и статистическая обработка имеющейся гидрогеохимической информации по НБ НГО, математическое моделирование химических процессов взаимодействия закачиваемых вод и породы пласта-коллектора

Для хранения, вероятностно-статистической и картографической обработки информации использовались методы и средства пакетов программ Access, Excel, Statistica, Surfer и Arc View. Моделирование осуществлялись с помощью программного комплекса HydroGeo, учитывающего специфику исследования глубокозалегающих нефтегазоводонос-ных горизонтов.

Научная новизна.

-существенно уточнен характер вертикальной и площадной зональности состава рассолов подсолевой формации в пределах НБ НГО, проанализированы обусловливающие ее причины;

- впервые проведена оценка совместимости природных вод разных химических типов с породами продуктивных горизонтов месторождений нефти и газа НБ НГО,

- установлено, что при обосновании системы мониторинга, в связи со сложными термодинамическими и геохимическими условиями в продуктивных пластах, нужно учитывать необходимость периодического проведения численного физико-химического моделирования геохимических процессов происходящих при закачке в качестве агента СППД природных вод В связи с чем, необходимо проводить контроль за составом закачиваемых и попутно добываемых вод, с проведением полного химического и микробиологического анализа рассматриваемых вод

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется большим объемом данных, доказательством адекватности созданных гидрогеохимических моделей Использованы данные испытания и опробования более чем по 200 объектам в глубоких скважинах и около 350 анализов вод и рассолов.

Практическая значимость работы:

- приведенные в работе данные по составу подземных и построенные карты могут использоваться при поисково-разведочных работах на нефть, газ и другие полезные ископаемые;

- отработанная методика оценки совместимости закачиваемых в СППД растворов и пород может использоваться при обосновании применимости для различных типов природных вод

- рекомендации по организации гидрогеохимического мониторинга следует учитывать при проектировании и на стадии эксплуатации нефтегазопромыслов,

Апробация работы. Основные положения и результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации

докладывались на ежегодных научных конференциях и симпозиумах. Научно-методической конференции «Тенденции и перспективы развития гидрогеологии и инженерной геологии в условиях рыночной экономики России XI Толстихинские чтения» (Санкт-Петербург, 2004 г); 15-й Международной научно-технической конференции «Геология и минерагения Центральной Азии» (Иркутск, Иркутский государственный технический университет, 2006 г.), Международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (Санкт-Петербург, 2007 г), Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, Томский политехнический университет, 2007 г.)

Личный вклад автора. Поставлены задачи исследований, дана методология их решения В процессе работы: 1) обобщен и проработан обширный материал по геологии, гидрогеологии и гидрогеохимии изучаемой территории, на основании которого выполнен анализ причин формирования зональности состава и минерализации рассолов подсоле-вой формации и для терригенного, терригенно-сульфатно-карбонатного и карбонатного комплексов построены карты зональности химического состава и минерализации, распространения Вг, Бг, 1л, Шэ, 2) выполнено термодинамическое моделирование процессов, происходящих при закачке в качестве агента ППД различных типов природных вод, 3) на основе результатов моделирования предложено, как наиболее оптимальный вариант с гидрогеохимической точки зрения, использование в качестве агента ППД смеси высокометаморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и поверхностных водоемов; 4) предложены рекомендации по гидрогеохимическому мониторингу водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа

Публикаиии. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 2 в изданиях рекомендуемых ВАК

Структура и объем диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка, включающего 92 наименований. Материал диссертации изложен на 196 страницах, включает 23 таблиц, 48 рисунков

Благодарности. Автор выражает глубокую и искреннюю признательность*

- научному руководителю, доктору геолого-минералогических наук, профессору Антонову В.В. за помощь и постоянную поддержку в работе над диссертацией,

- доктору геолого-минералогических наук, профессору Томского политехнического университета Букаты М.Б. за предоставленные материалы, плодотворные консультации по теме диссертации и бесценную помощь при выполнении работы,

- доктору геолого-минералогических наук, профессору Санкт-Петербургского государственного горного института Кирюхи-ну В.А. за неоценимые консультации, замечания и предложения при работе над диссертационной работой,

- кандидату геолого-минералогических наук, ассистенту Санкт-Петербургского государственного горного института Стуккей Милене Георгиевне за замечания и рекомендации на протяжении выполнения работы,

- преподавателям кафедры Гидрогеологии и инженерной геологии за внимание и поддержку

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

1. Для подсолевой формации Непско-Ботуобинской НГО выявлено, что зональность состава и минерализации рассолов обусловлены гидродинамической изолированностью гидрогеологических систем, связанной с мощной толщей низ/снекембрийских солей и блоковым строением территории, а также с глубоким ее прогреванием при трапповом магматизме и мощным охлаждением в процессе четвертичного оледенения.

В соответствии со стратификационной схемой водоносных горизонтов Сибирской платформы, разработанной А С Анциферовым, В И Вожовым с дополнениями М Б Букаты, в разрезе НБ НГО выделяются три водоносные формации, включающие, в свою очередь, 13 водоносных комплексов, которым присвоены буквенно-численные индексы Индекс А обозначает приуроченность к межсолевым горизонтам кембрия, Б - к венд-кембрийскому карбонатному комплексу, В - к вендскому терригенно-сульфатно-карбонатному и терригенному комплексам Внутри комплексов принята цифровая индексация по правилу „сверху вниз". В связи с неповсеместным развитием солей в основании усольской свиты и отсутствием в этих зонах изоляции осинского гори-

зонта от нижележащих карбонатных горизонтов венд-кембрия он включен в группу Б и ему присвоен индекс Б[

В основу выделения водоносных комплексов положены принципы гидродинамической изоляции комплексов друг от друга и литолого-фациальной приуроченности, определяющие в совокупности, наряду с термобарическими условиями, особенности их гидрогеологии, в том числе и их гидрогеохимические различия Не всегда подчиняется второму из этих принципов граница между соленосной и надсолевой формациями, которая проводится в разновозрастных отложениях литвин-цевской, реже, ангарской, булайской, а иногда, даже, бельской свит на глубинах преимущественно до 600-1000 м, где высокопроницаемые за счет соляного карста породы сменяются на практически непроницаемую соленосную толщу

Осадочный чехол НБА сложен в основном отложениями венда и кембрия. Более древние отложения (нижний венд9) распространены на небольшом участке Тымпычанского грабена в юго-восточной части Не-пского свода Ограничено распространены также ордовикские, силурийские, верхнепалеозойские и юрские отложения В палеозойских образованиях присутствуют пластовые силы долеритов мощностью до 100-150 м. Общая мощность чехла на вершине антеклизы составляет 1,6-2,0 км, на склонах - 2,7-3,0 км

Строение осадочного чехла НГ НГО и смежных районов осложняют протяженные зоны разломов Среди зон крупных разломов, частично или полностью пересекающих изучаемую территорию, отчетливо выделяются три их системы- северо-северо-восточная, восточно-северовосточная и северо-западная Кроме того, в западной части антеклизы фиксируется практически меридиональный отрезок крупнейшей на Сибирской платформе Байколо-Патамской зоны разломов Эти зоны разломов пересекая или проходя рядом с месторождениями нефти и газа в значительной мере влияют на строение, распределение углеводородов, флюидодинамику и коллекторские свойства продуктивных горизонтов Большая часть разломов залечена телами долеритов и солями, образуя тем самым практически непроницаемые экраны

В гидродинамическом отношении разрез НБ НГО характеризуется существованием изолированных (замкнутых) пластовых систем, как по горизонтали, так и по вертикали, наличием зон аномально низких (АНПД) и аномально высоки (АВПД) пластовых давлений. Отличительной чертой подсолевая формация в целом являются низкие пластовые давления, причем если в юго-западной части отклонения пластово-

го давления от нормального гидростатического не превышают 5-10 %, то в северо-восточной части НБ НГО разница в давлениях достигает 20 % Высказываются разные объяснения причин формирования АНПД и АВПД, основными из которых на наш взгляд являются наличие мощной толщи соленосных отложений, выполняющей роль регионального флюидоупора и обладающей пластичными свойствами, а также глубокое промерзание территории в период четвертичного оледенения, которое способствовало повышению плотности флюидов.

Геотемпературный режим подсолевой формации НБ НГО также характеризуется аномально низкими пластовыми температурами основных нефтегазоносных резервуаров, особенно в восточных и северовосточных районах, где современная температура продуктивных пластов, залегающих на глубине преимущественно 1400-2800 м, зачастую не превышает 4-12 °С. Такие низкие температуры в северо-восточных районах территории во многом обусловлены неоднократными сменами в четвертичном периоде этапов оледенения Сибирской платформы межледниковьем, что приводило к интенсификации процесса конвекционного погружения криопегов на большие глубины Кроме этого, одним из ведущих факторов низких температур осадочного чехла Сибирской платформы, является отсутствие мощного теплоупора, роль которого в Западной Сибири играют мощные толщи глинистых отложений Поэтому эндогенное тепло не способно накапливаться в водоносных системах Сибирской платформы (В А Кирюхин, 2005)

Большое влияние на формирование зональности химического состава оказал трапповый магматизм в триасовое время Под влиянием контрастного температурного поля, возникшего при внедрении силлов, происходили конвективные перетоки рассолов между под- и межсолевыми горизонтами. При охлаждении рассолов в зонах пониженных температур в терригенный коллекторах выпадали соли (М Б Букаты, В И Вожов, Т А Горохова, 1981). Еще более интенсивное высаждение солей происходило под влиянием глубокого промерзания в четвертичный период, максимальная мощность которого в Восточной Сибири достигала 2-х и возможно более км (В А Кирюхин, 2005). Уход ледника привел к значительному подъему территории и оживлению тектонических разломов

На основании обработки около 300 проб химических анализов рассолов подсолевой формации НБ НГО для терригенного, терригенно-сульфатно-карбонатного и карбонатного комплексов были построены карты зональности химического состава и минерализации (рис 1), а также распространения Br, Sr, Li и Rb

Рассолы подсолевой формации Непско-Ботуобинской НГО по химическому составу, преимущественно натриево-кальциевые, кальциевые, кальциево-натриевые реже натриевые и магниево-кальциевые. Минерализация рассолов колеблется от 221 до 495 г/л Для подсолевой формации характерна инверсия - наиболее минерализованы рассолы карбонатного комплекса, испытывающие влияние вышележащей усоль-ской свиты соленосной формации в районах отсутствия флюидоупора, отделяющего карбонатный комплекс от соленосных отложений, в то время как в терригенных рифей-вендских коллекторах непской свиты и ее аналогов минерализация рассолов немного снижается

Содержание макрокомпонентов в рассолах варьирует в широких пределах Так концентрация Са2+ достигает 192,6 г/л, К+ - до 20,7 г/л, Mg2+ — до 26,8 г/л Рассолы богаты целым рядом микрокомпонентов — Br, Sr, Li, Rb и др (таблица)

Концентрации большинства микроэлементов связаны с минерализацией ее главными ионами, поэтому их распределение в гидрогеохимическом разрезе и по напластованию согласуется с вертикальной и латеральной зональностью

Схематические карты зональности состава и минерализации рассолов терригенного, терригенно-сульфатно-карбонатного и карбонатного комплексов представлена на рис 1 Так высокометаморфизирован-ные хлоридные кальциевые рассолы пользуются наибольшим распространением в карбонатном комплексе. Область их распространения в нижезалегающих комплексах постепенно уменьшается, сохраняя за собой преимущественно своды поднятий

Наибольшим распространением во всех комплексах подсолевой формации Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области пользуются хлоридные натриево-кальциевые рассолы

Хлоридные магниево-кальциевые рассолы были выявлены только на локальных участках в юго-западной части НБ НГО терригенно-сульфатно-карбонатного комплекса (рис 1 б)

Область распространения хлоридных кальциево-натриевых рассолов закономерно снижается с увеличением минерализации рассолов от терригенного до карбонатного комплексов

Ввиду промышленного значения подземных вод соленосной формации и продуктивной толщи подсолевой, их добыча на промысле должна сопровождаться извлечением полезных компонентов, что также потребует проведения предварительных НИР, а затем проектирования и строительства соответствующего производства

Таблица

Состав рассолов подсолевой формации

Комплекс Плотность кг/см3 рн Минерализация, г/л Концентрация, г/л Концентрация, мг/л

Ыа+ К* Са С1 50/ НСО, Вг и Шэ

»я 3 к я и и, X О. с. 2 1273 (58) 1225-1310 4 8 (46) 3 1-72 3811(60) 317 1-458 6 28 6(75) 6 96-59 8 1 (66) 3 6-224 87 9(76) 60 2-130 2 10 4 (76) 2 8-24 3 237 4(60) 198 2-291 2 0 208 (50) 0 064-103 0 241 (43) 001-134 6(54) 3 7-7 4 3 2 (39) 2-5 77 63 7(36) 17-158 9 6 (36) 2-21

Я 1275 (38) 1220-1340 4 8 (38) 2 3-615 378 2(37) 325 8-453 1 26 5 (39) 4 01-73 6 15 (34) 2 6-12 3 91 3 (39) 40 1-122 2 11 1 (39) 3 95-24 3 236 9 (37) 200 8-289 1 0 231 (34) 0 016-0 99 0 145(50) 0 012-0 39 5 3 (37) 2 3-7 3 2 2 (24) 1 4-2 7 30 5 (24) 12-68 9 5 (23) 4 2-21

н в и 1257 (33) 1225-1280 4 5 (29) 3 1-7 6 358(35) 322 5-393 5 36 4 (37) 15 3-67 1 5-2 (11) 1-42 83 4 (38) 59 4-104 6 8 (38) 2 03-16 7 227 5 (35) 205 6-249 4 0 128 (29) 0 04-0 24 0 08 (22) 0 006-0 29 3 9 (32) 2-6 3 2 2(6) 1.3-2 8 12 4 (6) 0 9-23 2(6) 0 05-3

« . 1 1269 (15) 1240-1310 4 7 (13) 3 5-64 380(15) 335 6-434 28 6(18) 6 95-56 6 93(16) 5 6-19 6 86 3(16) 44 8-107 7 11 1(18) 3 6-41 5 237 4(15) 209-270 4 0 206(14) 0 09-0 512 0 255 (12) 0 02-0 915 5 5(14) 2 3-7 3 4 2(8) 2 3-6 8 73(8) 39-136 19 3 (6) 12 5-48

| е Ё ь -е- к 5 л о аЯщ 6 с я 1266 (10) 1210-1290 4 9(6) 2 6-5 9 386 (8) 334 4-435 3 38 8 (11) 19-75 3 7 7(5) 21-11 815(5) 49 8-105 2 11 7(11) 3 4-26 8 244 (8) 208 3-271 8 0 235 (7) 0 03-0 54 0 374 (4) 0 08-0 85 4 3(7) 3 6-6 17(6) 0 8-2 7 34(3) 5-83 17 2(3) 0 5-55

н " 2 ? 1266 (66) 1219-1301 4 5(57) 2 7-6 8 3763(73) 340 9-420 9 31 5 (83) 4-80 2 7 (24) 13-5 4 88 (24) 37-120 10 5 (83) 3 6-19 7 238 5 (73) 216 3-266 0 16 (65) 0 01-0 62 0138(44) 0 014-0 97 4 7 (68) 2 1-67 2 3 (22) I 5-3 4 11 3(22) 3 5-29 3 6 (22) 0 9-6 9

1 2 1285(7) 1280-1290 5 6(7) 4 5-7 7 379 3 (7) 347 4-3922 16 3(7) 11-25 8 15(7) 5 8-193 96 5 (7) 90 2-1023 9 6(7) 73-119 234 5 (7) 218 5-244 8 016(7) 0 071-0 44 067(6) 0 27-0 805 5 95 (7) 5 2-7 2 4(2) 2 2-2 6 74 7 (3) 68-88 17 6(2) 11 7-23

и Я X о ю о. я 1290 (29) 1230-1350 5 2 (28) 2 3-6 8 404 1 (30) 321 7-493 4 17 7(31) 3 4-60 14 6(31) 2 3-23 2 1012(31) 55-192 6 12 7(31) 4 8-19 5 250 2(30) 201 2-302 2 0 164 (28) 0 01-0 54 0 67 (25) 0 04-1 22 5 7(30) 3 1-71 2 9 (16) 2-4 3 97 7(17) 25-184 20 (17) 7 9-42

а ш 1256(4) 1225-1283 4 4(4) 2 1-64 359 9(4) 314 7-383 2 30 9 (8) 13 3-464 5 6(6) 18-13 87 1 (8) 66 8-141 5 10 5 (8) 2 2-15 5 226 6 (4) 196 1-243 4 0162(4) 0 05-0 35 0 134 (3) 0 023-0 22 5(4) 4 2-6 21(2) 14-3 2 43 2(5) 5 3-90 7 9(5) 4 5-14

Примечание с-з - северо-западная, ц - центральная, с-в - северо-восточная часть НБ НТО, в числителе среднее (количе-

ство анализов), в знаменателе - минимальное и максимальное значения

2. На основе численного физико-химического моделирования обоснован выбор, в качестве наиболее оптимального агента ППД, смеси высокометаморфизированных хлоридных кальциевых и на-триево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсо-левой формации и поверхностных водоемов в расчетной пропорции.

В практике разработки нефтяных и газовых месторождений на естественном водонапорном режиме (без использования СППД) с течением времени в попутной воде наблюдаются 1) стабильность химического состава и минерализации; 2) уменьшение минерализации и изменение состава; 3) увеличение минерализации и изменение состава

В случае необходимости применения заводнения при разработке нефтяных залежей происходят гораздо более сложные гидрохимические изменения, накладывающиеся на природные изменения вод С закачкой воды в нефтяном пласте образуется сложная многокомпонентная система1 закачиваемая вода - пластовая вода - погребенная вода -нефть с растворенным газом - породы пласта По-видимому, из всего многообразия процессов, происходящих в этой сложной системе, оказывают наибольшее влияние на состав вод и наиболее важны в практическом отношении следующие. 1) смешение вод, 2) взаимодействие вод с породами, 3) взаимодействие вод с углеводородами.

Как уже указывалось выше, для месторождений углеводородов Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области характерно отсутствие активного водонапорного режима залежи, вследствие этого смешение пластовых вод с закачиваемыми существует только на самых первых этапах эксплуатации месторождений Поэтому при моделировании процессов происходящих при закачке в качестве агента ППД природных вод различного химического состава, рассматривался вариант, при котором вода из нагнетательной скважины осуществляет поршневое вытеснение нефти с пластовой водой без смешения с последней

Моделирование выполнялось на базе программного комплекса НускоОсо (Букаты М Б , 2002) В основу моделирования внутренних источников/стоков вещества в соответствии с применяемым в Нус1гоОео "методом констант равновесия" положено понятие элементарных реакций, совокупность которых описывает анализируемые природные процессы, а также методы равновесной термодинамики. Для учета неидеальности раствора применен метод активности Льюиса Расчет коэффициентов активности компонентов раствора и активности растворителя-воды основан на методике Питцера

Моделирование включало пересчет анализов основных типов вод при лабораторных условиях (восстановление баланса электронейтральности и устранение начального пересыщения из-за возможных погрешностей анализа), изменение РТ-условий на пластовые - перевод растворов в пластовые условия (имитация "перемещения" раствора на забой) и взаимодействие закачиваемых вод с условной породой пласта После каждого из этих шагов моделировалось выпадение минералов, в отношении которых возникало пересыщение раствора

Исходя из имеющихся анализов, состава пород и ожидаемого состава, выпадающих и растворяющихся минералов, в систему моделирования были включены ионы Н+, Na+, К+, Са2+, Mg2+, Sr2+, Fe А13+, ОН", Вг", НСОз", SO42", Cl", Н20, Si02, СО32" и С02°, а также минералы галит, кальцит, доломит, кварц, ангидрит, каолинит, хлорит, полевой шпат, сидерит, стронцианит, целестин, гипс, мусковит, биотит Т.к. месторождений УВ НБ НГО за редким исключением не разрабатываются, то при моделировании изменение ТР-условий проводилось с нормальных (22 °С, 0,1 МПа) до пластовых +/- 2 ° и 10 МПа Время взаимодействия «закачиваемая вода-порода-коллектор» задавалось равным 50 лет (среднее время разработки месторождений УВ)

Выполненные расчеты показывают, что закачка любых из использованных при моделировании природных вод приводит к развитию тех или иных геохимических процессов, которые должны быть учтены при обосновании выбора рабочего агента ППД Основными минералами выпадающими/растворяющимися в пласте-коллекторе (рис. 2) являются ангидрит, гипс, галит, доломит, кальцит В меньших масштабах также выпадают целестин (до 158 мг/л), стронцианит (до 146 мг/л), сидерит (до 119 мг/л), кварц (до 2,4 мг/л), каолинит (до 1,3 мг/л), хлорит (до 0,9 мг/л), мусковит (до 0,42 мг/л) и биотит (до 0,02 мг/л) Растворяется полевой шпат - до 5,6 мг/л

Интересно отметь, что при моделировании закачки с использованием всех типов природных вод разреза, наблюдается масштабный процесс замещения гипса ангидритом, который подтверждается данными петрографического изучения пород-коллекторов (Т И Гурова и др, 1988) Средние значения пластовых температур, особенно на центральных и северо-восточных площадях НБ НГО близки к граничному значению перехода ангидрит+->гипс, при этом прямой процесс идет во много раз медленнее в геологическом времени, чем обратный Техногенное вмешательство человека приводит к интенсификации этого природного процесса Помимо снижения пористости, это явление приводит к концентрированию рассолов за счет удаления части воды в структуру гипса

Если убрать сиге, выпадающий за счет растворения ангидрита, то мы увидим, что количество гипса выпадающего за счет перенасыщения раствора ионами БОд2' и Са;' не превышает 2,1 г/л. При этом часть из закачиваемых вод в значительной мере недонасыщеяа но отношению к гипсу.

¿CQOK1

Рис. 2 Выпадение/растворение минералов в процессе закачки различных типов природных вод Верхнечонского газонефтяного месторождения. M - минерализация, г/л

Значение открытой пористости пород в модели задавалось равным 9% (среднее значение для терригенных отложений). Изменение пористости в процессе моделирования закачки различных, типов природных вод представлено на рис. 3. Так закачка природных вод надсо-левой формации приводит к резкому увеличению пористость пород, за счет выщелачивания гатила. Основным процессом, приводящим к уменьшению пористости при закачке рассолов гтодсолевой и соленое-ной формаций, является процесс замещения ангидрита гипсом. Уменьшить это влияние можно при закачке в качестве агента ППД смеси вы-еокометаморфизованных кальциевых или натриево-Кальциевых рассолов подсолевой формации с пресными или солеными водами и рассолами надсолевой формации и поверхностных водоемов. При этом нужно учитывать необходимость удаления сульфатов при использовании рассолов надсолевой формации и обработки вод зоны аэрации бактерицидными соединениями. На рис. 3 видно, что при моделировании закачки смеси хлоридных кап ьциевых рассолов горизонта Вц подсол сбой формации с пресными хлоридно-гидрокарбонатными кальциево-

натриевыми водами реки Чоны, в пропорции 60.40 изменения пористости пород-коллекторов практически не происходит

Рис. 3 Изменение открытой пористости в процессе взаимодействия закачиваемых вод с породой пласта коллектора. Закачиваемые воды: 1 -ВЧ-37, КВ, М = 365.8 г/л; 2 - ВЧ-122, В13, М = 392.7 г/л; 3 - ВЧ-89, В10, М = 424.3 г/л; 4 - Тлк-822, В5.8, М = 395.4 г/л; 5 - ВЧ-81, Бп, М = 379.8 г/л; 6 - ВЧ-53, Бз-6, М = 400.6 г/л; 7 - ВЧ-70, Б,, М = 396.1 г/л; 8 - Дн-1, А5, М = 445.7 г/л; 9 - ВЧ-128, А3, М = 318.5 г/л; 10 - Пр-139, А,.2, М = 87.02 г/л; 11 - Длс-17, О, М = 3.19 г/л; 12 - Дн-7, 3, М = 1.22 г/л; 13 - р. Чона, М = 0.36 г/л; Смесь ВЧ-122, В,3 и вод р. Чоны (60:40), М = 235.8 г/л.

Процессы солеотложения в нефтегазопромысловом оборудовании приводят к необходимости проведения дорогостоящего ремонта, а под час и полной его замене В процессе моделирования выявлено, что главными минералами выпадающими в нагнетательной скважине являются гипс, доломит, кальцит (рис 4) В незначительных концентрациях выпадает ангидрит Более масштабное выпадение минералов происходит в результате изменения термодинамических условий при поднятии на поверхность высокометаморфизированных рассолов подсолевой и особенно соленосной формаций, находящихся в состоянии предельного насыщения

Немаловажными факторами являются термодинамические условия разработки месторождений нефти и газа Так снижение температуры и давления может обусловить выпадение солей из подземных вод, но одновременно повысит растворимость таких минералов, как ангидрит, кальцит, доломит, целестин, которые в свою очередь могут отлагаться при росте температуры Соответственно, любой режим эксплуа-

тщии залежей, сопровождаю щи йен как резким снижением температуры и давления, так и их возрастанием, будет приводить к интенсивному процессу солеотложения, но в зависимости от условий эксплуатации состав выпадающих минералов будет различаться, что должно быть учтено при проектировании разработки.

з

о

5

С

Л

Ш

=

=

Е

Е

Ё

га В .= = а — , — Ё = 3 @

а гипс В дешмиг □ ка/ьцит

5

S

t а

Й

т (Л

г

5

и

т-

i. С

г

d Ä S

Рис. 4 Выпадение минералов в стволе trat метательной скважины.

Для обоснования эксплуатационных запасов подземных вод планируемых для хозяйственно-питьевого, технического и технологического применений необходимо проектирование и выполнение поисково-разведочных гидрогеологических работ.

3. Проектирование, проведение а интерпретация результатов гидрогеохимического мониторинга водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа, возможно на базе разработанной в работе численной физико-химической модели, которая должна рассматривается как элемент экспертной системы по оптимизации методов разработки месторождений нефти и газа НБ НГО,

Весь объем осадочной толщи зоны разрабатываемого месторождения можно рассматривать как самостоятельную систему, компонентами которой являются порода, подземные воды, углеводороды. Наиболее динамичным компонентом системы являются подземные воды, coli

став и геохимические параметры которых отражают характеристику состояния других компонентов системы

Гидрогеохимические материалы дают ценную информацию об источниках поступления воды в эксплуатационные скважины, позволяют отличать естественные процессы замещения нефти в пласте закачиваемой или пластовой водой от аварийных притоков из других горизонтов в результате негерметичности скважин Основная исходная информация для этих работ сведения об обводненности продукции и химическом составе попутных вод По сравнению с другими способами определения притоков чуждых вод, например электрометрией, закачкой изотопов или термометрией, эти методы отличаются быстротой, невысокой стоимостью и не требуют проведения специальных работ в скважинах

Однако для достоверной интерпретации гидрогеохимической информации необходимо иметь четкое представление о составе пластовых вод К сожалению качество большого количества полученных данных не позволяет использовать их для анализа гидрогеохимической обстановки изучаемой территории, т.к они характеризуют, главным образом, состав фильтратов буровых растворов и их смесей с пластовыми водами, а не самих пластовых вод, что связано как с объективными причинами (пониженные и весьма низкие пластовые давления в части резервуаров, что осложняет технологию проходки и исследования глубоких скважин), так и с низким качеством испытания и опробования скважин Поэтому перед использованием этих данных в модели необходимо проводить отбраковку данных Признаками пластовой воды подсолевой формации НБ НГО, по данным лабораторного анализа, являются общесолевой и микрокомпонентный состав По сравнению с пластовыми водами фильтраты буровых растворов, приготовленные на основе NaCl, выделяется практически полным отсутствием Mg2+, резко превышающими значениями содержания Na+, CI/Br, 3Na/3Cl и 3Ca/3Mg коэффициентов, относительно низкими концентрациями К+ и Са2+ Пластовые рассолы содержат мало SO42", обычно до 300-500 мг/л, и Fe3+ - до 1 мг/л, много СОг и НСОз", содержания которых, определенные непосредственно на скважине или из гильзы глубинного пробоотборника в лаборатории, превышают 500-800 мг/л Уверенно распознаются пластовые воды по микрокомпонентному составу. Так предельные содержания некоторых из них в чистых фильтратах бурового раствора не превышают, в мг/л. Li и Rb - 5, Sr - 200, J - 2-3, NH4 - 50, Fe2+ - 200, Zn -50, Pb и Cu - 5.

Значительно сложнее отличить пластовые воды от фильтратов при приготовлении буровых растворов на основе бишофита (MgCl2 6Н20) В этом случае из показателей солевого состава могут

использоваться только относительно повышенные концентрации в фильтратах и низкие значения эСа/эМд коэффициента, значения которого в пластовых водах обычно не превышает 3. Микрокомпонентный состав подземных вод оказывается малоэффективным. Хорошим признаком присутствия пластовых вод остаются низкие содержания во флюиде Б04 " и высокие концентрации СОг и НСО3".

Выполненное численное физико-химическое моделирование на основе разработанной модели показало, что в процессе разработки месторождения происходит нарушении состояния предельного равновесия вода-порода, формировавшегося на протяжении длительного геологического времени в подсолевых отложениях Причем новая формирующуюся техногенная система чутко реагирует на изменение термодинамических и гидрогеохимических условий

В этой связи представляется необходимым регулярно проведения численного физико-химического моделирования, как инструмента обработки и подготовки информации для принятия конечных решений в системе экспертной оценки по оптимизации методов разработки месторождений нефти и газа НБ НГО

Кроме этого, важным аспектом этой проблемы предварительная промысловая подготовка вод к использованию в СППД, которая должна включать для рассматриваемых условий ряд мероприятий

Для поверхностных вод основными среди них являются

- очистка от песка, взвесей и коллоидов в прудах или резервуарах-отстойниках с использованием коагулянтов и флокулянтов и последующей напорной или безнапорной фильтрацией

- деаэрация вод, после чего требуется использование герметизированных схем их транспортировки

- обработка вод ингибиторами кислородной коррозии.

- стерилизация вод путем обработки бактерицидными соединениями

- предварительное смешение в заданных пропорциях с водами метеге-ро-ичерского горизонта и деэмульгированными попутно добываемыми нефтепромысловыми сточными водами

Специальная подготовка необходима и для подземных вод, для которых, кроме мероприятий перечисленных для поверхностных вод, могут быть рекомендованы- вывод и осаждение из раствора сероводорода

- осаждение из раствора сульфатов и карбонатов.

- длительное термостабилизирование в поверхностных водоемах и резервуарах в низкотермальных условиях зимнего

- применение ингибиторов солеотложения на основе неорганических фосфатов и фосфорорганических соединений.

При проведении специальных мероприятий подготовки воды необходимо контролировать конечный состав растворов для проведения моделирования

В конечном итоге даже самое сложное моделирование и самая дорогая система опробования обойдется намного дешевле, чем ремонт нефтепромыслового оборудования и бурение новых скважин при невозможности из ремонта

Численная гидрогеохимическая модель может рассматриваться, как важный элемент обшей экспертной системы, которая должна быть ориентирована на оптимизацию методов разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Приведенное рассмотрение свидетельствует о весьма сложных и неблагоприятных гидрогеохимических условиях промысловой эксплуатации месторождений нефти и газа в пределах Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Связанные с этим проблемы добычи нефти и газа нуждаются в детальной научно-исследовательской проработке при выборе технологии разработки каждого месторождения в отдельности.

Основные результаты диссертационной работы заключаются в следующем.

1) Обосновано, что зональность состава и минерализации рассолов обусловлены временем взаимодействия подземных вод с вмещающими породами, гидродинамической изолированностью гидрогеологических систем, связанной с мощной толщей нижнекембрийских солей и блоковым строением территории, а также с глубоким ее прогреванием при трапповом магматизме и мощным охлаждением в процессе четвертичного оледенения

2) На основании обработки более 350 химических анализов рассолов подсолевой формации НБ НГО для терригенного, терригенно-сульфатно-карбонатного и карбонатного комплексов были построены карты зональности химического состава и минерализации, а также распространения Вг, Бг, 1л и 11Ь.

3) На основе термодинамического моделирования показано, что закачка любых природных вод приводит к развитию тех или иных гидрогеохимических процессов, которые должны быть учтены при обосновании выбора рабочего агента СППД. Наиболее оптимальным, с гидро-

геохимической точки зрения, является использование смеси высокоме-таморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и поверхностных водоемов в расчетной пропорции

4) Разработанная модель позволяет рассчитать наиболее оптимальные пропорции и состав смеси вод, использование которых в качестве агента СППД позволит минимизировать отрицательный эффект техногенного внедрения в предельно равновесную систему вода-порода коллктров углеводородов

По теме диссертации опубликованы следующие работы:

1) Юрчик И.И. Рассолы подсолевой формации Непско-Ботуобинской антеклизы // Известия вузов Сибири Серия наук о Земле - Иркутск: Изд-во ИрГТУ, 2006 - Вып. 9-10 - С 109-112

2) Букаты М Б , Юрчик И.И., Зуев В А , Сергеева JIМ Перспективы использования природных вод разных химических типов при разработке месторождений нефти и газа в условиях Сибирской платформы (на примере Юрубченского месторождения)// Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений, М.: 2005, №7, с.75-84

3) Юрчик И.И., Букаты М.Б. Зональность химического состава рассолов терригенного комплекса Непско-Ботуобинской антеклизы (Сибирская платформа) // Тезисы докладов научно-методической конференции «Тенденции и перспективы развития гидрогеологии и инженерной геологии в условиях рыночной экономики России. XI Толсти-хинские чтения», СПб, 2004

4) Юрчик И.И. Возможности использования природных вод разных химических типов для ППД в условиях Сибирской платформы (на примере Юрубченского месторождения // Записки горного института, СПГГИ (ТУ) - 2004 . - С. 7-10.

5) Юрчик И.И. Гидрогеологические условия разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской антеклизы // Сборник научных трудов VII Международного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М.А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр», Томск: Изд-во HTJI, 2003 - С 233-235.

6) Юрчик И.И. Технология составления региональных карт промышленных компонентов подземных рассолов // Сборник научных трудов VI Международного симпозиума студентов, аспирантов и молодых ученых имени академика М А. Усова «Проблемы геологии и освоения недр», Томск- Изд-во НТЛ, 2002 - С. 171-173

РИЦСПГГИ 25 04 2007 3 181 ТЮОэкз 199106 Санкт-Петербург, 21-я линия, д 2

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Юрчик, Ирина Ивановна

Введение.

1. Физико-географические, геологические и гидрогеологические условия.

1.1. Физико-географические условия.

1.2. Геологические условия.

1.1.1. Стратиграфия.

1.1.2. Трапповый магматизм.

1.1.3. Тектоника.

1.3. Нефтегазоносность.

1.4. Гидрогеологические условия.

1.4.1. Гидрогеологическая стратификация.

1.4.1. Пластовые давления и гидродинамика флюидосистем.

1.4.2. Геотемпературный режим недр.

2. Геохимия подземных вод.

2.1. Макрокомпонентный состав.

2.2. Микрокомпоненты, растворенные органическое вещество, газы и микрофлора.

3. Гидрогеохимические условия разработки месторождений нефти и газа.

3.1. Гидрогеохимические условия основных месторождений нефти и газа.

3.2. Моделирование процессов происходящих при закачке природных вод различного химического состава.

4. Перспективы использования подземных вод на месторождения нефти и газа

4.1. Обеспеченность подземными водами.

4.2. Влияние на добычу техногенных гидрогеохимических процессов.

4.3.Гидрогеохимический мониторинг на месторождениях нефти и газа.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Оценка гидрогеохимических условий разработки месторождений нефти и газа Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области"

Актуальность темы связана с необходимостью освоения, в самое ближайшее время, месторождений углеводородного сырья Восточной Сибири. Практическое освоение этих месторождений невозможно без специальных, в том числе и гидрогеохимических исследований.

Непско-Ботуобинская нефтегазоносная область (НБ НТО) располагается в так называемом "главном поясе нефтегазоносности" Сибирской платформы, продуктивность которого связана с отложениями венда и кембрия. В них сформировались самые древние месторождения нефти и газа в нашей стране. К настоящему времени здесь открыто около 25 месторождений нефти и газа, промышленные притоки получены также еще на ряде площадей. Однако освоение этих месторождений затруднено сложными гидрогеологические условия, связанными с высокой минерализацией пластовых вод, засолением коллекторов, гидродинамической изолированностью блоков, а также низкими пластовыми температурой и давлением в продуктивных горизонтах. Наиболее актуально это для восточных и северо-восточных районов НБ НТО, территориально расположенных в Республике Саха (Якутии), где месторождения находятся в условиях небывало низких в мировой нефтегазовой практике температур, которые могут существенно повлиять на состав и подвижность нефтей и конденсатов и, следовательно, технологию и рентабельность добычи углеводородного сырья.

Для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов НБ НТО возможно использование систем поддержания пластового давления (СППД) путем закачки природных вод. В этих условиях особую значимость приобретает выполнение специальных гидрогеохимических расчетов с целью оценки последствий подобной закачки.

Цель работы. Оценка гидрогеохимических условий НБ НТО для обоснования выбора оптимального состава вод, используемых в СППД разрабатываемых и планируемых к вводу в эксплуатацию месторождений нефти и газа.

Основные задачи исследований:

Анализ и обобщение фактического материала, выявление основных закономерностей изменения зональности состава и минерализации рассолов подсолевой формации.

2. Математическое моделирование геохимических процессов происходящих при закачке различных типов природных вод.

3. Обоснование рекомендаций по гидрогеохимическому мониторингу при разработке месторождений нефти и газа НБ НТО.

Защищаемые положения.

1. Для подсолевой формации НБ НТО выявлено, что зональность состава и минерализации рассолов обусловлены гидродинамической изолированностью гидрогеологических систем, связанной с мощной толщей нижнекембрийских солей и блоковым строением территории, а также с неравномерным глубоким ее прогреванием при трапповом магматизме и мощным охлаждением в неоген-четвертичное время.

2. На основе численного физико-химического моделирования обоснован выбор, в качестве наиболее оптимального агента СППД, смеси высокометаморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и поверхностных водоемов в расчетной пропорции.

3. Проектирование, проведение и интерпретация результатов гидрогеохимического мониторинга водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа, возможно на базе разработанной в работе численной физико-химической модели, которая должна рассматриваться как элемент экспертной системы по оптимизации методов разработки месторождений нефти и газа НБ НТО.

Исходные материалы и методика исследований. Настоящая работа подготовлена по результатам исследований автора в ТФ ИГНГ СО РАН (20012003 гг.) - в рамках х/д № 207-01 «Составление региональной гидрогеологической модели южной и юго-восточной частей Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции (Иркутская область, Республика Саха-Якутия), № 213-02 «Гидрогеологическая характеристика нефтегазоносных горизонтов Непско-Ботуобинской антеклизы», а также в рамках госбюджетных плановых научно-исследовательских работах Института геологии нефти и газа СО РАН. Использована компьютерная БД ТФ ИНГГ СО РАН, в разработке которой автор принимала непосредственное участие, а также обширная геологическая, гидрогеологическая и геохимическая литература как по Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области и смежным регионам Восточной Сибири, так и по другим нефтегазоносным районам России.

В процессе выполнения работы проводились анализ и статистическая обработка имеющейся гидрогеохимической информации по НБ НТО, математическое моделирование химических процессов взаимодействия закачиваемых вод и породы пласта-коллектора.

Для хранения, вероятностно-статистической и картографической обработки информации использовались методы и средства пакетов программ Access, Excel, Statistica, Surfer и ArcView. Моделирование осуществлялись с помощью программного комплекса HydroGeo, учитывающего специфику исследования глубокозалегающих нефтегазоводоносных горизонтов.

Научная новизна-.

- существенно уточнен характер вертикальной и площадной зональности состава рассолов подсолевой формации в пределах НБ НТО, проанализированы обусловливающие её причины;

- впервые проведена оценка совместимости природных вод разных химических типов с породами продуктивных горизонтов месторождений нефти и газа НБ НТО;

-установлено, что при обосновании системы мониторинга, в связи со сложными термодинамическими и геохимическими условиями в продуктивных пластах, нужно учитывать необходимость периодического проведения численного физико-химического моделирования геохимических процессов происходящих при закачке в качестве агента СППД природных вод. В связи с чем, необходимо проводить контроль за составом закачиваемых и попутно добываемых вод с проведением полного химического и микробиологического анализа рассматриваемых вод.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций определяется большим объемом данных, доказательством адекватности созданных гидрогеохимических моделей. Использованы данные испытания и опробования более чем по 200 объектам в глубоких скважинах и около 350 анализов вод и рассолов.

Практическая значимость работы:

- приведенные в работе данные по составу подземных и построенные карты могут использоваться при поисково-разведочных работах на нефть, газ и другие полезные ископаемые;

- отработанная методика оценки совместимости закачиваемых в СППД растворов и пород может использоваться при обосновании применимости для различных типов природных вод

- рекомендации по организации гидрогеохимического мониторинга следует учитывать при проектировании и на стадии эксплуатации нефтегазопромыслов;

Апробация работы. Основные положения и результаты теоретических и экспериментальных исследований, выводы и рекомендации докладывались на ежегодных научных конференциях и симпозиумах: Научно-методической конференции «Тенденции и перспективы развития гидрогеологии и инженерной геологии в условиях рыночной экономики России. XI Толстихинские чтения» (Санкт-Петербург, 2004 г); 15-й Международной научно-технической конференции «Геология и минерагения Центральной Азии» (Иркутск, Иркутский государственный технический университет, 2006 г.); Международной научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых Санкт-Петербургского государственного горного института (Санкт-Петербург, 2007 г), Международном научном симпозиуме студентов, аспирантов и молодых ученых «Проблемы геологии и освоения недр» (Томск, Томский политехнический университет, 2007 г.).

Личный вклад автора. Поставлены задачи исследований, дана методология их решения. В процессе работы: 1) обобщен и проработан обширный материал по геологии, гидрогеологии и гидрогеохимии изучаемой территории, на основании которого выполнен анализ причин формирования зональности состава и минерализации рассолов подсолевой формации и для терригенного, терригенно-сульфатно-карбонатного и карбонатного комплексов построены карты зональности химического состава и минерализации, распространения Вг, Бг, 1л, ЯЬ; 2) выполнено термодинамическое моделирование процессов, происходящих при закачке в качестве агента ППД различных типов природных вод; 3) на основе результатов моделирования предложено, как наиболее оптимальный вариант с гидрогеохимической точки зрения, использование в качестве агента ППД смеси высоко метаморфизированных хлоридных кальциевых и натриево-кальциевых рассолов с пресными и солеными водами надсолевой формации и поверхностных водоемов; 4) предложены рекомендации по гидрогеохимическому мониторингу водоносных систем, режим которых будет нарушен при эксплуатации месторождений нефти и газа.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 6 печатных работ, в том числе 2 в изданиях рекомендуемых ВАК.

Структура и объем диссертационной работы Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и библиографического списка,

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Юрчик, Ирина Ивановна, Санкт-Петербург

1. Анциферов A.C. Гидрогеология древнейших нефтегазоносных толщ Сибирской платформы. М.: Недра, 1989.-176 с.

2. Анциферов A.C. Метаморфизм рассолов и засоление коллекторов нефти и газа в Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции. // Геология и геофизика, 2003, т. 44, № 6, с. 499-510.

3. БабукН.А. Гидрогеологические условия засоления коллекторов нефти и газа (на примере южного погружения Непского свода). Автореферат' дисс. . канд. геол.-минер, наук. /ВНИГРИ- Ленинград, 1989 г.

4. Байков Н.И. Сбор и промысловая подготовка нефти, газа и воды. / Н.И. Байков, Г.Н. Позднышев, Н.И. Мансуров М.: Недра, 1981.-261 с.

5. Басарыгин Ю.М. Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации: в шести томах. Т. 5 / Ю.М. Басарыгин, В.Ф. Будников, А.И. Булатов. М.: Недра 2003.-431 с.

6. Басков Е.А. Главные черты распространения и формирования основных типов подземных рассолов Сибирской платформы // Подземные рассолы СССР. Труды ВСЕГЕИ. 1976. -Т.246. - с. 61-75.

7. Бобров А.К. Стратиграфия кембрия долины р. Лены между речками Иче-рой и Пеледуем. Тр. ЯФ СО АН СССР. Сер. геол. Якутск. 1962. с. 51-56.

8. Букаты М.Б. Геогидродинамика Ярактинско-Аянского месторождения // Геология нефти и газа, 1983, № 1, с. 25-30

9. Букаты М.Б. Геология и геохимия подземных рассолов западной части Сибирской платформы. Дисс. . докт. геол.-минер.наук. / ТФ ИГНГ СО РАН, ТПУ-Томск, 1999.-289 с.

10. Букаты М.Б. Методы обработки гидрогеохимической информации / М.Б. Букаты, С.Л.Шварцев Учебн. пособие. Томск.: Изд-во ТГТИ, 1987.95 с.

11. Букаты М.Б. Обработка и интерпретация данных в нефтегазопоисковой гидрогеологии / М.Б. Букаты, В.А. Зуев Учеб. пособие. Томск.: Изд-во ТПИ, 1990.-96 с.

12. Букаты М.Б. Проблема качества численных физико-химических моделей системы рассол-порода. // Геология, поиски и разведка месторождений рудных полезных ископаемых. Межвузовский сборник научных трудов. Вып. 25. Иркутск.: ИГТУ, 2002, с. 142-153.

13. Букаты М.Б. Равновесие подземных рассолов Тунгусского бассейна с минералами эвапоритовых и терригенных фаций. // Геология и геофизика, 1999, т. 40, №5, с. 750-763.

14. Букаты М.Б. Разработка программного обеспечения для решения гидрогеологических задач. // Известия Томского политехнического университета. 2002. - Т. 305. - Вып. 6. - с. 348-365.

15. ВожовВ.И. Гидрогеологические условия месторождений нефти и газа Сибирской платформы. М.: Недра, 1987.-204 с.

16. ВожовВ.И. Подземные воды и гидроминеральное сырье Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Автореф. дис. . докт. геол.-минер. наук. / СНИИГГиМС. Новосибирск, 1999. - 44 с.

17. Воробьев С.Ф. Граничные значения геофизических параметров пород-коллекоторов ботуобинского горизонта северо-восточной части Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология нефти и газа, 1999, №1-2, С. 57-60

18. Гавришин А.И. Оценка и контроль качества геохимической информации. М.: Недра, 1980.287 с.

19. Гаттенбергер Ю.П., Дьяконов В.П. Гидрогеологические методы исследований при разработке нефтяных месторождений. М.: Недра, 1978. 207 с.

20. Геологическое строение юга Сибирской платформы и нефтегазаносность кембрия / В.Г. Васильев, Е.И. Каленов, И.П. Карасев и др. М.: Гостоп-техиздат, 1957.-226 с.

21. Геология коллекторов нефти и газа венда нижнего палеозоя Сибирской платформы. Под. ред. Б.М. Фролова. Сборник научных трудов. JL: ВНИГРИ. 1986. с. 153

22. Геология нефти и газа Сибирской платформы / A.C. Анциферов, В.Е. Бакин, И.П. Варламов и др. Под ред. А.Э. Конторовича, B.C. Сурова,A.A. Трофимука. М.: Недра, 1981.-552 с.

23. Гидрогеология СССР. Том XIX. Иркутская область. Ведущий редакторB.Г. Ткачук, М.: Недра, 1968. -495с.

24. Городничев В.И. Влияние траппового магматизма на нефтегазоносность продуктивных отложений Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области / В.И. Городничев, Д.И. Дробот // Геология и геофизика, 1981, № 12, с. 914

25. ДзюбаА.А. Разгрузка рассолов Сибирской платформы. Новосибирск.: Наука, 1984.-155 с.

26. Дучков А.Д. Тепловой поток и геотемпературное поле Сибири. /A.Д. Дучков, JI.C. Соколова, В.Т. Балобаев, В.Н. Девяткин, В.И. Кононов, C.B. Лысак // Геология и геофизика, 1997, том 38, № 11, с 1716-1729

27. Дюнин В.И. Гидрогеодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир. 2000

28. Елесеев Ю.Б. Нефтегазовые ресурсы Восточной Сибири реальность, проблемы, решения / Ю.Б. Елисеев, Л.Г. Кирюхин // Геология нефти и газа № 1,2002. с. 17-20

29. Житомирский В.М. Выбор оптимальных условий заводнения нефтяного пласта / В.М. Житомирский, Г.А. Ковалев // Нефт. хоз-во. 1989. - № 10. -С.45-49.

30. Золоев О.Т. Влияние вещественного состава продуктивных пород и свойств флюидов на вытеснение нефти водой. Обзорная информация. Сер. "Нефтепромысловое дело". М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - 40 с.

31. Карта гидрогеологического районирования Лено-Тунгусской НГП / ТФ ИНГГ СО РАН. Томск 2006.

32. Карта напряженности гидродинамического поля терригенного комплекса Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области. Составитель Букаты М.Б., Томск.: ТФ ИГНГ СО РАН. 2002а

33. Карта распространения многолетнемерзлых пород Непско-Ботуобинской антеклизы. Составитель Букаты М.Б., Томск.: ТФ ИГНГ СО РАН. 20026

34. Кащавцев В.Е. Предупреждение солеобразования при добыче нефти. /B.Е. Кащавцев, Ю.П. Гаттенбергер, С.Ф. Люшин М.: Недра, 1985. -215 с.

35. Кирюхин В.А. Региональная гидрогеология. СПб.: Изд-во СПГГИ (ТУ), 2005.-344 с.

36. Кирюхин В.А. Гидрогеохимические поиски рудных месторождений (некоторые итоги и перспективы) / В.А. Кирюхин, ВЛО. Абрамов, A.A. Потапов, И. Л. Хархордин // V Толстихинские чтения: Научные материалы. Санкт-Петербургский горный институт. СПб. 1996.

37. Кисарев Е.Л. Использование подземных вод для заводнения нефтяных месторождений Западной Сибири. / Е.Л. Кисарев, В.П. Максимов М.: ВНИИОЭНГ, 1976.-40 с.

38. Колотушенко Л.Д. Строение и литология ботуобинского газонефтяного резервуара в восточных частях Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология и геофизика, 1985, № 7, с. 27-34

39. Конторович А.Э. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы / А.Э. Конторович, Н.В. Мельников, B.C. Старосельцев в кн.: Геология и нефтегазоносность Сибирской платформы. Новосибирск: изд. СНИИГГиМС. 1975. с. 22-42

40. Крайнов С.Р. Геохимия подземных вод. Теоретические, прикладные и экологические аспекты / С.Р. Крайнов, Б.Н. Рыженко, В.М. Швец. М.: Наука, 2004. - 677 с.

41. Крайнов С.Р. Обзор термодинамических компьютерных программ, используемых в США при геохимическом изучении подземных вод. Система компьютеризации научных лабораторий США. // Геохимия. 1993. - № 5. -с. 685-695.

42. Кузнецов С.И. Введение в геологическую микрофлору / С.И. Кузнецов, М.В. Иванов, H.H. Ляликова. М.: Изд-во АН СССР, 1962. - 238 с.

43. Ланиров В.П. Нефтегазовая геология и перспективы развития нефтегазового комплекса Якутии / В.П. Ларионов, А.Ф. Сафронов, В.А. Каширцев, К.И. Микуленко, B.C. Ситников // Геология и геофизика, 2004, т. 45, № 1, с. 121-126

44. Ларская Е.С. Нижнемотские покрышки Непско-Ботуобинской антеклизы / Е.С. Ларская, О.П. Загулова, Е.А. Горюнова, М.С. Телкова, Э.В. Храмова,A.И. Федотова // Отечественная геология, 1993, № 1, с. 3-10

45. Литология и условия формирования резервуаров нефти и газа Сибирской платформы / Т.И. Гурова, Л.С. Чернова, В.Н. Богданова, Н.Е. Гущина, М.А. Замятин и др. М.: Недра, 1988. - 254 с.

46. Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды: Учебник для вузов. 3-е издание, стереотипное. М.: ООО ТИД «Альянс», 2005. - 319 с.

47. Матусевич В.М. Геохимия подземных вод Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. -М.: Недра, 1976. 157 с.

48. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры нефтегазоносных провинций Сибирской платформы: Труды института / Под ред.B.C. Сурова. М.: Недра, 1987. - 204 е., ил. (Сибирский научно-исследовательский институт геологии, геофизики и минерального сырья)

49. Мельников Н.В. Влияние траппов не перераспределение солей в нижнем кембрии запада Сибирской платформы / Н.В. Мельников, Хоменко A.B., Кузнецова E.H., Жидкова Л.В.// Геология и геофизика, 1997, Т. 38, № 8, с. 1339-1345

50. Миловидов К.Н. Мировая практика применения методов повышения нефтеотдачи / К.Н. Миловидов, Т.И. Колчанова // Нефтепромысловое дело. -2002. №8.-С.46-48.

51. Мироненко В.А,, Румынии В.Г. Проблемы гидрогеоэкологии. Т. 1. Теоретическое изучение и моделирование геомиграционных процессов. / В.А. Мироненко, В.Г. Румынии -М.: Изд-во МГУ, 1998. 611 с.

52. Назарова М.Н. Гидрогеологические условия нефтегазоносности Непско-Бртуобинской антеклизы. Дисс. . канд. геол.-минер. наук. / СНИИГГиМС -Новосибирск, 2001.-155с

53. Непско-Ботуобинская антеклиза новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР/ Анциферов A.C., БакинВ.Е., Воробьев В.Н. и др. - Новосибирск.: Наука, 1986.-246с.

54. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири. Вып. 7. Непско-Ботуобинский регион / Конторович А.Э., Суров B.C., Трофимчук A.A., Шемин Г.Г. и др. Новокузнецк, 1994.-76с.

55. Озябкин В.Н. Программные имитаторы для моделирования геохимической миграции неорганических загрязнений / В.Н. Озябкин, C.B. Озябкин //Геоэкология. 1996. - № 1. - С. 104-120.

56. Пиннекер Е.В. Рассолы Ангаро-Ленского артезианского бассейна. М.: Наука, 1966.-32 с.

57. Пороскун В.И. Теоретические и методические основы принятия решений при поисках и разведке месторождений нефти и газа с использованием компьютерных технологий Автореф. дис. . докт. геол.-минер. наук. / ВНИГНИ. Москва, 2006. - 43 с.

58. Порошин В.Д. Оценка представительности данных по химическому составу пластовых вод нефтегазоносных бассейнов // Геохимия. 1998. №6. с. 615-623

59. Построение экспертных систем. Пер. с анг. / под ред. Ф. Хайерса-Рота, Д. Уотермана, Д. Летана. М.: МИР. 1987. 441 с.

60. Пустыльников A.M. Магнезитоносный горизонт новый тип флюидоупо-ров в отложениях венда - нижнего кембрия Непско-Ботуобинской антекли-зы. / A.M. Пустыльников, Л.С. Чернова // Геология нефти и газа, 1991, №6 -с. 17-20.

61. Родина А.Г. Методы водной микробиологии. М,- Л.: Наука, 1965. -363 с.

62. Розанова Е.П. Микрофлора нефтяных месторождений / Е.П. Розанова, С.И. Кузнецов. М.: Наука. 1974. 198 с.

63. Роль рассолов в гидрохимическом режиме рек. Западная Якутия / A.A. Дзюба, Г.М. Шпейзер, В.Н. Борисов и др. Новосибирск: Наука, 1987. 85 с.

64. Сафронов А.Ф. Продуктивные горизонты Чаяндинского месторождения (Саха-Якутия): строение, генезис А.Ф. Сафронов, A.B. Бубнов, И.А. Герасимов, В.Ю. Мироненко // Геология и геофизика, 2001, Т. 42, № 11-12, С. 1954-1966

65. Соляная тектоника Сибирской платформы. Отв. редактор Ю.А. Косыгин, Труды института геологии и геофизики, Новосибирск: Сибирское отделение «Наука», 1973. С. 164.

66. Сонненфелд П. Рассолы и эвапориты. М.: Мир. 1988. 478 с.

67. Тектоническая карта нефтегазоносных провинций Сибирской платформы. М 1:2 500 000. Редактор B.C. Старосельцев. Новосибирск: СНИИГГиМС. 2001.

68. Топешко В.А. Типы залежей нефти и газа юга Сибирской платформы / В.А. Топешко, JI.B. Рябова // Геология нефти и газа, 2000, Т.41, № 6, С. 896-904

69. Фрадкин Г.С. Нефтегазоносность и перспективы освоения углеводородных ресурсов Якутии / Г.С. Фрадкин, С.А. Моисеев, В.П. Киселев, А.Ф. Сафронов, B.C. Сшшшков // Геология нефти и газа № 6,2002. с. 2-15

70. Фукс Б.А. Термобарическая характеристика продуктивных пластов Не-пско-Ботуобинской нефтегазоносной области и прогноз фазового состояния залежей УВ / Б.А. Фукс, А.Б. Фукс, В.К. Савинцев, Б.Л. Рыбьяков // Геология нефти и газа, 1982, № 12

71. Шварцев C.JI. О роли горных пород в формировании крепких рассолов хлоридно-кальциевого типа / C.JI. Шварцев, М.Б. Букаты // Доклад РАН, 1995, т. 342, № 4, с. 530-533.

72. Шварцев C.JI. Разложение и синтез воды в процессе литогенеза // Геология и геофизика, 1975, № 5, с. 60-69

73. Шемин Г.Г. Гигантское поле нефтегазонакопления в Преображенском карбонатном горизонте венда Непско-Ботуобинской антеклизы (Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция) // Геология и геофизика, 1999, том 40, №8, с 1170-1181

74. Шемин Г.Г. Ёреминско-Чонская нефтяная залежь Непско-Ботуобинской антеклизы возможный объект по подготовке запасов углеводородного сырья // Геология нефти и газа, 2004, № 5, с. 19-29

75. Шемин Г.Г. Прогноз нефтегазоносности отложений венда и нижнего кембрия центральных районов Сибирской платформы // Геология и геофизика, 2001, том 42, № 11-12, с 1927-1944

76. Юрчик И.И. Возможности использования природных вод разных химических типов для ППД в условиях Сибирской платформы (на примере Юрубченского месторождения // Записки горного института, СПГГИ (ТУ). -2004.-С. 7-10.

77. Юрчик И.И. Рассолы подсолевой формации Непско-Ботуобинской антеклизы // Известия вузов Сибири. Серия наук о Земле. Иркутск: Изд-во Ир-ГТУ, 2006. - Вып. 9-10. - С. 109-112

78. Юшков A.C. Обработка данных в нефтегазопромысловой гидрогеологии / A.C. Юшков, А.Д. Назаров. Учебное пособие. Томск: Изд-во ТПИ. 1990

79. Якуцени В.П. Природные газы осадочной толщи / В.П. Якуцени, А.Н. Воронов, А.Х. Махмудов и др. М.: Недра. 1976. 344 с.

80. Apps J.A. Current Geochemical Modells to Predict the Fate of Hazardous Wastes in the Injection Zones of Deep Wells. Berkley: LBL, 1992. - 140 pp.

81. Langmuir D. Aqueous Environmental Geochemistry. New Jersey: Prentice-Hall Inc. Upper Saddle River, 1997. - 600 p.

82. Summary of selected computer programmes produced by the U.S. Geological Survey for simulation of groundwater flow and quality. // U.S. Geological Survey. 1994. - 98 p.