Экология СПРАВОЧНИК

Изменения гидрогеодинамического и гидрогеохимического режимов нижнего этажа произошли в связи с бурением скважин различного назначения (источники воздействия на подземную гидросферу подтипа 1УА): структурного, разведочного, эксплуатационного, нагнетательного, пьезометрического и пр. (в Башкортостане на 156 месторождениях с общей площадью 70 тыс. км2 пробурено 37,1 тыс. скважин). В дальнейшем эти изменения резко усугубились в связи с эксплуатацией месторождений путем поддержания пластового давления и применением различных методов для увеличения отдачи нефти (закачка ПАВ, кислотное, тепловое и прочие воздействия на пласты).[ ...]

Нагнетание больших количеств пресных и нефтепромысловых вод, а на отдельных месторождениях (Шкаповском, Сатаевском и др.) — и жидких промышленных стоков объединения «Сода» явилось причиной восстановления в продуктивных пластах первоначальных пластовых давлений, а затем формирования избыточных давлений, превышающих нормальные на 1,0—4,0 МПа и более, и их дифференциации в пределах нефтегазоносных площадей. В литологически выдержанных и проницаемых пластах гидрогеодинамическое влияние на разрабатываемых залежах распространилось на расстояние до 10—20 км. Так, на Туйма-зинском нефтяном месторождении наблюдаются сложные конфигурации современных пьезометрических поверхностей вод палеозоя. Наиболее высокое положение их (абс. отм. до 520—620 м) свойственно пластам Д2 и С, (рис. 47). По пласту Д, они не превышают 270 м, что, тем не менее, на отдельных участках площади месторождения выше абсолютных отметок рельефа. При этом на участках пьезоминимумов абсолютные отметки уровней уменьшаются до минус 100—400 м (по пласту Д,) и плюс 50 м — минус 200 м (по пластам Д2 и С,), что на 100—350 м ниже начальных. Совершенно очевидно, что величины пластовых давлений в отдельных продуктивных горизонтах, соотношения между ними, атакже начальными пластовыми давлениями и земной поверхностью не постоянны [Абдрахманов, 1993]. Они зависят в первую очередь от режима эксплуатации скважин на том или ином участке (как добывающих, так и нагнетательных). При этом наблюдается рост как горизонтальных, так и вертикальных градиентов напора, вызывающих миграцию флюидов между водонефтеносными комплексами осадочного чехла через гидрогеологические «окна» литолого-фациального, тектонического и техногенного происхождения, а также непосредственно через разделяющие глинистые слои. На Туймазинском месторождении расход восходящих перетоков из одного пласта терригенного девона в другой через толщу аргиллитов и алевролитов мощностью 10—15 м, как показали результаты электромоделирования и промысловые данные, достигает 130 л/с [Максимов, 1959].[ ...]

На Арланском нефтяном месторождении исследовались процессы фильтрации в терригенных нижнекаменноугольных отложениях с пористостью 22% и проницаемостью 0,83 мкм2. Характеристика пласта и скорости движения жидкости в нем приведены в табл. 23.[ ...]

Важно подчеркнуть, что в условиях фильтрационной анизотропности пород определенные с помощью индикаторов различного типа гидродинамические параметры характеризуют в основном высокопроницаемые прослои пластов, по которым осуществляется наиболее интенсивная миграция закачиваемой жидкости. Надо полагать, что в результате прорыва меченой воды она значительно опережает основной фронт закачиваемой жидкости.[ ...]

В зонах нагнетания пресных вод для поддержания пластового давления наблюдаются существенное снижение минерализации пластовых седиментогенных (инфильтрогенно-седиментогенных) рассолов до полного опреснения их вблизи нагнетательных скважин, активизация биохимических процессов, ведущих к генерации сероводорода в азотнометановых газах, а в ряде случаев — выпадение гипса в призабойных зонах и стволах скважин.[ ...]

Особенности изменения состава пластовых рассолов одного из месторождений моноклинального склона платформы (Сергеевская площадь — скв. 742, интервал перфорации 2000,6, пласт Д,+Д2) в результате закачки пресных вод приведены в табл. 25.[ ...]

Концентрации брома и иода определены соответственно в 589 и 11,8 мг/л. Рассол относится к Ишимбайскому типу.[ ...]

Рисунки к данной главе:

Изменение пластовых давлений в результате разработки Туймазинского нефтяного месторождения [Абдрахманов, 1993] (гидрологический разрез по линии 1—1, см. рис. 50)

Характер разрушения цементного камня в затрубном пространстве скважин