Примечание: в числителе указан размах значений, в знаменателе – среднее, в скобках – количество операций.

Характеристика зон поглощения промывочной жидкости

Таблица 3.4.3.

№ п/п	№ скв.	Интервал (относительный)	Интервал (абсолютный)	Геологический возраст	Интенсивность поглощения, м3/час
1	2	3	4	5	6
1	808	560	-398,86	пермский	20
2	807	753	-560	московский	-
3	907	920	-735	московский	-
4	2217	921	-651	московский	-
5	808	1080	-811,24	верейский	6
6	725	988-1100; 1111	-718,87-830,27; -841	башкирско-верейский	6; 12
7	746	1120	-830,76	башкирский	6
8	754	1040	-870,83	башкирский	частичное
9	831	1147	-908	башкирский	-
10	1021	1110	-832	башкирский	-
11	1045	1122	-904	башкирский	-
12	1705	1183	-848	башкирский	частичное
13	1734	1192,45	-840	башкирский	-
14	858	1150-1250	-875,86-974,13	окско-серп.-башкир.	-
15	804	1210-1215	-1002,77-10007,77	серпуховский	15-20
16	812	1100	-890,58	серпуховский	6
17	823	1100	-863,78	серпуховский	4
18	835	1150	-896,61	серпуховский	4
19	836	1100	-872,59	серпуховский	10
20	805	1137	-960,7	окско-серпуховский	6
21	806	1140; 1210	-901; -971	окско-серпуховский	4; 8
22	882	1270	-947,18	окско-серпуховский	24
23	228	1170-1213	959,13-1002,139	окско-серпуховский	сильное
24	720	1180-1190	-954,87-964,73	окский	30
25	809	1180	-947,77	окский	15
26	812	1390-1410; 1424-1429	-1178-1198,9 -1212,8-1217,8	яснополянский	40
27	831	14447	-1201,4	бобриковский	8
28	891	1461	-1204	бобриковский	полное
29	871	1600-1620	-1349,5-1369,4	фаменский	-
30	903	1596,7	-1259,6	турнейский	частичное
31	1030	1491	-1244,0	турнейский	частичное

На Павловском месторождении филипповские и артинские отложения опробовались, в основном, при самоизливах подземных вод через открытый ствол скважины, где неизбежно происходит смешивание подземных вод глубоких горизонтов с верхними. Поэтому анализы проб воды не отражают истинного химического состава подземных вод нижнепермских отложений и в настоящей работе не приводятся. По региональным закономерностям, нижнепермские отложения насыщены водами сульфатно-кальциевого и хлоридно-сульфатнонатриевого состава с минерализацией от 3 до 10 г/л. Содержание сероводорода в них достигает 285 мг/л. В небольших количествах присутствуют микрокомпоненты, в мг/л: бром 30, йод 1,5, бор 22, аммоний 16.

Московский водоносный комплекс терригенно-карбонатных пород включает в себя мячковские, подольские, каширские и верейские отложения. Покрышкой комплекса служат нижнемячковские микрозернистые и верхнеподольские плотные известняки и доломиты.

Водосодержащие проницаемые пласты выделяются, в основном, в каширском и верейском горизонтах. Они составляют 57% от общего количества объектов гидродинамических исследований отложений горизонтов. Водоносные породы верейских отложений (пласт В₃В₄) залегают ниже абсолютной отметки -798 м. Коллекторские и фильтрационные свойства пород весьма неоднородны. Здесь распространены поровый и трещинно-поровый типы коллекторов. К зонам развития палеокарста в карбонатных породах приурочены поглощения бурового раствора.

Водообильность пород комплекса небольшая. Характерны коэффициенты продуктивности скважин от 1 до 10 м³/(сут∙МПа). Повышенные (30-32 м³/(сут∙МПа)) коэффициенты продуктивности скважин 245 и 288 зафиксированы в каширских отложениях.

Статические уровни подземных вод отложений московского водоносного комплекса установлены графо-аналитическим способом на абсолютных отметках от минус 4 до плюс 41,5 м. Начальное пластовое давление оказалось на 1,2-1,4 МПа меньше нормального значения, рассчитанного по зависимостям. Приведенный напор подземных вод уменьшается в северном направлении от 240-218 м на Южно-Павловском поднятии до 203 м на Березовском.

Подземные воды представлены рассолами хлоркальциевого типа. Коэффициент метаморфизации (отношение гМа/гС1) вод изменяется от 0.63 до 0.78, коэффициент сульфатности - от 0.10 до 82. Воды, в основном, полностью насыщены сульфатами кальция.

По концентрации микрокомпонентов воды относятся к категории промышленных бромных и йодно-бромных. Сероводород обнаружен в подземных водах верейских и мячковских отложений в количестве от 15-378 до 1177 мг/л в скважине 274.

Окско-серпуховско-башкирский водоносный комплекс карбонатных пород перекрыт нижневерейскими неравномерно известковистыми алевритистыми аргиллитами и верхнебашкирскими неяснослоистыми глинистыми известняками. Толщина покрышки изменяется от 5 до 15 м.

Комплекс представлен гранулярно-обломочными, палеокарстовыми и субэндогенными подтипами геофильтрационных сред карстового типа. Эффективная часть разреза башкирских отложений, в основном, представлена пористой средой фильтрации, окско-серпуховских – трещинно-каверновой.

Водонасыщенные породы башкирских отложений залегают ниже абсолютных отметок минус 821-825 м. Их пористость и проницаемость, определенные по анализу керна и по геофизическим данным, отличаются большой изменчивостью.

Породы комплекса характеризуются весьма неравномерной водообильностью, наряду с высоководообильными участками встречаются практически безводные. Так, приемистость скважин 228 и 214, вскрывших окско-серпуховские отложения, достигает 241- 464 м³/сут, в то же время доля "сухих" объектов в общем объеме гидродинамических испытаний скважин составляет 33%.

Статические уровни пластовых вод окско-серпуховских и башкирских отложений установлены на абсолютных отметках плюс 85 и плюс 33-110 м. Фактическое пластовое давление в водоносной и нефтеносной частях комплекса меньше. Поэтому в нефтяных скважинах приведенные напоры подземных вод, рассчитанные по давлению на ВНК, оказались на 42 -79 м меньше по сравнению с водяными скважинами. Башкирская нефтяная залежь лежит, в основном, в зоне пониженных (менее 250 м) напоров подземных вод. В районах скважин 211 и 250 залежи расположены в зонах средних высот приведенных напоров.

Высокоемкие палеокарстовые и гранулярно-обломочные гео-фильтрационные среды в разрезе комплекса хорошо фиксируются поглощениями бурового раствора при проходке скважин. Большая интенсивность поглощений наблюдается в окско-серпуховских отложениях.

Подземные воды окско-серпуховско-башкирского водоносного комплекса – опресненные рассолы хлоркальциевого типа с минерализацией от 1 до 160 мг/л. По сравнению со смежными комплексами они характеризуются меньшим коэффициентом метаморфизации (0.86-0.87) и большим коэффициентом сульфатности (больше 1). Воды полностью насыщены сульфатами. В них присутствует сероводород в количестве от 66 до 104 мг/л. Содержание микрокомпонентов понижено.

Нижненсредневизейский водоносный комплекс представлен преимущественно терригенными породами кожимского надгоризонта и нижней части тульского горизонта визейского яруса. Региональным флюидоупором комплекса являются глинистые известняки верхней части тульского горизонта. Толщина флюидоупора на большей части месторождения не превышает 5 м.

Для комплекса характерна ритмичность осадконакопления, проявляющаяся в закономерной смене песчаных пластов алевролитовыми и аргиллитовыми. Его эффективная часть представлена седиментационно-гранулярным и седиментационно-трещинным типами геофильтрационных сред. В основном здесь распространены поровые коллектора.

Водовмещающие породы тульских отложений залегают ниже абсолютных отметок минус 1189-1215, бобриковских – 1180-1227, радаевских и косьвинских – 1203-1227м. От пород смежных комплексов они отличаются повышенными средними значениями пористости и проницаемости. Скважины 272, 279 и 229, вскрывшие тульские отложения, обладают наибольшей продуктивностью: 38-69 м³/(сут∙МПа).

Статические уровни подземных вод тульских отложений изменяются от минус 85 до плюс 68 м, бобриковских – плюс 10-12 м, малиновских – от минус 25 до плюс 13 м. В водоносной части комплекса начальное пластовое давление либо соответствует нормальному значению либо меньше его на 0,38-1,0 МПа. В нефтеносной части оно, как правило, больше расчетного на 0,15-0.54 МПа. Нефтяные залежи приурочены к зонам нормальных высот приведенных напоров подземных вод, которые, однако, несколько больше по сравнению со значениями в законтурных скважинах.

Подземные воды комплекса – высокометаморфизованные (гNа/гС1 = 69 - 0.73) рассолы хлоркальциевого типа. Им свойственна низкая сульфатность, коэффициент сульфатности вод изменяет в диапазоне от 0,004 до 0,12. Дефицит сульфатного насыщения достигает 96%.

Воды являются промышленными йодно-бромными. Присутствие сероводорода не характерно. В небольших количествах он обнаружен в водах тульских отложений.

Верхнедевонско-турнейский водоносный комплекс охватывает карбонатную часть разреза, включая саргаевские отложения. Перекрывающий флюидоупор представлен плотными неяснослоистыми, часто глинистыми турнейскими известняками и аргиллитами кожимского надгоризонта. Его толщина изменяется от 4 до 15 м.

Комплекс отличается большой литофациальной неоднородностью. В его разрезе развит карстовый тип геофильтрационнной среды. Эффективная часть комплекса представлена палеокарстовым и гранулярно-обломочным подтипами, неэффективная - субэндогенным.

В гидрогеологическом отношении комплекс изучен недостаточно. В очень ограниченном объеме исследовались турнейские отложения. Водоносные породы этих отложений залегают ниже абсолютных отметок минус 1248-1281 м. Здесь развиты поровые и трещинно-поровые коллекторы. По сравнению с вышезалегающим комплексом коллекторские свойства пород ухудшаются, продуктивность скважин небольшая. В некоторых скважинах наблюдается частичное поглощение промывочной жидкости.

Статический уровень подземных вод турнейских отложений определен в скважине 16 на абсолютной глубине плюс 27,5 м. Начальное пластовое давление здесь соответствует значению, рассчитанному по уравнению. В скважине № 68, исследованной пластоиспытателем, фактическое пластовое давление также соответствует нормальному значению. Высота приведенного напора подземных вод в северо-западной части Павловского поднятия составила 279-306 м.

Химический состав подземных вод аналогичен водам нижнесредневизейского водоносного комплекса, отличаясь от них содержанием сульфатов. Коэффициент сульфатности вод турнейских отложений составляет 0,22-0,27, для них характерно полное насыщение сульфатными ионами. В скважине № 73 обнаружен сероводород в количестве 460 мг/л.

Средне-верхнедевонский водоносный комплекс состоит из преимущественно терригенных отложений тиманского и пашийского горизонтов нижнефранского подъяруса и живетского и эйфельского ярусов.

Терригенная часть тиманского горизонта рассматривается как региональный перекрывающий флюидоупор комплекса. Он представлен существенно глинистыми породами, среди которых локально встречаются пласты песчаников (пласт Д₀) и прослои нижне- и среднекыновских известняков и алевролитов. На исследуемой площади толщина покрышки изменяется от 7 до 17 м.

В районе месторождения подземные воды комплекса не опробовались. Прогнозное пластовое давление вблизи кровли комплекса составляет 20,69-21,17 МПа.

В заключение необходимо отметить следующие характерные особенности Павловского месторождения:

1. Район месторождения характеризуется нормальным типом гидрогеохимического профиля. С глубиной наблюдается закономерное увеличение минерализации и смена гидрохимических фаций подземных вод. Применение методов интенсификации добычи нефти, в частности, закачки вод для поддержания пластового давления в залежах, привело к активизации восходящих перетоков подземных вод из глубоких горизонтов в верхние, повышению уровня грунтовых вод и самоизливам их на поверхность с образованием грифонов.

2. На стадии разведки начальные пластовые давления в водоносных комплексах имели тесную связь с глубиной их залегания. Анализ определения высот приведенных напоров показал наличие локально расположенных положительных и отрицательных пъезоаномалий, что объясняется фильтрационной неоднородностью пород и повышенной тектонической активностью района. Нефтяные залежи окско-серпуховско-башкирского и нижне-средневизейского водоносных комплексов приурочены соответственно к зонам пониженных и нормальных высот приведенных напоров подземных вод.

3. В виду отсутствия гидродинамических исследований верхне-франских отложений судить о их поглощающих свойствах не предоставляется возможным. В целях оценки перспективности использования палеокарстовых геофильтрационных сред верхнедевонско-турнейского водоносного комплекса для подземного захоронения токсичных промышленных стоков необходимо произвести дополнительные исследования.

4. Источником хозяйственно-питьевого водоснабжения нефтепромысловых объектов являются подземные воды четвертичных, шешминских и соликамских отложений.