Определение генезиса вод газовых месторождений (на примере месторождения Медвежье)

На всех этапах разработки газовых месторождений весьма важно проведение гидрохимического мониторинга. Результаты анализов проб воды, отобранных до начала и в процессе разработки залежи, позволяют прогнозировать, а во многих случаях предотвращать различные неблагоприятные процессы, происходящие в пласте. Одной из основных задач гидрохими- ческого мониторинга является контроль обводнения эксплуатационных скважин, также важна возможность оценки качества геолого-технологических мероприятий (ГТМ).

Установление химического состава пластовых вод на допромысловом этапе необходимо в качестве основы для сравнения с последующими гидрохимическими трансформациями техногенного характера. Повышение достоверности промыслового гидрохимического мониторинга напрямую зависит от полноты и качества гидрогеологического опробования скважин, проведения отбора проб пластовой воды, выполнения анализов макро- и микроэлементного состава подземных вод на поисково-разведочном этапе, а также в процессе эксплуатации месторождения.

К сожалению, на большинстве месторождений России допромысловые гидрохимические исследования проводились в ограниченном объеме. Это характерно не только для небольших по размерам месторождений, но и для таких гигантов, как Уренгойское и Медвежье.

Как известно, Медвежье – гигантское месторождение на севере Западной Сибири, с многолетней историей разработки. На сегодняшний день основная сеноманская газовая залежь выработана более, чем на 80%. Особенностями месторождения являются мощный продуктивный комплекс, слоистый терригенный разрез, литологическая неоднородность как по разрезу, так и по площади (крыльевые зоны залежи заглинизи-рованы, центральная часть – опесчанена), метановый состав газа (содержание метана 97.37-99.68 %) [1, 2].

Анализ ограниченной по объему гидрохимической информации, полученной на допромысловом этапе, позволил сделать вывод о том, что геохимический облик пластовых вод месторождения обусловлен присутствием в разрезе и взаимодействием между собой различных типов вод: пластовых (седиментогенных), конденсационных (в том числе древних конденсационных) и поровых вод глинистых отложений.

Пластовые воды, распространенные на большей части месторождения, имеют хлоридно-кальциевый состав с минерализацией 19-23 г/дм3 [3, 4 и др.]. В целом основная закономерность изменения минерализации пластовых вод более всего согласуется с литофациальной обстановкой залежи: заглинизированным участкам месторождения в гидрохимическом отношении соответствуют зоны слабого распреснения вод. Древние конденсационные воды, частично утратившие в результате смешения с седиментогенными водами свой первоначальный геохимический облик, сохранились лишь в южной части месторождения. Воды имеют явный гидрокарбонатно-натриевый тип (по В.А. Сулину), минерализацию менее 1 г/дм3, низкое содержание микроэлементов, в том числе йода и брома, повышенные значения натрий-хлорного коэффициента.

Пластовые воды близки к геохимическому равновесию с вмещающими породами. Но при смешении этих вод с водами другой генетической природы (например, конденсационными) равновесие смещается, и воды становятся агрессивны по отношению к породообразующим минералам. Этот процесс приводит к разрушению карбонатов, присутствующих в виде про- слоев или незначительной части карбонатного цемента, как следствие, способствует снижению прочности пород коллектора, пескованию эксплуатационных скважин.

В процессе разработки месторождений при внедрении техногенных жидкостей, изменении термобарических условий происходит смешение вод разных типов (пластовых с конденсационными и (или) техническими), поэтому на более поздних этапах эксплуатации очень сложно разделить воды различных типов. К настоящему времени разработана методика определения генетического типа вод, добываемых на эксплуатационных скважинах, применительно к прогнозу направлений продвижения приконтурных и подошвенных вод за контур залежи, оценки качества геологотехнических мероприятий. Методика позволяет диагностировать различные смеси пластовых, конденсационных и технических вод и определять их количество в процентном соотношении, реализована в виде программного приложения к стандартным электронным таблицам в формате Exсel.