Гидрогеохимические методы при анализе разработки нефтяных месторождений активно применялись в советский период развития нефтяной промышленности нашей страны. Существовал целый ряд ученых, развивавших методологическую основу гидрогеохимического подхода. Кроме того, существованию и развитию метода способствовало обширное количество анализов химических и физических свойств воды как закачанной в систему поддержания пластового давления и пластовой воды, так и попутно добываемой. В дальнейшем, с целью уменьшения себестоимости добычи тонны нефти, количество анализов воды значительно уменьшилось и, соответственно, стал уменьшаться интерес к методу. Даже в методических рекомендациях, связанных с анализом разработки нефтяных месторождений, гидрогеохимическому методу уделяется очень мало внимания [1, 2]. В настоящее время используется в основном только плотность попутно добываемой воды для определения объемного процентного содержания закачанной в систему поддержания пластового давления воды в скважине и ее продвижения по нефтеносному пласту. Методы, связанные с анализом химического состава воды, в настоящее время во многом забыты, хотя при анализе гидрогеохимических данных можно получить дополнительную информацию для анализа разработки нефтяного месторождения. Развитие и применение в последнее время дорогостоящих методов исследований с целью анализа разработки нефтяных месторождений и возникновение нового вызова относительно себестоимости добычи тонны нефти заставляют обратить внимание на менее затратные методы, применявшиеся ранее. Таковым является гидрогеохимический метод. Следуя тенденциям и вызовам, авторы статьи предлагают вниманию читателей подход, использующий анализ физических свойств и химического состава попутно добываемых вод для обнаружения «проблемных» скважин.

Суть предлагаемого метода заключается в следующем:
• рассчитывается объемное процентное содержание воды, закачанной в систему поддержания пластового давления и извлеченной в составе попутно добываемой воды из скважин, на основе физических свойств и химического состава последней;
• расчет производится на основе каждого физического свойства и химического элемента в составе, назовем их компонентами;
• для определения объемного процентного содержания в скважине воды, закачанной с целью поддержания пластового давления и извлеченной в составе попутно добываемой воды, авторами предлагается формула:

где Θ — объемное процентное содержание воды, закачанной с целью поддержания пластового давления и извлеченной в составе попутно-добываемой воды; К_Д — содержание компонента в попутно добываемой воде; К_З — содержание компонента в воде, закачанной с целью поддержания пластового давления; К_ПЛ – содержание компонента в пластовой воде.
Исходя из представленной формулы, рассчитанное по различным компонентам объемное процентное содержание воды, закачанной с целью поддержания пластового давления и извлеченной в составе попутно добываемой воды, должно быть одинаковым с учетом незначительных колебаний, которые всегда присутствуют в природных средах.
Значительные отклонения от нормы могут говорить о протекании каких-либо процессов в скважине или ее окружении, а также о наличии проблем.
Рассмотрим на конкретном примере, как работает предлагаемый нами метод.
На нефтяном месторождении для поддержания пластового давления закачивается пресная вода с физическими свойствами и химическим составом, приведенными в таблице 1.

Пластовая вода нефтеносного пласта представлена рассолом с физическими свойствами и химическим составом, приведенными в таблице 2.

Как отмечалось ранее одним из авторов, при контроле заводнения критерием применимости гидрогеологических (в том числе гидрогеохимических) методов является существенная разница в химическом составе и физических свойствах закачанной в систему поддержания пластового давления воды и воды нефтеносного пласта [3]. Приводимый пример полностью соответствует данному критерию.
Попутно добываемая вода в рассматриваемом примере представлена рассолом с физическими свойствами и химическим составом, приведенными в таблице 3.

Пробы на месторождении отобраны по блоку из 8 скважин в январе—феврале 2023 г. (рис. 3).

Используя формулу (1) и данные из таблиц 1, 2 и 3, рассчитаем объемное процентное содержание пресной воды, закачанной в систему поддержания пластового давления, в каждой скважине блока по каждому компоненту (табл. 4).

Как было указано выше, рассчитанное по различным компонентам объемное процентное содержание воды, закачанной с целью поддержания пластового давления и извлеченной в составе попутно добываемой воды, должно быть одинаковым с учетом незначительных колебаний, которые всегда присутствуют в природных средах. Исходя их этого принципа при анализе результатов расчета выявлены отклонения от «нормы» двух типов:
• отрицательные значения процентов (выделено красным шрифтом в табл. 4);
• значительные отклонения от нормы по компонентам от рассчитанного объемного процентного содержания закачанной воды (выделено синим шрифтом в табл. 4).
Отрицательные значения процентов возникают, если в попутно добываемой воде содержание компонента ниже или выше, чем в смешиваемых водах.
При определении значительного отклонения от нормы необходимо сначала определиться с тем, что считать нормой. Авторами предлагается за норму брать объемное процентное содержание воды, закачанной и извлеченной в составе попутно добываемой воды из скважин, рассчитанное на основе плотности. Из всех анализируемых компонентов плотность наименее подвержена различным воздействиям геохимического характера, поэтому данный компонент можно считать самым стабильным и все остальные можно нормировать по нему.
Классифицируем выявленные отклонения для последующего анализа причин (рис. 1).

Разберем причины возможных отклонений. Одна из отмеченных причин — содержание компонента выше верхнего значения смешиваемых вод, которая идентифицирует появление в системе дополнительного его количества. В нашем случае это наблюдается в отношении Mg в четырех скважинах из восьми. Дополнительным источником Mg может служить доломит (CaMg(CO₃)₂). Содержание компонента ниже нижнего значения смешиваемых вод говорит о выводе его из системы. В нашем случае это наблюдается в отношении НСО₃ в семи скважинах из восьми. Причем это наблюдается по четырем скважинам, описанным в предыдущем абзаце, относительно повышенного содержания Mg. Еще по двум скважинам из этого списка наблюдается отклонение от нормы в сторону повышенного содержания воды, закачанной и извлеченной в составе попутно добываемой воды из скважин. Из сказанного можно сделать вывод, что аномальное повышение содержания в скважинах Mg и одновременное аномальное уменьшение содержания НСО₃ связаны с одним и тем же геохимическим процессом, где очевидно задействованы доломиты.
Теперь рассмотрим прочие отклонения от нормы, рассчитанной по плотности. Превышение нормы по компонентам от рассчитанного объемного процентного содержания закачанной воды говорит о том, что данного компонента после смешения закачанной и пластовой воды стало не хватать. И наоборот, понижение от нормы по компонентам от рассчитанного объемного процентного содержания закачанной воды говорит о том, что появился излишек количества данного компонента после смешения закачанной и пластовой воды.
Возможные причины нелинейного изменения значений компонентов после смешения вод:
• химическое взаимодействие вод с выпадением осадков и выведением элементов из системы;
• химическое взаимодействие закачиваемых вод с породой-коллектором, которое может привести как к обогащению воды элементами породы, так и к обеднению ее элементами при выпадении осадков;
• смешение попутно добываемых вод с водами ниже или выше лежащих горизонтов, которое может происходить как с химическими реакциями, так и без них; при этом вода может поступать как по естественным каналам (трещинам, разломам, литологическим перешейкам), так и вдоль скважин: «заколонными перетоками» (рис. 2);
• некорректный анализ попутно добываемой воды.

Исходя из приведенных возможных причин отклонений в содержании компонентов в попутно добываемой воде, проанализируем полученные нами результаты в примере. По скважинам 1 и 4 наблюдается пониженное от нормы объемное процентное содержание воды, закачанной в систему поддержания пластового давления и извлеченной в составе попутно добываемой воды, рассчитанное по таким компонентам, как Cl и жесткость. Как мы указали выше, это результат повышенного их содержания в итоговой смеси. Очевидно, здесь жесткость обусловлена в большей части Cl. Причиной повышенного содержания Cl и, как следствие, жесткости может быть наличие в породе-коллекторе галита (NaCl), при растворении которого в раствор поступает Cl, или наличие перетоков от выше или ниже залегающих водоносных горизонтов. Данные перетоки могут быть заколонными, поэтому к данным скважинам необходимо внимание, возможно, потребуется проведение ремонтно-изоляционных работ (рис. 3).

Проведенный анализ выявленных с помощью предлагаемого нами метода отклонений от объемного процентного содержания воды, закачанной в систему поддержания пластового давления и извлеченной в составе попутно добываемой воды из скважин, не вскрывает всех возможных причин. Для понимания процесса заводнения и поиска возможных проблем данный анализ необходимо продолжать и углублять.