Методы гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах

Методы гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах

ВВЕДЕНИЕ

Многогранная проблема исследований гидрогеологических условий формирования и пространственного размещения месторождений УВ наиболее сложная в нефтегазогидрогеологической науке.

Целью данного дипломного проекта является исследование гидрогеологических методов поиска нефтяных и газовых месторождений, объяснение различных показателей нефтеносности и методов гидрогеологических исследований на нефтяных и газовых промыслах, обосновать виды работ и методы, применяемые при гидрогеологических исследованиях.

Тема дипломного проекта актуальна и представляет большой интерес. Ведь нефть и газ играют и будут играть важную роль в жизни человека. Невозможно представить себе современную цивилизацию без продуктов переработки нефти и газа. Гидрогеологические методы имеют громадное значение для формирования месторождений нефти и газа. В настоящее время известно и используется большое число гидрогеологических показателей, в той или иной мере способствующих поискам месторождений и залежей нефти и газа.

Данные гидрогеологических исследований имеют важное значение при проектировании разработки месторождений полезных ископаемых, а также для ведения мониторинга процесса разработки.

Дипломный проект включает выполнение следующих задач:

1.   Осветить современное состояние вопроса о гидрогеологических критериях нефтегазоносности и основ гидрогеологического прогноза;

2.      Выявить нефтепоисковое значение различных гидрогеологических показателей в свете новых данных;

.        Выявить роль гидрогеологических методов в формировании и размещении углеводородных скоплений и их оценку для поисков нефти и газа на новых территориях;

.        Выработать комплекс гидрогеологических нефтепоисковых критериев для различных геологических условий.

Не все задачи рассматриваются с одинаковой степенью детальности. Некоторые из них из-за ограниченного количества данных только ставятся, так как могут иметь нефтепоисковое значение при дальнейшем накоплении фактических данных.

Гидрогеологические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений основаны на определении солевого состава вод. Как солевой состав вод, так и некоторые отдельные компоненты его - соли и ионы - могут использоваться как показатели нефтеносности. Особенности солевого состава вод в ряде случаев могут также помогать выяснению геологического строения. Гидрохимические показатели нефтеносности разделяются на прямые и косвенные.

Изучение особенностей вод нефтеносных отложений началось ещё в 70 80-х годах 19 столетия. Так, ещё в те годы А. Потылицын установил, что бессульфатность является характерной чертой вод нефтеносных пластов. Позже К. В. Харичков исследовал такую важную особенность этих вод, как содержание в них битумов (нафтенат - ионов). На первом этапе использование гидрохимических показателей при поисках нефти было ещё в значительной мере случайным; ещё нельзя было говорить о гидрохимических методах поисков.

Учение о гидрохимических показателях нефтеносности и методика прогноза нефтеносности на основе комплексного учёта гидрохимических показателей разработаны главным образом В. А. Сулиным и его сотрудниками в 1932 - 1942гг.

В США, начиная с 1937 г., стали применяться косвенные гидрохимические методы поисков нефти (в виде съёмок и других видов работ), направленные в первую очередь на выяснение геологического строения. Однако для американских работ характерно отсутствие комплексного подхода к оценке солевого состава воды: обычно американцами используется какой-либо один показатель. В России структурные гидрохимические съёмки и другие подобные работы выгодно отличаются значительно большей разработанностью и разнообразием методики (работы школы В. А. Сулина, В.А.Ковды и др.).

Гидрогеологические методы при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений применяются в самых разнообразных условиях, на разных этапах работ и с различными целями. При рекогносцировочных исследованиях гидрохимические методы направлены главным образом на решение такой задачи, как общий прогноз наличия залежей нефти в данной области. При разведке роль гидрогеологических методов заключается в первую очередь в оценке нефтеносности отдельных горизонтов и участков, а также в выяснении некоторых деталей геологического строения. Наконец, гидрогеологические исследования имеют значение и при разработке месторождения для решения ряда технических задач.

При написании дипломного проекта использованы фондовые материалы, научно-техническая и специальная литература.

ГЛАВА 1. ПРЯМЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Прямыми гидрохимическими показателями нефтеносности являются те растворённые в водах вещества (соли, ионы и т. п.), которые попадают в воду из самой нефти, т.е. растворённые в водах нефтяные дериваты. К числу прямых гидрохимических показателей нефтеносности относятся:

1)      растворённые битумы;

)        йод;

)        аммоний.

Все эти вещества не являются показателями газоносности. Наибольшее значение имеют битумы.

1.1.  Растворённые битумы (мыла)

Растворённые в водах битумы могут рассматриваться одновременно как гидрохимические и как битумные показатели. Однако, поскольку они входят в солевой состав воды, представляющий собой определённое целое, удобнее рассматривать их как гидрохимический показатель.

Битумы, растворённые в природных водах, представлены солями органических кислот (мылами), главным образом нафтеновых кислот. Нафтенаты, т.е. нафтеновые мыла, в основном натриевые, составляют их подавляющую часть. Обычно все эти вещества называют «нафтеновыми кислотами». Натриевые нафтеновые мыла входят в состав первой щёлочности воды ; кальциевые и магниевые нафтенаты - в состав второй щёлочности . Свободные нафтеновые кислоты вообще тоже могут быть растворены в водах, входя в состав третьей щелочности , но существенного значения они иметь не могут.

Мыла могут образоваться уже в самой нефти, могут образоваться и в воде за счет кислот, перешедших из нефти в воду. Сами кислоты могут либо первично присутствовать в нефти, либо образоваться в результате окисления углеводородов нефти. Попадая в воду, нафтеновые кислоты реагируют с такими солями, как гидрокарбонаты, карбонаты, гидросульфиды и т.п., образуя мыла.

Характер мыл, растворенных в природных водах, изучен слабо. По имеющимся данным соответствующие им нафтеновые кислоты имеют кислотные числа, обычно от 250 до 330, что указывает на наличие в них 10-15 атомов углерода. Эти нафтеновые кислоты характеризуются формулами

(общая формула )

Такие кислоты в нефтях находятся в керосиновых фракциях.

По-видимому, среди кислот с числом атомов углерода 14 и 15 есть и бициклические нафтеновые кислоты (с общей формулой ). Было установлено наличие в водах мыл также и более низкомолекулярных нафтеновых кислот, характеризующихся кислотными числами 340-430. Такие кислоты имеют формулы от  до  и в нефтях находятся в бензинолигроиновых фракциях. Эти мыла встречаются в водах, по-видимому, значительно реже.

Помимо нафтеновых мыл в водах встречаются также и мыла жирных кислот. Они встречаются гораздо реже; это объясняется незначительным содержанием жирных кислот в самих нефтях, незначительным по сравнению с содержанием там нафтеновых кислот. О жирных мылах в природных водах известно очень мало. О сравнительно значительных количествах их в водах нефтяных месторождений Туркмении сообщал Ф.Ф.Герман.

Наличие и количество мыл в водах связаны как с характером нефтей, так и с характером воды. Обычно, чем больше нафтеновых кислот в нефти (точнее, в её светлых фракциях), тем больше и мыл в воде данного нефтеносного горизонта при прочих равных условиях. Значительное же содержание нафтеновых кислот характерно для нефтей, особо богатых нафтеновыми углеводородами. В пределах же этого класса нефтей наблюдается прямая связь между содержанием (нафтеновых) кислот, смолистостью и удельным весом нефтей. Эта связь объясняется, вероятнее всего, общим происхождение и кислот и смол (частично) при окислении углеводородов.

Содержание мыл в воде зависит также от общего характера солевого состава воды. В жёстких водах могут содержаться только кальциевые и иногда магниевые нафтенаты. Кальциевые мыла мало растворимы и поэтому в значительном количестве в воде содержаться не могут. Они выпадают из раствора и поступают в состав пород, в основном, в виде связанных битумов. В результате в жёстких водах можно встретить очень редко.

Совершенно другое положение наблюдается в щёлочных водах. Там возможно существование хорошо растворимых нафтенатов натрия. Поэтому в щёлочных водах иногда накапливаются очень большие количества мыл (до 5 г/л); в исключительных случаях они даже преобладают над всеми другими солями или представляют интерес для промышленного использования.

Наибольшие количества мыл в водах наблюдаются там, где имеются и нафтеновые нефти и щёлочные воды, т.е. где имеется сочетание двух главных благоприятных условий. Такое положение характерно, например, для Апшеронского полуострова (полуостровов на западном берегу Каспийского моря, на территории государства Азербайджан. Представляет собой юго-восточное окончание Большого Кавказского хребта), западного Азербайджана, Грузии, отчасти Северного Кавказа и т.п. Нефтеносные районы Урало-Поволжья отличаются противоположными условиями: ароматическо - метановым характером нефтей и жёсткостью вод. Мыла в водах Второго Баку (В 1932 году в Башкирии было открыто Ишимбайское нефтяное месторождение, которое положило начало разработке крупнейших месторождений между Волгой и Уралом, получивших название «Второе Баку») являются редкостью, и содержание их там совершенно незначительно. Главным препятствием накопления мыл в водах является жёсткость последних. Это видно из следующего. В Эмбенской нефтеносной провинции, несмотря на богатство нефтей (особенно неокомских) нафтенатами, благодаря отсутствию щёлочных вод мыл в водах практически нет. В то же время в грозненских месторождениях, даже в пластах с типичными парафинистыми нефтями, мыла присутствуют, так как воды там щёлочные. Возможно, что в таких случаях значительная часть мыл является жирными.

Значение растворённых битумов как показателей нефтеносности определяется тем, что единственным источником поступления этих веществ в воды является нефть. Других битумов нефтяного происхождения в водах не встречается (Помимо растворённых нефтяных битумов могут встречаться также нефтяные эмульсии, система нефть-вода). Это сильно повышает значение битумов, содержащихся в водах, по сравнению с битумами, находящимися в породах. Правда, помимо битумов в природных водах встречаются другие растворённые органические вещества, главным образом гуматы-соли гуминовых кислот (органические вещества, извлекаемые из природных продуктов (торф, бурый уголь, каменный уголь) водными растворами щелочей). Особенно много их бывает в болотных водах. В подземных водах содержание гуматов ничтожно. К тому же их наличие нисколько не мешает определению битумов; гуматы не растворяются в нейтральных органических жидкостях, а битумы в этих жидкостях растворяются.

Наличие битумов и, в частности, нафтенатов в водах является прямым и однозначным (бесспорным) показателем нефтеносности. Величина содержания битумов в воде не имеет особого значения: для положительного прогноза достаточно уже ничтожного содержания их (особенно при жёсткости вод). Более того, очень высокое содержание битумов в воде (и особенно наличие нефтяных эмульсий) указывает скорее на значительное разрушение залежей путём окисления (или даже размыва), иногда вплоть до потери залежами промышленного значения (например, в некоторых районах Грузии и западного Азербайджана). Таким образом, наличие битумов в водах ещё ничего не говорит о промышленном масштабе нефтеносности. Отсутствие битумов в водах в общем случае нельзя расценивать как признак отсутствия нефти. Отсутствие мыл в жёстких водах не позволяет сделать какие-либо выводы. Отсутствие мыл в щёлочных водах несколько более показательно. В этом случае важно иметь данные о возможном характере нефти в исследуемом районе и горизонте. Например, на Русской платформе, в палеозое, известны лишь ароматическо-метановые нефти содержащие очень мало кислот. Поэтому отсутствие битумов в водах палеозоя не является показателем. В неогене складчатых областей преобладают нефти, богатые кислотами. Поэтому отсутствие мыл, например в щёлочных водах майкопских отложений Закавказья, можно расценивать как некоторый отрицательный признак, имеющий, однако, лишь очень относительное и ограниченное значение.

Таким образом, отсутствие мыл в водах имеет гораздо меньшее значение для прогноза нефтеносности, чем их наличие. Схема оценки наличия и отсутствия нафтенатов в водах при различных условиях приведена в таблице.

Схема оценки различных случаев наличия и отсутствия нафтенатов в водах отложений, предполагаемых нефтеносными Таблица 1.1

Схема интерпретации имеет только самый приблизительны характер. Особо следует остановиться на радиусе действия даваемых прогнозов. В общем случае прогноз дается лишь для того водоносного горизонта (резервуара), в котором обнаружены растворенные битумы. Но если вообще нефтеносность данного района или даже области до этого не была установлена, наличие битумов в водах, хотя бы одного горизонта, решает вопрос о нефтеносности (но не о промышленной нефтеносности) района и области в целом. Далее не всегда очевидна связь растворенных битумов с нефтью именно того горизонта, где они обнаружены. Этот вопрос решается лишь при учете тектонических условий - при наличии разрывов возможно «вторичное» происхождение растворенных битумов за счет притока вод из нижних горизонтов.

Весьма малым должен быть радиус действия отрицательного прогноза в пределах данного горизонта. Он не должен превышать несколько километров и выходить за пределы площади данного тектонического поднятия (если таковое имеется) или блока, ограниченного разрывами. Судить о состоянии от точки наблюдения до залежи по величине содержания в воде растворенных битумов в общем случае, конечно, невозможно. Не исключено, однако, что при детальной изученности района и его особенностей в некоторых случаях такие задачи (в пределах отдельных площадей) все же могут ставиться.

1.2.   Фенолы и их производные

Фенолы - органические соединения ароматического ряда, в молекулах которых гидроксильные группы связаны с атомами углерода ароматического кольца. Фенолы в воды могут попадать только из нефти. Поэтому их поисковое значение подобно поисковому значению нафтенатов. Различие заключается в основном в том, что количество фенолов и в нефтях и в водах намного меньше количества нафтенатов.

Большинство одноатомных фенолов при нормальных условиях представляют собой бесцветные кристаллические вещества с невысокой температурой плавления и характерным запахом. Хорошо растворяются в органических растворителях, токсичны, при хранении на воздухе постепенно темнеют в результате окисления. Фенол OH (карболовая кислота) - бесцветное кристаллическое вещество на воздухе окисляется и становится розовым, при обычной температуре ограниченно растворим в воде, выше 66 °C смешивается с водой в любых соотношениях. Фенол - токсичное вещество, вызывает ожоги кожи, является антисептиком.

Фенолы в водах могут существовать как в свободной форме, так и в виде соединений с металлами (главным образом с натрием) - фенолятов. Многие фенолы и особенно феноляты хорошо растворимы в воде (например, фенолят натрия на 24%).

Свободные фенолы могут существовать как в щелочных, так и в жёстких водах. Последнее обстоятельство сильно увеличивает возможность использования фенолов как показателей нефтеносности. Существующая методика определения фенолов в водах обладает весьма высокой, вполне достаточной для поисковых целей чувствительностью. Исследование распространения фенолов и их производных в водах нефтеносных отложений с целью использования этих веществ в поисковой практике является весьма нужным делом.

Йод содержится в водах в виде иодидов, вероятно, главным образом в виде иодида натрия (и, следовательно, входит в состав первой солёности). Йод в водах является важным и давно известным показателем нефтеносности. В отличие от битумов йод в водах не является веществом исключительно нефтяного происхождения: в том или ином количестве он обнаружен почти во всех природных водах. Но решающие значение имеют количественные различия: в большинстве природных вод содержание йода ничтожно. Большая часть йода находится в природных объектах в рассеянном состоянии. Вследствие высокой растворимости, йод редко накапливается, при повышении температуры его растворимость увеличивается, йод широко распространен в природе; встречается в атмосферных осадках; содержится в водах океанов, озер, морей, рек, в подземных водах, разнообразных породах, растениях, организмах. Содержание йода в поверхностных и пресных подземных водах, а также в водах морей и океанов редко превышает десятые доли мг/л. В соленых пластовых подземных водах содержание йода достигает несколько десятков мг/л. Некоторые нефтяные месторождения являются и промышленными месторождениями йода.

Рис. 1. Модель йода

Таким образом, в водах нефтеносных отложений имеет место концентрация йода по отношению к пресным водам в -раз, по отношению к солёным водам и рассолам в -раз. Показателем нефтеносности является не вообще наличие йода в воде, но значительное его содержание, превышающее 1-5 мг/л; этот нижний предел аномальной концентрации не является строго определённым и должен считаться различным в разных условиях.

В водах нефтеносных отложений большая часть йода имеет нефтяное происхождение. Йод, находящийся в нефти, несомненно, имеет своим источником водоросли, концентрирующие этот элемент в своём веществе. В нефти йод находится в составе сложных комплексных органических соединений, являясь комплексо-образователем.

Содержание йода, по-видимому, повышено не только в нефтях, но и в других природных органических веществах. Накоплению йода способствует гидрогеологическая закрытость нефтяных залежей, препятствующая улетучиванию йода. Чёткой связи между содержанием йода и общей минерализацией и метаморфизацией для вод нефтеносных пластов, не обнаруживается, но всё же максимальные концентрации йода известны только в самых метаморфизованных рассолах, отвечающих наибольшей закрытости.

В настоящее время следует считать, что содержание йода в воде, превышающее 5 мг/л, в любых случаях является положительным признаком нефтеносности. Поэтому, например, можно говорить о нефтеносности палеоцена и эоцена (Палеоцен - геологическая эпоха палеогенового периода. Это первая эпоха палеогена за которой следует эоцен) в районе Ессентуки, где наблюдаются соответствующие величины. Если же воды мало минерализованы, то в ряде случаев и содержание йода меньше 1мг/л следует рассматривать как признак нефтеносности. Вопрос о связи между минимумом содержания йода, ещё являющимся показателем нефтеносности, и минерализацией воды должен явиться предметом особого исследования.

1.4.   Аммоний

Аммоний в водах присутствует, по-видимому, главным образом в виде хлорида и входит в состав первой солёности. Во многих отношениях он сходен с йодом. Почти весь аммоний в природных водах имеет органическое происхождение. В водах земной поверхности и в грунтовых водах содержание аммония либо не превышает нескольких мг/л (обычно же оно гораздо меньше), либо аммоний полностью отсутствует. Наличие аммония в этих водах вызывается биохимическими почвенными процессами, а также искусственными загрязнением. Есть основания считать, что с увеличением глубины залегания, закрытости и метаморфизма вод содержание аммония растёт. Источником аммония в водах ненефтеносных отложений является в основном рассеянное органическое вещество пород; сохранению же аммония в водах благоприятствует застойность и восстановительные условия.

Содержание аммония в водах нефтеносных отложений часто превышает 100 мг/л (например, в девонских водах месторождений Второго Баку оно не падает ниже этой величины), иногда достигая 500 мг/л и даже более. Такие большие величины вне нефтяных месторождений нигде не наблюдались.

Рис. 2. Модель катиона аммония

Основная часть аммония в водах нефтеносных отложений имеет нефтяное происхождение. Аммоний попадает в воду при разложении и последующем растворении азотистых веществ нефтей.

Таким образом, так же как и для йода, в водах нефтеносных отложений наблюдается большая концентрация аммония. Поэтому повышенное содержание аммония в воде является признаком нефтеносности.

Так же как и для йода, минимальный предел такого аномального содержания в разных условиях различен. По видимому, он зависит главным образом от степени метаморфизма солевого состава воды. Для глубоко залегающих метаморфизованных девонских расколов Русской платформы аномальным содержанием аммония, указывающим на нефтеносность данного участка, следует считать, по видимому, величину около 100 мг/л. В других случаях подобная минимальная величина может быть значительно меньше. Итак, аномально повышенное содержание в воде аммония является прямым признаком нефтеносности. Вопрос об определении местонахождения залежи нефти на основе содержания аммония в воде решается так же, как и в случае йода.

ГЛАВА 2. КОСВЕННЫЕ ГИДРОХИМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Косвенными гидрохимическими показателями нефтеносности являются те растворённые в водах соли и ионы (или определённые сочетания солей и ионов), которые хотя и не представляют собой в общем случае дериватов нефтяного вещества (как нафтенаты, йод, аммоний), но так или иначе связаны с нефтью или с наличием условий, благоприятных для существования нефтяных залежей.

Косвенные гидрохимические показатели нефтеносности разнообразны и разнородны. Их можно разделить на две главные группы. В первую группу косвенных гидрохимических показателей нефтеносности входят продукты и результаты химических реакций между нефтью и растворёнными в водах солями. Сюда относятся:

)        гидросульфиды и другие восстановительные соединения серы;

2)      сода.

К этой же группе относится и такой показатель, как бессульфатность воды. Хотя бессульфатность воды тесно связана с наличием в воде сульфидов и других восстановительных соединений серы, являясь обратной стороной этого наличия, рассматривать эти показатели по ряду причин следует отдельно. Общей особенностью указанных показателей является их неоднозначность. В отличие от рассмотренных выше прямых показателей они могут иметь и ненефтяное происхождение.

Вторая группа косвенных гидрохимических показателей представлена такими веществами, которые обычно сопутствуют нефтяным залежам, хотя образуются совершенно независимо от нефти. Они могут указывать только на наличие благоприятных для залежей нефти условий.

2.1.  
Гидросульфиды и другие восстановленные соединения серы

Восстановленные формы серы являются важными и давно известными показателями нефтеносности. К восстановленным формам серы относят все её соединения, кроме сульфатов. В природных водах встречается несколько восстановленных форм серы. Это будут:

1)      гидросульфидный ион (HS´);

2)      тиосульфатный ион (˝);

)        сульфитный ион (˝);

)        молекулярно растворённый сероводород ().

Основное значение имеют гидросульфиды и сероводород. Между этими веществами существует равновесие, связанное с величиной pH воды:

В щёлочных водах может присутствовать гидросульфид натрия, входящий в первую щёлочность, в жёстких - только гидросульфид кальция (иногда магния), входящий во вторую щёлочность. При величине pH6 гидросульфидов в воде быть не может, восстановленные формы серы представлены молекулярно растворённым сероводородом.

Обычно в воде определяется лишь «общий сероводород», т.е. сумма восстановленных форм серы как ионов, так и растворённых газов. Почти все подземные воды со значительным содержанием гидросульфидов (и сероводорода) известны из нефтеносных районов, из нефтеносных отложений. В ряде мест, где издавна были известны только сернистые воды, впоследствии были открыты и нефтяные месторождения («Горячий Ключ», Сергиевск). В Мацесте, например, по мнению некоторых исследователей, залежи нефти существовали раньше, но были разрушены за счёт окисления сульфатами. Наконец, речь идёт не обязательно о промышленной нефтеносности: достаточно наличия даже рассеянной нефти или чисто газовых скоплений.

Образование основной части гидросульфидов и других восстановленных форм серы в подземных водах происходит за счёт реакций между нефтяными углеводородами и растворёнными сульфатами при участии бактерий. Кроме того, эти вещества могут частично образоваться и при разложении сернистых компонентов нефтей.

Образование восстановленных соединений серы в подземных водах за счёт процессов, в которых участвуют нефти и углеводородные газы, и позволяют считать эти вещества показателями нефтеносности и газоносности.

Однако есть гидросульфидные и сероводородные подземные воды, никак не связанные с нефтью. Сюда относятся, во-первых, источники, связанные с магматическими процессами. Типичным примером их являются источники пиренейских курортов Франции. Эти источники, находящиеся в зонах разломов среди метаморфических и магматических пород, характеризуются очень высокими температурами, незначительной минерализацией и совершенно исключительным составом воды - преобладанием кремнезёма при наличии тяжёлых металлов. Такие воды не имеют ничего общего с водами нефтеносных отложений.

Остаётся неясным, может ли восстановление сульфатов в значительных масштабах идти не только за счёт нефтяных углеводородов, но и за счёт других видов природных органических веществ - углей и т.п.

Экспериментальные данные показывают, что не происходит восстановления сульфатов за счёт растворённых гуматов. Однако не следует забывать, что в угольных месторождениях имеется метан, иногда в огромных количествах. Не исключено, что в глубоко залегающих угленосных отложениях восстановление сульфатов может идти за счёт метана.

Таким образом, если исключить области проявления магматических процессов и зоны поверхностных биохимических процессов, значительное содержание в воде гидросульфидов и других восстановленных форм серы можно расценивать как положительный признак нефтегазоносности (в том числе и газа угольного происхождения). Однако следует отметить, что особо большие содержания восстановленных форм серы в водах (200 мг/л) наблюдаются там, где залежи в основном разрушены и уже не имеют большого значения (чокрак, камский кунгур).

Отсутствие гидросульфидов и тому подобных соединений в водах не является признаком отсутствия нефти и газа. Гидросульфиды не могут существовать в водах, имеющих величину pH6, а такими водами являются многие воды нефтеносных пластов. Главная же причина невозможности отрицательных прогнозов заключается в том, что далеко не во всякой нефтяной залежи в заметном масштабе протекает восстановление сульфатов (а также и разложение серосодержащих частей нефти). Следовательно, отнюдь не всегда воды нефтеносных отложений должны содержать восстановленные формы серы.

2.2.   Бессульфатность

Отсутствие или очень малое содержание в воде сульфатов является оборотной стороной наличия там гидросульфидов и других восстановленных соединений серы. Сульфаты восстанавливаются нефтью, давая гидросульфиды и подобные им вещества. Поэтому бессульфатность вод также может быть положительным признаком нефтеносности. Этот показатель известен очень давно.

Бессульфатность вод не является однозначным показателем нефтегазоносности. Бессульфатность вод может быть обусловлена и причинами, не связанными с влиянием нефти и вообще с процессами восстановления сульфатов. Такой причиной может быть выпадение сульфатов из раствора, когда их концентрация превышает предел растворимости. В этом случае сульфаты не разлагаются, а только удаляются из воды, переходя в состав пород.

Растворимость сульфатов зависит от характера самих сульфатов и от характера и сочетания других растворённых солей (общего характера солевого состава воды).

Наименее растворимым является сульфат кальция; растворимость его особенно мала при наличии в воде хлорида кальция (т.е. в водах хлоридно-кальциевого типа). Часто такие воды являются практически бессульфатными: сульфаты выпали в осадок. Растворимость сульфатов магния и особенно натрия гораздо больше, чем сульфата кальция.

Таким образом, бессульфатность вод может и не иметь никакой связи с нефтью. Особенно это возможно в случае глубинных рассолов хлоридно-кальциевого типа. Воды земной поверхности и верхних горизонтов земной коры, как правило, имеют значительные содержания сульфатов. Исключение составляют пресные воды в областях развития магматических и совершенно промытых осадочных пород.

Таким образом, бессульфатность вод не всегда можно расценивать как признак нефтегазоносности. В рассолах хлоридно-кальциевого типа этот показатель сам по себе ещё очень мало даёт. То же относится и к пресным водам, дренирующим практически лишённые солей породы, по-видимому, отчасти и к надмерзлотным водам зоны вечной мерзлоты. В остальных случаях данный показатель имеет важное значение.

Наличие сульфатов в водах в общем случае является признаком отсутствия нефти в данных отложениях. Однако отрицательный прогноз допустим далеко не всегда.

Таким образом, сульфатность воды можно считать признаком отсутствия нефти и газа только, если породы не содержат значительных масс сульфатов и нет условий, препятствующих бактериальной деятельности, в первую очередь повышенных температур.

.3.    
Сода

Сода (гидрокарбонат натрия) может образовываться при окислении углеводородов сульфатами. Поэтому наличие в воде соды (и, следовательно, принадлежность воды к щелочному, гидрокарбонатно-натриевому типу) может при некоторых условиях рассматриваться как признак нефтеносности. Щелочные воды характерны для многих нефтеносных толщ. По-видимому, основная масса соды в водах нефтеносных отложении образовалась при окислении нефтяного вещества.

Однако сода может появляться в природных водах и другими путями, не имеющими к нефти никакого отношения. Во-первых, щелочные воды характерны тоже для районов развития богатых натрием магматических, метаморфических и некоторых осадочных (аркозовые песчаники) пород. Во-вторых, они встречаются также и в зонах развития солонцов. Наконец, в-третьих, щелочные воды могут быть связаны с вулканическими областями, где сода образуется при участи углекислого газа, поступающего с глубины. Отличить щелочные воды коры выветривания, дренирующие, лишенные солей породы, от щелочных вод нефтеносных толщ сравнительно просто. Первые являются пресными, в их солевом составе преобладает чаще всего гидрокарбонат кальция. Вторые являются солевыми, в их солевом составе преобладает обычно хлорид натрия.

Щелочные воды солонцов обычно можно отличить по условиям их залегания: они могут быть только поверхностными и грунтовыми. Однако возможны и неясные случаи. Это особенно относится к водам вулканических или предположительно вулканических областей (например, Боржоми).

Не вполне ясен также вопрос о возможности образования соды при окислении углей и тому подобных каустобиолитов. В верхних зонах угольных месторождений щелочные воды, по видимому, не встречаются, а если и встречаются, то их щелочность имеет неорганическое происхождение. Однако щелочные воды известны в глубоко залегающих угленосных отложениях, например, в Донбассе. Там сода образуется, по видимому, при восстановлении сульфата натрия за счет метана.

Итак, наличие соды в водах может считаться показателем нефтегазоносности (в том числе газоносности угольных пластов) при условии, если эти воды не являются водами коры выветривания, солонцов или вулканических районов. Отсутствие соды в водах для оценки нефтеносности не имеет никакого значения. Во-первых, если речь идет об источниках, в коре выветривания сода может вытесняться сульфатами. Так, по данным исследовании А.А.Карцева нефтеносные майкопские отложения Закавказья на глубине содержат исключительно щелочные воды; в то же время в вытекающих из них на поверхность источниках воды не содержат соды. Во-вторых, для нефтеносных пластов характерны отнюдь не только щелочные воды, но и воды хлоридно-кальциевого типа.

2.4.   Комплексная оценка гидрохимических показателей

Наличие прямых показателей - мыл, йода - и при некоторых условиях таких косвенных показателей, как гидросульфиды и т.п. прямо говорит о нефтеносности. Однако в этом случае нет указаний на благоприятные условия сохранения залежей; нефтеносность может быть непромышленной, залежи могут быть разрушены. Наличие таких косвенных показателей, как в первую очередь хлорид кальция, бром, хлоридная группа и т.п., говорит о благоприятной гидрогеологической и геохимической обстановке. Но нефти (и газа) в данном случае может и не быть совсем.

Только одновременное наличие прямых показателей и косвенных показателей второй группы, например, одновременное наличие в воде хлорида кальция и большого количества йода или наличие нафтенатов в воде хлоридной группы, позволяет утверждать, что наличие промышленных залежей нефти является вероятным.

Схема оценки различных случаев отсутствия и наличия сульфатов в водах Таблица 2.1

В данной схеме, все выводы относятся только к тем отложениям, в которых залегают исследованные воды. Весьма важно привлечение данных также и по составу растворённых в воде газов. Это особенно важно при поисках чисто газовых залежей, так как прямых гидрохимических показателей газоносности нет.

ГЛАВА 3. УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОХИМИЧЕСКИХ МЕТОДОВ

Гидрохимические методы при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений могут применяться для решения различных задач и в различных формах. Прежде всего следует выделить две главные ветви гидрохимических методов. С одной стороны, следует поставить те виды работ, непосредственными целями которых является следующее: а) прогноз наличия нефти в пределах данной области, района, толщи пород, участка или горизонта; б) прогноз наличия благоприятных условий для существования промышленных залежей нефти и газа в пределах данной толщи или горизонта; в) сразу оба вида прогноза. Такие работы заключаются в исследовании преимущественно вод непосредственно тех отложений, в которых и предполагается наличие нефти и газа. Это будут гидрохимические методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений в узком смысле слова.

С другой стороны, надо поставить такие гидрохимические работы, которые непосредственно направлены лишь на выяснение геологического строения, в первую очередь тектоники, структуры района. При этом могут использоваться и такие гидрохимические показатели, которые совсем не являются показателями нефтеносности. Подобные работы могут проводиться и не только при поисках нефти, но и при поисках других полезных ископаемых, а также при геологическом картировании для различных целей. Так как главная задача таких работ есть выяснение геологической структуры, то их называют структурными гидрохимическим съёмками.

На практике возможны и такие случаи, когда проводятся гидрохимические работы, совмещающие в себе признаки обеих указанных ветвей гидрохимических исследований.

Среди гидрохимических исследований, ставящих своей непосредственной целью прогноз нефтеносности, практике известны следующие виды:

1)      маршрутные съёмки;

2)      тематические исследования с поисковыми целями, в том числе составление пластовых гидрохимических карт;

)        изучение вод с разведочными целями.

Кроме всего сказанного, гидрохимические исследования применяются также со вспомогательными целями при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений, в том числе для ряда технических задач.

3.1.   Маршрутные съёмки

Маршрутные гидрохимические съёмки ставятся при рекогносцировочных нефтепоисковых исследованиях в областях, нефтеносность которых неизвестна или почти неизвестна. Основной задачей этого вида работ являются выявление признаков нефтеносности, прогноз наличия нефти в пределах данной области вообще или в пределах некоторой толщи пород. Главное внимание здесь следует уделять прямым гидрохимическим показателям нефтеносности (растворённые битумы, йод) и косвенным гидрохимическим показателям 1 группы (формы серы, сода), оцениваемым с учётом всего солевого состава воды, гидрогеологических и геологических условий.

Основным объектом должны быть воды тех отложений, которые предполагаются возможно нефтеносными. Однако не всегда удаётся получить достаточное число точек наблюдений этих вод. Поэтому исследуют отчасти также грунтовые и поверхностные воды, особенно там, где предполагается примесь к ним глубинных вод из возможно нефтеносных отложений.

Полевые работы состоят в отборе проб вод имеющихся водопроявлений, расположенных по выбранным маршрутам. Маршруты протягиваются по долинам рек или иным удобным направлениям, захватывающим максимальное число водопроявлений. Основной интерес, как указано выше, представляют глубинные напорные источники. Помимо отбора воды следует производить замеры температуры источников и давать характеристику условий их выхода. Последнее необходимо для определения стратиграфической принадлежности источника. Стратиграфическая привязка источника удаётся далеко не всегда; она затрудняется чаще всего плохой обнажённостью либо трещинной, жильной природой источника.

Рис. 3. Гидрохимическая карта по напорным источникам: 1-акчагыл; 2-ширахская свита; 3-сармат; 4-средний миоцен; 5-майкоп.

Источники: а-тип N2SO4, группа SO4; б-тип N2SO4, группа Cl; в-тип CaCl2, группа Cl; г-тип NaHCO3, группа Cl

Основная часть анализов вод при маршрутных гидрохимических съёмках выполняется обычно при помощи полевых лабораторий. Результаты анализов наносят на гидрохимические карты. Можно различать несколько вариантов таких карт. Во-первых, можно наносить на карту (желательно на геологическую карту) непосредственно анализы вод в виде графиков-кругов Толстихина в точках отбора проб; величинами радиусов кругов можно отражать минерализацию вод. Во-вторых, можно наносить на карты в виде условных знаков сразу такие показатели, как тип воды, группу воды и т.п., также помещая их в точках отбора проб. Совершенно необходимо отражать на любых гидрохимических картах такие показатели, как нафтенаты, йод, сероводород и т.п. Наконец, в некоторых случаях можно не ограничиваться нанесением на карты отдельных анализов, но выделять зоны однотипных вод.

При интерпретации результатов маршрутных гидрохимических съёмок могут иметь место самые разнообразные случаи. Если в районе, где ранее не было известно никаких нефтепроявлений, будут обнаружены прямые гидрохимические признаки нефтеносности, то это уже будет положительным результатом.

Другой случай будет тогда, когда удаётся привязать обнаруженные гидрохимические признаки нефтеносности к определённой толще пород. Как правило, такая привязка возможна лишь к толще значительного стратиграфического интервала, но не к отдельному пласту-резервуару. Таким путём определяется нефтеносная свита. Выявление нефтеносной свиты важно и тогда, когда для района или области в целом нефтепроявления вообще уже были известны, но не были привязаны к определённым породам. Определение направления движения воды в нефтеносной толще иногда может помочь уточнить прогноз: можно наметить направление, в котором следует искать залежи.

Если установлено наличие в районе (области) нефти и выявлена нефтеносная свита, то необходимо обратиться к изучению условий, существующих в этой свите. Здесь решающую роль играет общий характер солевого состава воды. При наличии достаточного числа точек с водами, характерными для застойных и полузастойных условий, можно высказать благоприятный прогноз промышленной нефтеносности.

Хотя основная непосредственная цель маршрутных гидрохимических съёмок заключается в прогнозе нефтеносности, эти съёмки могут способствовать и выяснению геологического строения. Эта их дополнительная задача особенно важна там, где не только неизвестна нефтеносность, но слабо изучено и геологическое строение.

3.2.   Поисковые исследования

В областях, где имеется значительное количество глубоких буровых скважин, значительное количество напорных источников и где геологическое строение и состав подземных вод сравнительно хорошо изучены, ценные результаты дают систематические обобщения имеющихся гидрохимических материалов.

Гидрохимические исследования подобного рода проводятся в основном в областях, нефтеносность которых вообще уже известна. Цель их - наметить в пределах данной области наиболее перспективные районы. Обобщающие гидрохимические исследования опираются в основном на уже имеющиеся анализы вод, выполненные с различными целями. Основной материал составляют анализы вод из глубоких буровых скважин.

Кроме того, производятся дополнительные анализы. Обычно это главным образом определения нафтенатов и т.п. компонентов, данные по содержанию которых скудны или отсутствуют.

Классические работы подобного рода были проведены В. А. Сулиным и его сотрудниками (А. А. Варов, Л. А. Гуляева и др.) в Азербайджане, в районах Второго Баку, на Эмбе.

Так как эти исследования проводятся обычно в областях, общая нефтеносность которых уже известна, то главное внимание обращается на выявление условий, наиболее благоприятствующих промышленной нефтеносности. Поэтому решающую роль здесь играют такие показатели, как общий характер солевого состава вод и т.п. Проводится также тщательная увязка гидрохимических данных с геологическими.

Выбираются такие комбинации и градации показателей (тип, группа, класс, сульфатность и др.), которые наиболее правильно и чётко характеризуют различные условия в пределах данной геологической области.

По выбранным показателям составляются мелкомасштабные гидрохимические карты и на их основе - карты прогноза нефтеносности. На таких картах выделяются зоны с большими или меньшими перспективами промышленной нефтеносности. Главным критерием является степень застойности.

Рис. 4. Мелкомасштабная пластовая гидрохимическая карта

Особой разновидностью гидрохимических исследований является составление мелкомасштабных пластовых гидрохимических карт с нефтепоисковыми целями.

Исследуются воды каких-либо определённых стратиграфических горизонтов. Подобная работа возможна только при наличии очень большого числа скважин, вскрывающих данный горизонт. Цель составления пластовых гидрохимических карт - выделить в пределах распространения данного горизонта районы, более или менее перспективные в отношении промышленной нефтегазоносности. Карты составляются для крупных областей. Наносить на карты можно различные гидрохимические показатели, характеризующие общий характер вод.

3.3.   Гидрохимические работы с разведочными целями

При разведочном бурении гидрохимические исследования могут решать ряд задач.

Здесь можно различать несколько случаев. Первый случай - разведочное бурение ведётся на площади, где промышленная нефтеносность ещё не установлена.

Если первые пробуренные скважины не вскроют залежь, это ещё не означает, что она вообще отсутствует в пределах данной площади, например в пределах данного поднятия. Определение некоторых гидрохимических показателей во вскрытой водоносной части пласта может иногда помочь решению вопроса о наличии или отсутствии залежи в пределах невскрытой части пласта на том же поднятии.

Другой случай имеет место там, где проводится доразведка горизонта, в котором залежь уже установлена: оконтуривание залежи, выяснение нефтеносности отдельных тектонических блоков и т.п. При этом могут использоваться различные гидрохимические показатели, выбираемые в зависимости от конкретных условий. Фиксация даже незначительных различий в величинах общей минерализации, хлоридности, сульфатности, коэффициентов метаморфизации воды и т.д. может в некоторых случаях способствовать выяснению нефтеносности отдельных участков площади и даже определению расстояния до контура залежи. Обязательным условием решения таких задач является детальное изучение особенностей распределения различных гидрохимических показателей по данной площади.

Гидрохимические исследования с целью до разведки непосредственно смыкаются со вспомогательными гидрохимическими исследованиями, имеющими целью не непосредственное выяснение нефтеносности, а выяснение и уточнение геологического строения месторождения. На практике эти два вида работ не отделимы один от другого.

Вспомогательные гидрохимические исследования при разведке нефтяных месторождений могут решать различные геологические задачи. Во-первых, детальное изучение распределения некоторых гидрохимических показателей по площади пластов иногда позволяет выявить наличие и местоположение тектонических разрывов. Во-вторых, подобные же гидрохимические исследования могут способствовать нахождению линий выклинивания пластов и линз. Эта задача ставится при разведке и разработке литологических залежей. В-третьих, в некоторых случаях гидрохимические показатели могут использоваться для корреляции разрезов отдельных скважин в пределах данного месторождения.

Важнейшим инструментом гидрохимических методов при разведочных работах являются гидрохимические карты отдельных пластов.

Рис. 5. Промысловая пластовая гидрохимическая карта: а-изогипсы пласта; б-линия выклинивания песков; в-контур водоносности; г-зона вод с содержанием Ca<10%-экв.; д-зона вод с содержанием Ca ̶ 10 - 20%-экв.; е-зона вод с содержанием Ca>20%-экв

Крупномасштабные пластовые карты должны составляться по ряду важнейших гидрохимических показателей. Показатели наносятся на карты в виде изолиний или зон. Такие карты позволяют детально изучать характер изменения состава вод в пределах площади и выявить его зависимость от геологического строения, нефтегазоносности и разработки данной площади. Применение этих методов способствует решению не только чисто разведочных задач, но также задач разработки и ряду технических задач.

3.4.   Прогноз нефтяных и газовых залежей по гидрогеологическим данным

Существует три уровня прогноза:

)        Уровень региональных исследований;

2)      Уровень зональных исследований;

3)      Уровень локальных исследований.

Разработаны различные схемы раздельного прогнозирования нефтегазоносности по данным изучения подземных флюидов. В основу раздельной оценки перспектив нефтегазоносности заложены методические различия между региональным и локальным прогнозированием.

Цель регионального прогнозирования - оценка перспектив нефтегазоносных комплексов в целом. Гидрогеологические показатели позволяют оценить потенциальные возможности формирования залежей УВ. В свою очередь, процессы формирования залежей зависят от условий генерации, миграции, аккумуляции, и консервации углеводородов. По гидрогеологическим показателям можно определять зоны генерации газообразных и жидких УВ, а также оценивать условия сохранности залежей нефти и газа. Важно помнить, что при региональном прогнозировании используют только показатели гидрогеологического фона, не искажённые влиянием скоплений УВ. При наличии залежей УВ важное значение приобретают геохимические показатели. Для расшифровки условий формирования залежей УВ имеет значение тип гидрогеологических аномалий вокруг залежей и особенности распределения гелия и аргона в системе вода - залежь. Первичная оценка даётся на этапе региональных геологоразведочных работ, когда выясняются основные закономерности изменения гидрогеологической обстановки. Затем, по мере накопления дополнительной информации, региональный раздельный прогноз уточняется.

Схема оценки различных случаев отсутствия и наличия нефти на территории Астраханской области Таблица 3.1

Выявление признаков УВ позволяет существенно уточнить региональную оценку перспектив нефте- и газоносности и, что немаловажно, прогнозировать наличие сероводорода или его отсутствие.

Локальное раздельное прогнозирование осуществляется на поисковом и разведочном этапах. На поисковом этапе делается раздельная оценка перспектив локальных объектов по гидрогеологическим аномалиям. Естественно, выделение аномалий возможно лишь при условии, что известен гидрогеологический фон.

Несмотря на обширную литературу, до сих пор нет единого понимания значимости и использования гидрогеологических показателей нефтегазоносности. Это вызвано прежде всего тем, что показатели не увязывались с условиями формирования залежей нефти и газа. Кроме того, недостаточно исследовались причинно-следственные связи между залежами и подземными водами, на основе которых должны выявляться генетические гидрогеологические показатели. Всё это диктует необходимость глубокого обоснования генетической сущности гидрогеологических показателей в связи с направленными поисками залежей газа и конденсата.

Водорастворённые газы являются наиболее эффективными гидрогеологическими показателями нефтегазоносности. В зависимости от степени насыщенности подземных вод газами газогидрохимические параметры могут с успехом использоваться как региональные или как локальные показатели нефтегазоносности. Ряд исследователей, рассматривая совместно залежи УВ и водорастворённые газы, выделяют три газогидрохимические обстановки: фазового равновесия, смещённого фазового равновесия и отсутствия фазового равновесия между залежами и растворёнными газами.

Локальный прогноз основывается на локальном уровне исследований, на результатах скважинных гидрогеологических исследований.

Последние позволяют определить гидрогеологические параметры, которые отражают существующую гидродинамическую, гидрохимическую, газогидрохимическую и термобарическую обстановку недр. Залежи углеводородов влияют на окружающую гидрогеологическую обстановку. Вокруг них образуются ореолы рассеяния веществ, на основе которых и осуществляется локальное прогнозирование.

Методы, используемые при анализе флюидодинамических особенностей глубоких горизонтов Печорского НГБ. Печорский артезианский бассейн входит в состав Тимано - Печорской нефтегазоносной провинции. Плотность глубоких флюидов существенно меняется по площади и по разрезу, что вызывает необходимость проведения пластовых давлений по всему изучаемому разрезу к единой плоскости сравнения. С целью проведения пластовых давлений с оценкой погрешности приведения для каждой структуры в отдельности строились графики. Затем оценивалась погрешность приведения с учётом выбора плоскости сравнения и возможность использования приведения давлений для каждой отдельно взятой структуры. После точек на графиках ограничивалось прямыми линиями, что упрощало расчёты и повышало их «инженерный запас надёжности».

Плоскость сравнения была выбрана единая для всех рассматриваемых комплексов на глубине -2400м (средняя часть хорошо изученного интервала).

На рисунках приведены графики изменения плотности с глубиной и коэффициенты эмпирических прямых и значения погрешности привидения для всех структур изучаемой территории, а выборочно - для некоторых структур, но по всем скважинам для каждой из них.

Погрешность приведения оценивалась для двух плоскостей: - 2400м и -4000 м. При этом, как и следовало ожидать, положение плоскости сравнения относительно точек опробования существенно сказывается на погрешность приведения пластовых давлений. Для плоскости сравнения -4000 м погрешность приведения, как это и должно быть, значительно выше, так как большинство интервалов опробования попадает в диапазон 1500 - 2400 м.

Рис. 6. Изменение плотности воды с глубиной для некоторых структур вала Сорокина

Для определения перепада пластового давления в пределах отдельных структур строились графики изменения пластового давления от глубины для каждой стуктуры, когда позволял объём исходной информации.

Рис. 7. Перепад замеренных пластовых давлений на близких глубинах

Как видно из графиков, перепад пластового давления составляет от 0,1 до 2,8 МПА, т.е. перепад пластового давления больше, чем погрешность приведения, что даёт основание говорить о возможности применения в пределах вала Сорокина метода приведения давлений.

Приведённые пластовые давления использовались для изучения гидродинамических условий на отдельных структурах, а так же для моделирования гидродинамических условий. Для Печорского бассейна гидрогеологические условия схематизировались в виде четырёхслойной толщи с тремя слабопроницаемыми покрышками.

ГЛАВА 4. МЕТОДЫ ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ НА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ

В процессе бурения разведочных площадей и месторождений гидрогеологические наблюдения заключаются в определении статических уровней и пластовых давлений, дебитов, взятии проб на определение ионно-солевого и газового состава, температурных условий пластов и некоторых гидродинамических параметров водоносных горизонтов.

Гидрогеологические наблюдения в процессе разработки залежей позволяют судить о режимах залежей, упругом запасе жидкости, фильтрационных свойствах коллекторов, гидравлической сообщаемости различных горизонтов между собой. Перетоки флюидов в другие горизонты в период разработки и эксплуатации могут привести к обводненности залежей.

Особое место занимают гидрогеологические исследования при вторичных методах эксплуатации месторождений нефти и газа, когда наиболее важно выбрать такой состав закачиваемой в пласт воды, которой уже не ухудшит коллекторских свойств пород и тем самым нефтеотдачу.

4.1 Гидрогеологические особенности основных типов нефтегазоводоносных бассейнов и месторождений нефти и газа

Нефтяная и газовая промышленность занимает ведущее место в экономике нашей страны и мира в целом. Доля нефти и газа в энергетическом балансе мира составляет в настоящее время - около 60%. Нефть, газ и продукты их переработки используются почти во всех отраслях народного хозяйства: на транспорте, в медицине, в судостроении, сельском хозяйстве, в текстильной, химической и пищевой промышленности, в дорожном строительстве, энергетике и многих других.

В условиях технического прогресса спрос на нефть и газ постоянно возрастает. Это ставит перед геологической наукой огромной важности задачи в области поисков, разведки и промышленного освоения новых месторождений нефти и газа, осуществления рациональной и эффективной разработки уже освоенных месторождений, дальнейшего совершенствования методов поисково-разведочных работ на нефть и газ, техники и технологии разработки их месторождений.

Успешное решение этих задач невозможно без выполнения соответствующих гидрогеологических исследований и обоснований, которые должны сопутствовать осуществлению геологоразведочных работ на нефть и газ на всех стадиях их проведения, начиная с региональных исследований территорий и оценки перспектив их нефтегазоносности и кончая промышленным освоением и разработкой нефтяных и газовых месторождений.

Важность и эффективность гидрогеологических исследований в решении задач поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений объясняется тем, что нефтяные и газовые залежи теснейшим образом связаны с подземными водами, являются элементами природных водонапорных систем.

Процессы образования нефти и газа, скопления этих полезных ископаемых в залежи, разрушения и рассеивания происходят в пористой среде, существеннейшим элементом которой являются подземные воды. Роль последних как фактора, созидающего и разрушающего нефтяные и газовые месторождения и определяющего условия их эксплуатации, является ведущей, а во многих геологических структурах и решающей. Это предопределило быстрое развитие «самостоятельной отрасли научных знаний-гидрогеологии нефтяных и газовых месторождений и ее подразделений-нефтегазопоисковой и нефтегазопромысловой гидрогеологии.

Задачи нефтегазопоисковой гидрогеологии - изучение гидрогеологических условий территорий и использование гидрогеологических показателей и критериев для оценки перспектив их нефтегазоносности и осуществления поисков месторождений и залежей нефти и газа. Нефтегазопромысловая гидрогеология занимается вопросами гидрогеологических исследований в специфических нефтегазопромысловых условиях в целях разведки, проектирования разработки, промышленного освоения и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

Нефть и газ до и после своего существования в виде залежей частично находятся в растворенном состоянии в подземных водах. Формирование залежей нефти и газа связано с определёнными гидрогеологическими условиями в структурах (ловушках) и вблизи них, а сами залежи являются элементами водонапорных комплексов и систем, с которыми находятся в гидравлическом единстве, физическом, химическом и механическом взаимодействии.

Эти и другие особенности формирования, разрушения, условий залегания, режима и взаимодействия нефтяных и газовых месторождений с подземными водами дают основания для широкого и эффективного использования гидрогеологических исследований при поисках, разведке, геологопромышленной оценке и разработке нефтяных и газовых месторождений.

Почти все нефтяные и газовые месторождения находятся внутри водонапорных систем, образуя в совокупности нефтегазоводоносные бассейны, или нефтегазоносные бассейны подземных вод. В последние годы принято считать, что основное условие нефтегазоносности бассейна подземных вод -наличие достаточной по мощности (не менее 2-3 км) толщи осадочных образований, обеспечивающей возможность развития процессов нефтеобразования, главная фаза которых наступает при погружении осадочных пород на глубины, на которых температура достигает 70-100° С и более.

Нефтегазоносны обычно бассейны напорных пластовых вод. В бассейнах с развитием трещинного типа вод и в сочлененных системах мелких бассейнов пластовых и трещинных вод, испытавших значительные изменения при тектонических процессах, нефтегазовые месторождения, как правило, уже разрушены. Таким образом, нефтеобразование и нефтегазонакопление связаны с седиментационными этапами гидрогеологического развития водонапорных систем и соответственно с седиментационными водами, разрушение нефтяных и газовых залежей- с инфильтрационными этапами развития систем и инфильтрационными водами.

Изучение нефтегазоводоносных бассейнов позволяет выделить среди них три основных типа, характеризующихся определенными геолого-структурными и гидрогеологическими особенностями.

Бассейны I типа (палеозойские) располагаются в пределах платформ с древним (докембрийским) фундаментом и частично захватывают прилегающие древние краевые прогибы (Печорский, Балтийский, Днепровско-Донецкий, Припятский, Ангаро-Ленский, Волго-Уральский нефтегазоносные бассейны подземных вод). В орографическом отношении эти бассейны размещаются в пределах равнин и древних предгорий.

Нефтегазоносность бассейнов I типа связана в основном с палеозойскими и частично с мезозойскими отложениями. Для них характерно однообразие химического и газового состава подземных вод, слабая газонасыщенность, преобладание рассолов и вод хлор-кальциевого типа, значительное развитие и роль современных инфильтрационных процессов почти во всех водоносных комплексах и вместе с тем слабая подвижность заполняющих их подземных вод.

Бассейны II типа (мезозойские) в тектоническом отношении располагаются на плитах с молодым (палеозойским) фундаментом, захватывая прилегающие молодые краевые прогиба альпийских горных сооружений. В орографическом отношении они находятся в пределах равнин и эпиконтинентальных участков морей, захватывая предгорья молодых высоких горных сооружений. Нефтегазоносность в бассейнах II типа связана преимущественно с мезозойскими отложениями (Предкарпатский, Причерноморский, Азово-Кубанский, Среднекаспийский, Амударьинский, Ферганский, Афгано-Таджикский бассейны). Для них характерно сочетание в разрезе инфильтрационных и элизионных систем, широкое развитие наряду с рассолами относительно маломинерализованных подземных вод, высокая газонасыщенность и резкая изменчивость химического и газового состава в плане и по разрезу локальные проявления инверсионной гидрохимической зональности и гидродинамических аномалий. Промежуточное между I и II типами положение занимает крупнейший в мире Западносибирский нефтегазоносный бассейн подземных вод.тип нефтегазоносных бассейнов в России представлен Южно-Каспийским бассейном и характеризуется нефтегазоносностью преимущественно кайнозойских отложений. Он расположен во внутренней впадине альпийской складчатой системы, занятой морским водоемом и межгорными впадинами. В гидрогеологическом отношении для него показательно исключительное развитие элизионного водообмена, чрезвычайно высокая газонасыщенность основной части разреза, аномальное распределение различных по составу вод (инверсионная, гидрохимическая зональность) и аномально высокие пластовые давления в глубоких водоносных комплексах, уменьшающиеся к краевым участкам межгорных впадин.

Пространственное размещение зон нефтегазонакопления в пределах нефтегазоводоносных бассейнов увязывается с их геолого-структурными и литолого-фациальными особенностями и гидродинамическими условиями. Наиболее благоприятны для создания залежей закрытые водонапорные системы элизионного типа, в которых образующиеся в нефтематеринских породах нефть и газ имеют наилучшие условия для отжима их из глинистых отложений и поступления в пласты-коллекторы. В открытых и полузакрытых системах, где обеспечиваются благоприятные условия для продвижения инфильтрационных вод по пластам-коллекторам, залежи нефти и газа оказываются разрушенными либо смещенными к центральным частям водонапорных систем к зонам замедленного и весьма замедленного водообмена.

В соответствии с существующим положением о стадиях и этапах геологоразведочных работ от 2001 года геологоразведочные работы в нефтегазоводоносных бассейнах проводятся в следующие стадии:

1)      региональные геолого-геофизические работы;

2)      подготовка площадей геолого-геофизическими методами к поисковому бурению;

)        поиски месторождений (залежей) нефти и газа;

В зависимости от масштаба и ценности месторождения, степени изученности территории и других факторов отдельные стадии могут выпускаться или совмещаться.

Поисково-разведочные работы на нефть и газ выполняются на базе широких геологических и гидрогеологических обобщений и включают комплексное изучение недр с помощью геолого-структурного картирования, полевых и промысловых геофизических исследований, поисково-разведочного бурения, геохимических методов разведки, гидрогеологических, гидрохимических и других видов исследований.

Гидрогеологические исследования ведутся на всех стадиях поисково-разведочных работ, а также в процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, обеспечивая более целенаправленное и экономически наиболее эффективное осуществление поисков, разведки и промышленного освоения месторождений нефти и газа.

4.2 Гидрогеологические исследования в процессе бурения скважин

При бурении скважин и вскрытии ими пластов, содержащих высоконапорную воду, последняя иногда начинает поступать в ствол скважины и оказывать влияние на глинистый раствор, вызывая изменения его свойств. За глинистым раствором производят систематические наблюдения. Периодически замеряют параметры глинистого раствора, нагнетаемого в скважину и поступающего из скважины.

Кроме того, для ориентировочного определения глубины залегания водоносных пластов через определенные интервалы проходки отбирают для исследования фильтрат глинистого раствора. В том случае, когда в процессе бурения скважины из вскрытого водоносного пласта в глинистый раствор поступает вода, физико-химические свойства фильтрата глинистого раствора изменяются.

После окончания бурения скважин обычно производят опробование пластов, свит, горизонтов. Иногда в скважинах некоторых категорий опробование целесообразно производить в процессе бурения до спуска водозакрывающей колонны. Для этой цели служат: пластоиспытатели различных конструкций. В эксплуатационных, опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважинах часто пласты опробуют после спуска и тампонажа водозакрывающей колонны.

В некоторых случаях в опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважинах вместо ожидаемых притоков нефти или газа получают притоки воды, притоки нефти и воды или притоки газа и воды. Иногда в скважинах перечисленных выше категорий производят опробование явно водоносных пластов. В процессе опробования ведут тщательные наблюдения и исследования.

Для исследования химического состава воды пробы ее из скважины отбирают до тех пор, пока не установится постоянный :состав воды, поступающей в ствол скважины. Для установления постоянства химического состава достаточно определения плотности и содержания иона хлора. После этого отбирают пробу воды для полного исследования ее химического состава. Затем замеряют дебит воды, статический уровень и пластовое давление. Замеры пластовых давлений производят глубинными манометрами с одновременным замером температуры. Уровень обычно замеряют аппаратом Яковлева.

В случае фонтанирования скважины обязательно замеряют максимальное давление на устье закрытой скважины. Желательно замер максимального давления производить при закрытой скважине в течение такого промежутка времени, когда достоверно установлено, что оно больше не увеличивается. При замере максимального давления отсчеты давления на манометре делают через 10-15 мин. По этим данным строят кривую нарастания давления, по характеру которой можно судить и о проницаемости коллектора, содержащего воду.

Зная максимальное давление на устье скважины, глубину залеганий опробуемого пласта; плотность фонтанирующей воды и ее температуру по стволу скважины, нетрудно подсчитать пластовое давление.

Определение дебита в фонтанирующей скважине производят путем замера поступающей в мерники жидкости. Дебит жидкости желательно замерять при различных давлениях на устье скважины. Если скважина не фонтанирует, дебит определяется путем замера объема жидкости при различных понижениях уровня в колонне. Все фактические данные, получаемые в процессе опробования, детально документируются

4.3 Гидрогеологические исследования в процессе разработки нефтяных и газовых залежей

Исследования, связанные с разработкой нефтяных и газовых залежей, следует начинать в первых скважинах, в которых при требовании получили притоки нефти и газа. На протяжении всего, периода разработки нефтяной или газовой залежи надо обязательно проводить наблюдения и исследования по законтурным скважинам.

Наиболее важные изменения в залежи при ее эксплуатации следующие: изменение давления в залежи и перераспределение его по площади; изменение нефтегазонасыщенности и водонасыщенности пласта; перемещение водонефтяных, газонефтяных и газоводяных контуров; изменение физических и химических свойств извлекаемых из залежи нефти, газа и воды. Для наблюдения за изменением степени обводненности нефтяной или. газовой залежи производят точные замеры дебитов жидкости и определяют содержание в ней нефти и воды по всем скважинам и в целом по залежи. Обычно эти данные обобщаются в виде кривых по отдельным наиболее характерным скважинам и обязательно по разрабатываемым залежам.

Наряду с исследованием скважин, расположенных в пределах контуров нефтеносности или газоносности, производят непрерывные наблюдения за изменением уровней и в пьезометричeских скважинах. В эту категорию обычно входят скважины, оказавшиеся за контуром нефтегазоносности, или скважины, ранее эксплуатирующиеся и обводнившиеся пластовой водой; в некоторых случаях бурят специальные скважины.

Законтурные скважины дают представление о пластовом давлении в период разработки и эксплуатации нефтяной или газовой залежи. Наблюдения за изменением уровней вод в этих скважинах осуществляются с начала разработки нефтяной или газовой залежи путем непрерывного замера их регистрирующим уровнемером. Если законтурная скважина фонтанирует водой, то при помощи регистрирующего манометра производят непрерывное наблюдение за изменением давления на устье скважины. По данным получаемых записей уровнемером или регистрирующим манометром по каждой наблюдательной скважине строят график изменения динамического уровня по времени.

Важно также наблюдать за перемещениями газонефтяных и водонефтяных контуров, для чего ежегодно следует строить карты обводненности с нанесением обводненных скважин и контуров нефтеносности или газоносности.

В процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин необходимо точно фиксировать дату появления признаков воды, а затем вести точный количественный учет попутно добываемой воды. Пробу воды для химического анализа из эксплуатационных скважин отбирают примерно в следующей последовательности: при появлении воды в скважине в первые три месяца примерно через каждые 10 дней, в последующие месяцы первого года один-два раза в месяц и в дальнейшем не менее двух раз в год. В случае резкого изменения количества извлекаемой воды по той или иной скважине немедленно отбирают пробу воды для анализа.

Для изучения химического состава и свойств воды в пластовых условиях отбирают глубинные пробы воды из скважин, находящихся в опробовании или в эксплуатации. Отбор глубинных проб обычно производят специальными глубинными пробоотборниками.

Данные, получаемые в результате исследования глубинных проб воды, с успехом могут быть использованы для различных гидродинамических и других расчетов при проектировании рациональных систем разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, при оценке нефтеотмывающих и коррозионных, свойств воды, при вычислении скорости движения пластовых вод в приконтурной зоне и за ее пределами. Эти данные с успехом могут быть использованы и при создании различных карт, прогнозов нефтеносности и газоносности недр.

В процессе разработки нефтяных месторождений внедряются различные способы заводнения пластов для интенсификации нефтедобычи. При осуществлении различных вариантов заводнения пластов возникают значительные трудности, связанные с контролем за продвижением нагнетаемой в пласт воды. М.Ф. Беляков, В.Н. Дахнов и Д.И. Дьяконов полагают, что большое практическое значение приобретают исследования термического состояния скважин при осуществлении рациональной разработки нефтяных месторождений способом законтурного заводнения. В частности, закачка в пласт подогретой воды при определенных условиях может повысить отдачу нефтяных пластов за счет снижения вязкости нефти.

Кроме того, и это самое главное, представляется возможность следить за продвижением водонефтяного контакта при условии систематического изучения температурного режима в скважинах разрабатываемого нефтяного месторождения.

При изучении движения подземных естественных вод и вод, искусственно нагнетаемых в пласт, используют метод радиоактивных индикаторов.

Э.В. Соколовский (1968) пришел к заключению, что меченая вода не продвигалась по пласту единым фронтом. Часть ее, заполнив высокопроницаемые зоны, быстро прорвалась в эксплуатационные скважины. Основная часть индикатора двигалась по относительно гомогенной среде, подчиняясь известным законам фильтрации жидкости в однородном пласте.

Э.В. Соколовский (1968) приводит интересные данные о контроле за заводнением залежи в верхнемеловых трещиноватых известняках Карабулак-Ачалукского месторождения. Здесь присутствие трития зафиксировано в продукции шести эксплуатационных скважин. Первые порции индикатора стали поступать в контрольные скважины на 36-461 сут. после его ввода в коллектор. Средняя скорость движения индикатора составила 0,6-111 м/сут.

Распределение радиоактивной жидкости указывает на значительный охват исследуемых площадей залежи процессом вытеснения нефти нагнетаемой водой. Следует отметить, что здесь, как а в XV пласте Октябрьского месторождения, нагнетаемая вода не продвигается единым сплошным фронтом. Прорыв отдельных его; участков происходит по наиболее проницаемым по сравнению с пластом зонам, а также по наиболее крупным трещинам, из которых нефть вытесняется в первую очередь.

На нефтяных месторождениях США для изучения продвижения нагнетаемой воды также используют радиоактивные индикаторы. В частности, на Канзасском месторождении проводились работы по мечению нагнетаемой воды одновременно двумя радиоактивными изотопами:131Ir и 132Ir. Индикаторы регистрировались, в пластовой жидкости при помощи гамма-лучевого спектрометра.

Рис. 7. Схема залегания вод на нефтегазовом месторождении: 1-нефть; 2-вода; 3-глина; 4-нижние краевые подземные воды; 5-подошвенные; 6-промежуточные; 7-верхние краевые; 8-верхние; 9-нижние; 10-тектонические подземные воды; Э. О.- эксплуатационный объект

4.4 Гидрогеологические условия проявления различных режимов нефтегазоносных залежей

При детальных региональных гидрогеологических исследованиях можно делать правильные прогнозы возможных режимов нефтяных залежей, которые не только еще не вступили в разработку, но подлежат лишь разведке. В нефтегазоносных районах многие пласты-коллекторы, к которым приурочены нефтяные (залежи, прослеживаются не только в пределах месторождений, но и на значительном удалении от них, охватывая иногда огромные территории. Из сказанного следует, что большое количество жидкости может вытесняться из пласта в скважины за счет расширения объема жидкости и уменьшении объема пор, трещин, каверн горной породы при снижении пластового давления. В связи с этим важно при изучении режима нефтяной залежи указывать; размеры пласта, к которому приурочена нефтяная залежь, и степень гидродинамической связи ее с резервуаром.

Следует выяснить его протяженность, площадь распространения, мощность, физические свойства пород, слагающих пласт (гранулометрический состав, пористость, трещиноватость, проницаемость и т.п.). Надо определить запасы воды в данном пласте.

Различные типы нефтегазовых месторождений располагаются в естественных резервуарах, содержащих нефть, газ и воду. Они могут быть в гидрогеологическом отношении открытые и в различной степени закрытые. Под первыми понимают пластовые; водонапорные системы, обычно прослеживающиеся на значительной территории и имеющие области питания и разгрузки. Под закрытыми естественными резервуарами понимают пластовые водонапорные системы, не имеющие ни самостоятельной области питания, ни заметной области разгрузки.

При региональных гидрогеологических исследованиях, проводимых на больших территориях нефтегазоносных областей, для разных интервалов стратиграфического разреза устанавливают различные геогидродинамические зоны:

)        зоны свободного или активного водообмена;

2)      зоны затрудненного водообмена;

3)      зоны весьма затрудненного (отсутствия) водообмена.

Можно считать установленным, что существует зависимость между геогидродинамическими зонами и режимом нефтяных залежей.

Следовательно, выявив заранее в пределах исследуемой территории по гидрогеологическим показателям различные геогидродинамические зоны для различных стратиграфических комплексов большого региона, можно делать прогнозы относительно того, под воздействием какого режима находится та или иная еще не открытая, но подлежащая разведке предполагаемая нефтяная залежь.

Правильное заключение о режимах нефтяных и газовых залежей дает объективный материал для составления обоснованных, рациональных и экономически выгодных проектов разработки отдельных залежей и в целом месторождений. Правильно составленный проект разработки и совершенная технология эксплуатации скважин обеспечивают максимальное извлечение нефти, газа и газоконденсата из недр для использования их в народном хозяйстве страны при наиболее выгодных экономических указателях.

Следовательно, изучение режима залежей нефти и газа, особенно на первых стадиях разведки и эксплуатации, имеет исключительно важное значение.

Под режимом нефтегазоносной залежи понимают характер проявления движущих сил в залежи в период ее эксплуатации скважинами. Режим нефтегазовой залежи зависит от естественных, природных факторов и от искусственных методов воздействия на залежь в процессе ее разработки и эксплуатации.

В первой четверти текущего столетия Н.Т. Линдтропом, а несколько позже Г.А. Максимовичем и другими были осуществлены весьма интересные исследования по изучению режимов нефтяных залежей в СССР. Эти исследования проводились в Новогрозненском (ныне Октябрьском) и Старогрозненском (Соленая балка) месторождениях близ г.Грозного.

В результате проведенных исследований установлена гидродинамическая система, в пределах которой для среднемиоценовых песчаников имеются области питания (северные склоны Главного Кавказского хребта) и области разгрузки (Передовые хребты). Области питания расположены на значительно больших гипсометрических отметках по сравнению с областями разгрузки для одноименных стратиграфических комплексов (средний миоцен). В данной гидродинамической системе сток подземных вод происходит с юга от области питания на север до области разгрузки, расстояние между ними 40-50 км. Как установлено было Н. Т. Линдтропом, в этой гидродинамической системе залежи нефти в среднемиоценовых песчаных пластах обладали ярко выраженным водонапорным режимом. И.Н. Стрижов, изучая Старогрозненское нефтяное месторождение, еще в 1911 г. высказал предположение о наличии в нефтегазоносных пластах этого месторождения упруго-газового режима. М.А. Жданов, исследуя режим нефтяной залежи С2 Апшеронского месторождения Майкопского района, пришел к выводу о возможности наличия в пределах нефтеносного пласта не одного режима, как было принято считать до этого, а нескольких. После осуществления указанных работ исследования, связанные с изучением режимов нефтяных и газовых месторождений, приняли широкий размах в СССР и за рубежом.

Источниками пластовой энергии являются напор контурных или подошвенных вод, упругость нефти, воды, газа и вмещающие их породы, энергия расширяющегося газа, выделяющегося из растворенного состояния, напор газа со стороны газовой шапки и сила тяжести самой нефти. Молекулярно-поверхностным и капиллярным явлениям, как источнику энергии, принадлежит значительная роль. В естественных природных условиях перечисленные факторы проявляются в неодинаковой степени и в разных сочетаниях.

Режимы нефтяных залежей подразделяются на различные типы; это зависит от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации. Выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей:

1)      водонапорный режим;

2)      упруго-водонапорный режим;

)        замкнуто-упруговодонапорный режим;

4)      газонапорный режим (или режим газовой шапки);

5)      режим растворенного газа;

)        гравитационный режим.

Первые четыре режима представляют собой режимы вытеснения, а последние два - режимы истощения пластовой энергии. В реальных условиях иногда одновременно сосуществуют два или несколько режимов. При исследованиях надо устанавливать главный режим и сопутствующие ему режимы. В процессе эксплуатации они непрерывно изменяются вследствие изменения характера проявляющих сил, изменения физических свойств коллектора, свойств нефти, газа и воды, температурных условий, принятых технологических схем эксплуатации, а также применяемых искусственных методов воздействия на залежь с целью интенсификации добычи нефти.

Наконец, следует считаться с тем, что при эксплуатации нефтяной залежи режим залежи может изменяться и переходить в другой режим. Можно преобразовывать малоэффективные режимы в режимы более эффективные, при которых возрастают коэффициенты нефтеотдачи; последнее достигается применением различных методов воздействия на нефтяную залежь. Следует всегда стремиться с максимальной полнотой использовать природные источники пластовой энергии, применяя для этого наиболее рациональные методы эксплуатации. Вначале охарактеризуем существующие режимы нефтяных залежей, а затем укажем, в каких же геогидродинамических зонах наиболее вероятны те или иные режимы.

Водонапорный режим. При водонапорном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме в процессе эксплуатации скважин дебиты и давления остаются постоянными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой жидкостью из пласта и поступлением краевой воды в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяют своей величины во времени, т.е. остаются постоянными, гели давление не снижается ниже давления насыщения нефти газом, в залежи. В процессе эксплуатации и отбора жидкости (нефти и воды) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод добыча воды, поступающей совместно с нефтью, непрерывно увеличивается. В случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные размеры, а в строении ее принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превышение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи, то в пределах такой системы водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эффективным.

Классическим водонапорным режимом обладают нефтяные залежи, приуроченные к XIII, XVI пластам и особенно к XXII пласту Октябрьского нефтяного месторождения (Северный Кавказ). Интересно отметить, что здесь при разработке нефтяной залежи, приуроченной к XXII пласту, в процессе эксплуатации получали фонтанную нефть, а после подхода контурных вод к забоям эксплуатационных скважин фонтанирование не прекращалось, только вместо нефти фонтанировала вода, причем обводнившиеся скважины фонтанируют водой уже в течение нескольких десятков лет. Это указывает на исключительно интересный, классический, ярко выраженный водонапорный режим нефтяной залежи.

Иногда пласты горных пород, обладающие высокой проницаемостью и прослеживающиеся на большой территории от выхода их в области питания и до областей разгрузки, представляют собой весьма совершенные природные гидродинамические системы.

Как на интересный пример такой системы можно сослаться на Терско-Дагестанский нефтегазоносный артезианский бассейн. Здесь проявляется четко эффект взаимодействия не только между скважинами, но и между разрабатываемыми залежами нефти и термальными источниками. При разработке нефтяных залежей карагано-чокракского комплекса на Октябрьском нефтяном месторождении установлено, что гидродинамические уровни не остаются постоянными, а значительно колеблются. Здесь, ярко проявляется эффект взаимодействия не только между скважинами в пределах одного месторождения, но и между нефтяными залежами и термальными источниками, расположенными на расстоянии 18,5, 26 и 46 км от Октябрьского месторождения.

Упруго-водонапорный режим. При любом режиме, как правило, проявляются упругие силы. Из сказанного можно сделать вывод о том, что упругий режим надо рассматривать не как самостоятельный режим, а как сопутствующую фазу водонапорного режима. Основным источником энергии при данной фазе является расширение воды, заключенной в коллекторе, и уменьшение объема пор породы. Известно, что сама по себе упругость жидкости и пласта очень мала, но при значительных замерах водонапорных систем и больших пластовых давлениях в результате расширения жидкости и уменьшения объема пор (трещин) из пласта в скважины дополнительно вытесняется большое количество жидкости. Упругие свойства жидкости и пласта характеризуются соответственно коэффициентами сжимаемости жидкости βж и пласта βп.

При изотермическом процессе коэффициент сжимаемости жидкости определяется формулой

,

где Vож - начальный объем жидкости;

Δр - перепад давления;

VVж - изменение объема жидкости при уменьшений давления от р0 до р (р0 и р - соответственно начальное и текущее пластовое давление).

Величина βж является положительной, а знак минус указывает на то, что объем жидкости увеличивается с уменьшением давления. Коэффициент сжимаемости жидкости представляет собой приращение единицы объема жидкости при изменении давления на 1 кгс/см2 и имеет размерность см2/кгс. Величина, обратная коэффициенту сжимаемости, называется модулем объемной упругости жидкости и измеряется в кгс/см2. Коэффициент сжимаемости чистой воды равен

 см2/кгс.

Этот коэффициент зависит также от минерализации воды и от количества растворенного газа.

Предложен также коэффициент упругоемкости пласта β*, учитывающий одновременно емкость и упругость коллектора и насыщающей его жидкости. Этот коэффициент вычисляют по формуле

β* = тβж + βп'

Надо заметить, что упругие свойства коллектора и насыщающих его жидкостей проявляются при изменении давления не мгновенно, а передаются по коллектору (пласту) с некоторой у скоростью. Скорость передачи давления в пласте определяется пьезопроводностью, которая зависит от физических свойств жидкости и коллектора и характеризуется коэффициентом пьезопроводности

х

где х - коэффициент пьезопроводности;

m - абсолютная или динамическая вязкость жидкости;

т - пористость, доли единицы;

bж - коэффициент сжимаемости жидкости;

bп - коэффициент сжимаемости пористой среды;

b* - коэффициент упругоемкости пласта, Па-1.

Коэффициент пьезопроводности пласта обычно определяют по результатам исследования скважин на взаимодействие в различных направлениях пласта. При разработке нефтяных залежей, обладающих упруго-водонапорным режимом, обычно строят карты, коэффициентов пьезопроводности.

Таким образом, при изучении гидродинамических систем, к которым приурочены нефтяные .залежи, необходимо наряду с гидродинамическими характеристиками изучать и их упругоемкость, что позволяет определять количество жидкости, которое может быть извлечено из залежей за счет сил упругости при снижении давления от р0 до р.

Очевидно, что чем больше запасы нефти и воды в системе и чем лучше между ними гидродинамическая связь, тем больше можно отобрать нефти за счёт упругих сил, слагающих коллектор, к которому приурочена нефть и вода.

Пример. XVI пласт Октябрьского месторождения на Северном Кавказе имеет запасы воды в прилегающей к нефтяной залежи части пласта 5×106 м3. При снижении пластового давления в нефтяной залежи на 20 кгс/см2 за счет эффекта расширения сжатой воды при коэффициенте сжимаемости воды  см2/кгс из залежи может быть получено 4,5·106 м3 жидкости (нефти и воды). Примерно столько же можно получить за счет упругости пород. Добыча этого количества жидкости может быть отнесена за счет проявления упругого режима. Наиболее эффективно упруго-водонапорный режим проявляется при плохой или недостаточной связи с областью питания или в том случае, когда нефтяная залежь удалена от области питания на большое расстояние. При упруго-водонапорном режиме в отличие от чисто водонапорного при одном и том же установившемся темпе отбора жидкости из залежи наблюдается непрерывное падение динамического давления. При этом режиме пластовое давление находится в тесной связи с текущим и суммарным отбором жидкости из залежи.

Газовый фактор по скважинам, как и при водонапорном режиме, остается постоянным до момента, когда давление в залежи не понизится ниже давления насыщения.

Замкнуто-упруго-водонапорный режим. Нефтяная залежь приурочена к коллектору, который по мере удаления от нефтяной залежи довольно резко изменяет свои физические свойства - уменьшается пористость, проницаемость или трещиноватость и вследствие этого гидродинамическая связь залежи нефти с внешней зоной системы (областью питания) ослабевает или вовсе теряется. При этом режиме интенсивно снижается пластовое давление. Для поддержания пластового давления с целью предотвращения падения давления ниже давления растворимости газа в нефти прибегают к закачке в приконтурную часть залежи газа или воды. В качестве интересных призеров залежей нефти, обладающих замкнуто-упруго-водонапорным режимом, можно привести некоторые нефтяные залежи, приуроченные к трещиноватым известнякам верхнего мела. Эти известняки принимают участие в строении антиклинальных складок Передовых хребтов Восточного Предкавказья. Здесь в пределах Передовых хребтов Сунженского, Терского, Брагунского, Гудермесского и других залежи нефти приурочены к узким антиклинальным складкам. Мощность известняков верхнего мела 300-450 м. Известняки трещиновато-кавернозные, местами остановлены палеокарстовые пустоты. В процессе формирования антиклинальных складок Передовых хребтов под влиянием тектонических сил верхнемеловые известняки были нарушены различно ориентированными трещинами, с преобладанием вертикальных. Тектонические процессы привели также к созданию в верхнемеловых известняках аномально высоких давлений.

На крыльях и периклинальных окончаниях антиклиналей трещиноватость известняков вначале значительно ослабевает, а по мере удаления от тектонически напряженных зон трещиноватость известняков затухает и аномально высокие давления постепенно выравниваются. Таким образом, нефтяные залежи, приуроченные к известнякам верхнего мела, находятся в гидродинамически изолированной части, т.е. гидродинамически почти не связаны с общей водонапорной системой, сложенной известняками верхнего мела.

Температурные условия в описываемых нефтяных залежах высокие, до 155-165°С. Дебиты скважин обычно до 10-20 т/сут и более. Нефть сильно газонасыщена (до 200-600 м3/т). В условиях залежи соотношения между свойствами воды и нефти весьма благоприятные (за счет высоких температур). Залежи дренируются в условиях замкнуто-упруго-водонапорного режима. В тех случаях, когда эксплуатация залежей производилась без поддержания давления, пластовое давление резко снижалось. При нагнетании воды пластовые давления стабилизировались. Обычно замкнуто-упруго-водонапорным режимом обладают нефтяные залежи, приуроченные к зонам весьма затрудненного водообмена.

Газонапорный режим, или режим газовой шапки. Этот режим проявляется при наличии газовой шапки. По мере отбора нефти из нефтяной залежи пластовое давление постепенно снижается, а расширяющийся газ из газовой шапки вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. До подхода газа из газовой шапки к забоям эксплуатационных скважин газовые факторы имеют обычно небольшую величину и остаются постоянными. В результате расширения газовой шапки и продвижения газа к забоям скважин газовые факторы резко возрастают, и в конечном итоге скважины переходят на фонтанирование газом. Если при наличии газовой шапки нефтяную залежь окаймляют в той или иной степени и напорные контурные воды, то газ как источник энергии в первый период эксплуатации преобладает. Но при непрерывном снижении, пластового давления в газовой шапке наступает время, когда начинается процесс перемещения нефти под влиянием напора контурных вод в газовую шапку. Этого допускать нельзя, так как много нефти будет безвозвратно потеряно на смачивание сухих песков газовой шапки. При эксплуатации нефтяных залежей с газовыми шапками должны соблюдаться установленные правила.

Режим растворенного газа. При режиме растворенного газа основным источником энергии, перемещающей нефть к забоям эксплуатационных скважин, являются пузырьки расширяющегося газа при выделении его из нефти. При эксплуатации нефтяной залежи, обладающей режимом растворенного газа, дебиты скважин и пластовые давления непрерывно снижаются. Газовые факторы в процессе эксплуатации нефтяной залежи также не остаются постоянными. В первый период они возрастают,|затем наблюдается резкое снижение. В результате снижения пластового давления в нефтяной залежи появляется свободный газ, который значительно уменьшает фазовую проницаемость для нефти, а это приводит к снижению эффективности режима растворенного газа.

Контурные воды при данном режиме не внедряются в нефтяную залежь, а если перемещение все же происходит, то обычно на небольшую величину. Залежам нефти, обладающим режимом растворенного газа, обычно свойственны коллекторы с низкой проницаемостью и небольшой пористостью. Пласты эти обладают значительной фациальной изменчивостью. В некоторых случаях пласты обладают постоянной мощностью, вполне удовлетворительной и даже хорошей проницаемостью и высокой пористостью, и только за пределами нефтяных залежей физические свойства коллекторов резко ухудшаются и иногда они переходят в сильно глинистые песчаники. Этот режим может проявляться в залежах с водонапорным режимом и режимом газовой шапки. Данный переход совершается тогда, когда чрезмерное снижение пластового давления приводит к снижению давления ниже давления насыщения нефти газом. В связи с более низким коэффициентом нефтеотдачи при этом режиме по сравнению с таковым при водонапорном режиме и режиме газовой шапки переход этот допускать нежелательно.

В зонах весьма затрудненного водообмена или отсутствия водообмена нефтяные залежи могут находиться под воздействием различных режимов, но чаще могут встречаться режимы растворенного газа и газонапорные. Однако если в зонах отсутствия водообмена пласты хорошо проницаемы, прослеживаются на значительной площади и имеют области питания, то в нефтяных залежах, приуроченных к ним, создаются условия, благоприятные для упруго-водонапорного режима. Если продуктивные пласты не выходят на дневную поверхность и не имеют области питания или она удалена на очень большое расстояние от нефтяной залежи, то пластовые давления в таких залежах в процессе их разработки могут быстро снижаться, и упруго-водонапорный режим будет переходить в режим растворенного газа.

Таким образом, различные гидрогеологические условия пластовых резервуаров оказывают непосредственное влияние на формирование условий для существования того или иного режима в нефтяных залежах данной зоны.

Гравитационный режим. Под гравитационным режимом понимают такой режим, когда энергия напора обусловлена исключительно силой тяжести самой нефти; Газ в нефтяной, залежи отсутствует. Данный режим принято подразделять на напорно-гравитационный режим и режим со свободным зеркалом нефти. Напорно-гравитационный режим проявляется в том случае, когда коллектор обладает высокой проницаемостью и имеет наклон. Продвижение нефти в сторону наклона в пониженные части пласта облегчено за счет действия закона силы тяжести.

Дебиты скважин, забои которых расположены на наиболее низких гипсометрических, отметках пласта, довольно высокие, , коэффициент нефтеотдачи повышенный. Гравитационный режим со свободным зеркалом нефти наблюдается в полого залегающих пластах, обладающих плохими коллекторскими свойствами. Уровни нефти в скважинах находятся ниже кровли залежи. Дебиты скважин обычно низкие, так как нефть к забоям скважин притекает с ограниченной площади из зоны, прилегающей к данной скважине, вследствие чего образуется свободная поверхность нефти. Таким образом, на формирование гравитационного режима нефтяной залежи гидродинамические условия не оказывают заметного влияния.

Из сказанного выше можно сделать вывод о том, что детальное, гидрогеологическое изучение различных стратиграфических комплексов осадочных отложений позволяет предвидеть возможные режимы основных залежей, которые подлежат разведке.

Правильные прогнозы в отношении режимов нефтяных залежей по новым районам, которые подлежат разведке с применением глубокого бурения, можно делать только после детальных региональных гидрогеологических, гидрохимических и геотермических исследований, изучения строения структур и фациально-литологических условий основных водоносных комплексов.

При выборе поглощающего горизонта необходимо иметь данные о существующих подземных водозаборах в радиусе 20-30 км от поглощающих скважин. Закачка сточной воды в поглощающие горизонты допускается только в определенных гидрогеологических условиях: при достаточной мощности и значительном простирании пласта, его высокой проницаемости и значительной глубине залегания, наличии мощных водоупорных слоев, надежно изолирующих поглощающий горизонт от горизонтов с пресными или целебными водами, и при достаточном удалении от области питания данного горизонта.

В поглощающих скважинах должна быть осуществлена надежная изоляция водоносных горизонтов, пройденных скважиной, от загрязнения их сбрасываемыми в скважину сточными водами.

4.5 Применение результатов гидрогеологических наблюдений

Гидрохимические разрезы и карты с достаточной полнотой должны характеризовать гидрогеологические особенности нефтяного или газового месторождения. Они дают ясное представление об изменениях химического состава подземных вод как по вертикальному разрезу, так и по площади месторождения в зависимости от литологических свойств минерального состава коллекторов, от тектоники, температурных условий, направления и интенсивности стока подземных вод и других факторов.

Кривые изменения химического состава подземных вод дают представление об изменениях гидрогеологических особенностей нефтяных залежей, находящихся в зависимости как от естественных факторов, так и от искусственных, создаваемых в результате деятельности человека.

Нормальный гидрогеологический разрез нефтяного или газового месторождения характеризует средний химический состав вод и отражает типы подземных вод, приуроченных к различным стратиграфическим разделам геологического разреза месторождения.

Если подземные воды по отдельным пластам, свитам и горизонтам в пределах данного месторождения обладают определенным химическим составом, обычно составляют один средненормальный гидрохимический разрез. В месторождениях, где подземные воды, заключенные в одноименных пластах, свитах и т.д., обладают неодинаковым химическим составом и различны по типам, как правило, составляют несколько нормальных разрезов, которые с достаточной полнотой характеризуют гидрогеологические особенности недр на различных участках нефтяного месторождения.

Нормальные гидрогеологические разрезы должны широко использоваться в практической деятельности нефтепромысловых геологов. Получаемые в процессе буровых и эксплуатационных работ гидрохимические материалы по новым скважинам можно легко и надежно сопоставлять с нормальным разрезом. Нормальные гидрогеологические разрезы с успехом могут быть использованы также при сопоставлении их с аналогичными разрезами новых соседних месторождений, гидрогеологические особенности которых в полной мере еще не изучены.

Получаемые таким путем данные могут многое дать при проектировании скважин, при определении режима бурения отдельных скважин и др.

Гидрохимические карты составляются по различным песчаным пластам, трещиноватым комплексам, несущим воды, или по определенным стратиграфическим интервалам разреза, интересным в гидрогеологическом отношении.

Гидрохимические карты отображают распространение по площади пласта различных по химическому составу, типам, группам и подгруппам вод, иногда их минерализацию. Кроме того, на некоторых гидрохимических картах устанавливается взаимосвязь между характером проницаемости пласта-коллектора и величиной минерализации вод, содержащихся в нем. Обязательно наносят области питания и, если имеются, участки дренажа. Стрелками показывают вероятное направление подземного стока. Серия гидрохимических карт, составленных для различных стратиграфических интервалов разреза по какому-либо месторождению или нефтегазоносной области, должна отражать закономерности пространственного распределения типов вод. Каждая гидрохимическая карта составляется для определенного стратиграфического интервала. Основой для построения гидрохимических карт могут служить тектонические схемы с нанесенными на них данными о литологических изменениях того осадочного комплекса, для которого составляется карта.

Для характеристики гидродинамических условий по наиболее интересным водоносным комплексам отдельных месторождений или артезианских бассейнов строят карты пьезометрических уровней.

Для построения таких карт надо располагать надежными фактическими данными о замеренных пластовых давлениях или статических уровнях по скважинам, равномерно расположенным на данной площади.

Для получения величин приведенных давлений в кг/см2 или уровней в метрах производят пересчеты с обязательным учетом изменения плотности вод по мере увеличения глубины залегания водоносного комплекса и с учетом поправок на температуру и давление.

На картах обычно условными знаками указывают расположение областей питания и разгрузок, а стрелками - направление подземного стока вод.

При изучении нефтяных или газовых месторождений наряду с нормальными гидрогеологическими разрезами и картами надо строить гидрогеологические профили. Выбор направления профилей осуществляется в зависимости от задач, которые необходимо решать, и от полноты фактического гидрохимического материала. Гидрогеологические профили рационально строить как вкрест простирания осей складок, так и параллельно им. На них обычно условными знаками изображают различные по химическому составу и минерализации воды, стрелками показывают направление их стока.

Построение различных кривых, показывающих изменение химического состава подземных вод в пределах нефтяных или газовых месторождений, необходимо при постановке региональных гидрогеологических исследований, а также при разработке и эксплуатации нефтяных залежей. Для выявления зависимости изменения химического состава воды от количества отбираемой из залежи жидкости желательно построение кривых как по отдельным скважинам, так и по пласту в целом. Такие кривые имеют практическое значение. Эти кривые позволяют также судить о происходящем процессе заводнения залежи именно контурными водами, а не какими-либо иными. При появлении воды иного происхождения и состава это будет немедленно установлено.

При применении законтурного заводнения пластов с целью поддержания пластового давления подобные кривые могут давать некоторый материал для суждения о продвижении нагнетаемых вод по пласту.

Использование гидрогеологических данных для проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. При проектировании разработки гидрогеологические данные позволяют уточнить энергетические характеристики нефтегазовых залежей, наличие или отсутствие гидравлической сообщаемости продуктивных горизонтов между собой, определить влияние разработки залежи на соседние месторождения, приуроченные к единой водонапорной системе и т.п.

Рис. 8. Выявление гидродинамической связи пластов в разрезе месторождения

При проектировании разработки существенное значение имеет установление гидродинамической связи залежей нефти и газа с законтурной водоносной зоной, так как эти условия в ряде случаев определяют выбор методов воздействия на пласт и технологию разработки залежей углеводородов.

Имеются многочисленные примеры, когда залежи изолированы от пластовых вод кальцитовым цементом и битумом. Толщина зоны может достигать нескольких метров, но может составлять и сотни метров. Такой слой битума и является экраном, запечатывающим залежь от водоносной части коллекторов. Подобное явление отмечено в залежах, приуроченных к карбонатным коллекторам Куйбышевского Поволжья, к рифогенным карбонатным массивам артинского возраста в Предуральском краевом прогибе, в турнейских породах Большекинельского вала Оренбургской области, в залежах с песчаными коллекторами в Азербайджане и в ряде других районов.

Кроме того, в ряде случаев освоение месторождений промышленных вод допускается при меньших соотношениях запасов разной категории изученности. Таким образом, перевод эксплуатационных запасов в более высокие категории является насущной задачей для большинства месторождений при их реконструкции, расширении и т. д.

Представительные гидрогеологические наблюдения при эксплуатации позволяют существенно уточнить гидрогеологические условия, в первую очередь различного рода границы (литологические и тектонические экраны, фильтрационную неоднородность в отдаленных от скважин областях, боковое питание, перетекание между горизонтами и т. п.), которые достоверно выявить в процессе разведочных работ затруднительно вследствие их краткосрочности по сравнению с периодом эксплуатации.

Создание специальной наблюдательной сети в проектах разработки ряда месторождений не предусмотрено либо запланировано в недостаточном объеме без соблюдения требований к конструкции и оборудованию наблюдательных скважин.

В начальный период разработки связь таких залежей с законтурной зоной крайне незначительна и она начинает проявляться лишь при очень больших перепадах давления. Изучение гидродинамической связи залежей нефти необходимо и на стадии проектирования и в последующем в процессе разработки. Об изолированности или взаимосвязи залежей и пластовых вод можно судить, анализируя динамику пластового давления в эксплуатационных скважинах и пьезометрических скважинах (метод гидропрослушивания). Такие исследования были проведены Ю.П. Гаттенбергером и В.П. Дьяконовым в 1963 - 1965 гг. в начале освоения нефтяных месторождений Западной Сибири. На Мегионском месторождении исследовались три пары скважин, расположенных на западном и восточном крыльях структуры. Импульс давления создавался последовательным пуском пуском и установкой трёх нефтяных скважин. Для улавливания импульса были оборудованы две законтурные пьезометрические скважины. Давления в них регистрировались с помощью устьевых дифференциальных манометров. Было установлено, что импульс давления регистрируется через 4-5 сут. при расстоянии между скважинами 1,7 - 2.3 км. Гидропрослушивание показало, что при прохождении волн давления через область водонефтяного контакта каких-либо аномальных отклонений не происходит, т.е. нефтяная и водяная зоны пласта гидродинамически связаны между собой. Аналогичные исследования были проведены и по другим месторождениям Западной Сибири.

Метод гидропрослушивания наряду с использованием данных о химическом и газовом составах вод, может с успехом применяться и для выявления сообщаемости различных пластов в вертикальном разрезе единого месторождения.

нефтегазоводоносный бассейн гидрогеологический сера

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Роль гидрогеологических методов в общем комплексе поисково-разведочных работ очень разнообразна. Данные методы при поисках и разведке нефтяных и газовых месторождений могут применяться для решения различных задач и в различных формах, в самых разнообразных условиях, на разных этапах работ и с различными целями.

Гидрогеологические критерии применяются для решения конкретных задач, основными из которых являются следующие: оценка перспектив нефтегазоносности конкретных территорий, выявление нефтегазоносных толщ и зон с благоприятными условиями сохранности залежей нефти и газа, выявление месторождений и залежей нефти и газа, а так же при использовании подземных резервуаров для утилизации промышленных стоков. Также данный метод имеет очень важное значение, при разведке и до разведки. Важнейшими гидрогеологическими данными, которые получают в процессе проведения разведочных работ, являются сведения о фактическом и расчётном положении нефтегазоводяных контактов, о положении первоначальных статических уровней и величинах пластовых давлений, о химическом составе вод и растворённых газов, о степени газонасыщённости и давлениях насыщения растворённых газов, о коллекторских свойствах продуктивных пластов и условиях эксплуатации скважин.

Гидрогеологические методы могут помочь решению таких задач, как прогноз наличия нефти в данном горизонте на соседних участках, уточнение геологического строения месторождения, корреляции разрезов скважин, разнообразные технические задачи. Гидрогеологические исследования могут дать много ценного при разработке месторождения, Преимущество его перед другими методами заключается в применимости при поисках "слепых" рудных тел и глубокозалегающих полезных ископаемых, а также в сравнительно малой трудоемкости применяемых при этом операций и в дешевизне гидрохимических поисковых работ.

Важность и развитие гидрогеологических методов в решении задач поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений объясняется тем, что нефтяные и газовые залежи теснейшим образом связаны с подземными водами, являются элементами природных водонапорных систем. Гидрогеологические методы на всех этапах и стадиях поисковых работ основаны на целенаправленном анализе геолого - гидрогеологических материалов и использовании для поисковых целей различных гидрогеологических показателей - гидрогеохимических, гидродинамических, общегидрогеологических, палеогидрогеологических, гидрогеотермических и др.

Гидрогеологические исследования являются важнейшей составной частью общего комплекса работ и изысканий, выполняемых при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1.     Абрикосов И.Х., Гутман И.С. Общая нефтяная и нефтепромысловая геология. Изд. 2-е, перераб. и доп. М.: Недра, 1982. - 266 с.

2.      Бакиров Э.А. Геология нефти и газа. 2-е издание. М: Недра, 1990, 240 стр.

.        Боровиков А.А., Геология и гидрогеология. 2009. -24 с.

.        Бочевер Ф. М., И. В. Гармонов, А. В. Лебедев, В.М. Шестаков; Основы гидрогеологических расчетов; Изд-во : «Недра»; М-1969.

.        Булатов А.И. Нефтегазопромысловая энциклопедия. Краснодар, Просвещение-Юг, 2009. с. 305.

.        Бычинский В.А., Коновалова Н.Г. Гидрогеология нефти и газа. Иркутск: Изд-во Иркутского гос. ун-та, 2008. - 221 с.

7.      Василевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. Москва: «Недра», 1973, 344 с.

.        Вольф И.В., Гидрогеология. Учебное пособие. - Санкт-Петербург, СПбГТУРП, 2009. - 34 с.

.        Гаттенбергер Ю.П. Гидрогеология и гидродинамика подземных вод. Москва. Издательство «Недра», 1971 г.

.        Донцов К.М. Теоретические основы проектирования разработки нефтяных месторождений. Москва. Издательство «Недра», 1965 г.

.        Дранников А.М. Инженерная геология. Киев: Госстройиздат, 1964г. -256с.

.        Дьяконов А.И. и др. Теоретические основы и методы прогноза, поисков и разведки месторождений нефти и газа. Ухта: УГТУ, 2002. - 327 с.: ил.

.        Дюнин В.И., Корзун В.И. Гидрогеодинамика нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2005. - 524 с.

.        Зайцев И.К. Гидрогеохимия СССР, Ленинград; издательство «Недра», 1986г;

.        Зорькин Л.М. Воды нефтяных и газовых месторождений СССР. Справочник. М.: Недра. 1989.

.        Ильченко В. П. Нефтегазовая гидрогеология подсолевых отложений Прикаспийской впадины. Москва: «Недра», 1998.

.        Каменский Г.Н. Поиски и разведка подземных вод. М.-Л. Госгеолиздат, 1947, 313 с.

.        Каналин В.Г., Вагин С.Б., Токарев М.А., Ланчаков Г.А., Тимофеев В.А. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М.: Недра, 1997. -366 с.

20.    Карцев А.А. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. Изд.2-е. М., "Недра", 1972, 272с.

21.    Кирюхин В.А., Коротков А.И., Павлов А.Н. Общая гидрогеология: учебник для вузов. - Л.: Недра, 1988г;

22.    Климентов П.П. Общая гидрогеология. Учебник. 3-е издание переработанное и дополненное. - Москва: Изд-во "Высшая школа", 1971. 224

23.    Колодий В. В.; Гидрогеология нефтегазоносных провинций; Изд-во: «Наукова Думка»; Киев-1982.

.        Корценштейн В. Н. Водонапорные системы крупнейших газовых и газоконденсатных месторождений СССР. Москва: «Недра», 1977.

.        Корценштейн В.Н. Методика гидрогеологических исследований нефтегазоносных районов. Изд.2-е. М., Гостоптехиздат, 1963, 309с.

.        Кротова В.А. (ред.) Нефтепоисковые гидрогеологические критерии. Труды ВНИГРИ выпуск 277. Ленинград, Недра, 1969. 295 стр.

.        Курмангалиева А.Р. Методы гидрогеологических исследований при освоении мелких месторождений юго-восточной части Оренбургской нефтегазоносной области //Материалы III Международной научно-практической конференции «Науки о Земле на современном этапе» -М., Спутник, 2012. С.22-28.

.        Максимов С.П. Нефтяные и газовые месторождения СССР. Книга вторая. Москва: «Недра», 1987.

29.    Матвеев А.А. Геохимические поиски месторождений полезных ископаемых (краткий курс).  <http://www.twirpx.com/file/265186/> М.: Изд-во МГУ. 2003 г. 110 с.

.        Мейнцер О.Э. Учение о подземных водах. Москва, Ленинград, ОНТИ НКТП СССР, 1935. -241 с.

.        Назаренко В. С.; Гидрогеология и перспективы нефтегазоносности Южных районов России; Изд-во: «СКНУ ВШ»; Ростов-на-Дону-2001.

.        Петров А.И. Методы и техника измерений при промысловых исследованиях скважин. Москва. Издательство «Недра», 1972 г.

.        Саваренский Ф.П., Гидрогеология. М-Л-Н., "Горгеонефтеиздат", 1933. - 321 с.

.        Седенко М.В. Гидрогеология и инженерная геология <http://www.twirpx.com/file/10622/>. М.: Недра, 1971. - 272 с.

.        Серебренникова О.В. Геохимические методы при поиске и разведке месторождений нефти и газа. Учебное пособие. Ханты-Мансийск: РИЦ ЮГУ, 2008. - 174 с.

.        Соколов В.Л., Фурсов А.Я. Поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений. Москва: Недра, 1984. - 296с.

.        Смирнова А.Я., Бабкина О.А., Практическая гидрогеология. Учебное пособие для вузов - ВГУ, 2008 г. 44 с.

.        Сухарев Г.М. Гидрогеология нефтяных и газовых месторождений. М., Недра, 1979. 349 с.

.        Чоловский И.П., Тимофеев В.А. Методы геологопромыслового контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.:Недра, 1992.

.        Шахов Л.И. (сост.) Общая нефтяная и нефтепромысловая геология. Методическое пособие. - Бузулук: Бузулукский колледж промышленности и транспорта, 2009.

.        Шугрин В.П. Нефтегазопромысловая гидрогеология. Москва: «Недра», 1973, 168 с.