Физические свойства пластовых вод. Минерализованность, классификация пластовых вод

Физические свойства пластовых вод. Минерализованность, классификация пластовых вод

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

Курсовая работа

По дисциплине: Физика пласта

по теме: Физические свойства пластовых вод. Минерализованность, классификация пластовых вод

Выполнил:

Гущанская В.А.

Содержание

Введение3

.Физические свойства пластовых вод

. Минерализованность

. Классификация пластовых вод

Заключение

Список литературы

Введение

Основными веществами, находящимися в земной коре в жидком и газообразном состояниях, являются вода и углеводороды. В этих веществах могут содержаться в виде примесей многие элементы и химические соединения [4].

В большинстве месторождений вместе с нефтью и газом в пласте залегает вода. Она обычно занимает пониженные зоны нефтяных и газовых пластов, а иногда в разрезе продуктивной пачки выделяются самостоятельные водоносные горизонты [1].

Пластовая вода влияет на фильтрационные свойства пластовой системы и извлекается вместе с углеводородами на поверхность [2].

Подошвенными или краевыми принято называть воды, заполняющие породы коллектора под залежью и вокруг нее. Иногда краевые воды находятся и в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов. Промежуточными называются воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, залегающим выше и ниже нефтяного пласта.

В продуктивных пластах нефтяной и газовой частей залежи также содержится вода. Эту воду, оставшуюся со времени образования залежи, называют остаточной.

Связанные водоносные и продуктивные части пластов представляют единую гидродинамическую систему и различные изменения пластового давления и свойств пластовых жидкостей при эксплуатации месторождения происходят не без влияния водоносной части резервуара, окружающей залежь. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефти из пласта. Ее свойства, следовательно, будут влиять на количество вытесняемой из пласта нефти, так как некоторые воды лучше отмывают нефть, другие хуже. Поэтому свойства пластовых вод имеют большое значение в промысловой практике [1].

1. Физические свойства пластовых вод

Как известно, твердые тела имеют определенную внутреннюю структуру, соответствующую упорядоченному расположению атомов в кристаллической решетке. Причем на любом расстоянии от выбранного центра это расположение сохраняется. Говорят, что в твердых телах сохраняется ближний и дальний порядок. Это означает, что на определенных расстояниях от выбранного атома имеется определенное число атомов.

В жидкостях картина иная, здесь выполняется только ближний порядок. По мере удаления от центральной (выбранной) молекулы беспорядочное расположение выступает все более явственно. Особенность структуры жидкости состоит в том, что ближний порядок одинаков для любой молекулы.

Эти особенности структуры жидкости связаны с том, что в отличие от кристаллов, где колебания молекул происходит около четко определенных узлов кристаллической решетки, молекулы жидкости совершают колебания около центов, которые не строго фиксированы по отношению друг к другу. Во время таких колебаний молекула остается в окружении тех же молекул-соседей. Через какое-то число колебаний одна из ближайших молекул случайно перестает быть соседом и, таким образом, медленно изменяется окружение наблюдаемой молекулы.

Эта сменяемость соседей-молекул связана с вязкостью жидкости- чем легче происходит изменение в окружении молекул, тем меньше вязкость. Поэтому возрастание температуры, вызывающее увеличение амплитуды колебаний молекул, приводит к уменьшению вязкости. По этой же причине при одинаковой температуре у жидкости с молекулами более сложной, запутанной формы вязкость будет выше. Это объясняет тот факт, что многие жидкости, такие как клей, масла, жидкие смолы, имеющие сложную форму молекул, обладают и большей вязкостью [2].

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и температуры. В области низких температур (5-10) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. При одних и тех же условиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,5-2 раза.

Так как в воде газы растворяются в небольшом количестве, вязкость ее незначительно уменьшается при насыщении газом. Поэтому вязкость воды в пластовых условиях можно определить (при практических расчетах) обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой температуре и атмосферном давлении [1].

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей, и в связи с широким изменением минерализации плотность вод может быть различной. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1450 кг/м³ при концентрации солей 642,8 кг/м³. Приблизительная зависимость плотности воды от содержания минерального вещества приведена в таблице 1.1 [1].

Таблица 1.1. Плотность вод нефтяных месторождений

Тепловые свойства воды объясняют работу гейзеров. Перегретая вода от горячих пород просачивается в ствол гейзера. Здесь в ней образуются пузырьки пара, которые поднимаются вверх, увеличиваясь в размерах. Приходя через вышележащие слои воды пузырьки газа нагреваются. Вода вскипает, и часть ее под давлением паров образующегося газа выбрасывается вверх. Затем весь процесс повторяется, причем это повторение может иметь периодический характер [4].

Сжимаемость пластовой воды. Нефть и вода обладают свойством уменьшать свой объем под действием возрастающего давления. Упругие свойства жидкостей характеризуются величиной коэффициента сжимаемости. Коэффициент сжимаемости воды  характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу.

В формуле, определяющей данный коэффициент, - изменение объема воды при изменении давления на , а - объем воды при условиях опыта.

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0,99-1,06). Правый предел относится к высокой температуре (121) и низкому давлению, левый - к низкой температуре (38) и высокому давлению (32 МПа) [1].

Растворимость природного газа в воде невелика и слабо зависит от температуры. На рисунке 1.1 приведена зависимость растворимости природного газа в воде от давления, пригодная для расчетов с точностью 10-15% [4].

С увеличением минерализации воды растворимость природного газа несколько снижается.

Рисунок 1.1. Зависимость растворимости природного газа в воде от давления

Поверхностное натяжение воды, то есть свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменит ее форму, в значительно степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено Имеет очень важное значение с точки зрения ее вымывающей способности. Чем меньше поверхностное натяжение воды, тем лучше она вытесняет нефть из пласта. Наименьшее поверхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества (ПАВ) - органические кислоты и основания [2].

Исследования последних лет, ведущиеся в нашей стране, показали, что на фильтрацию жидкостей в пористой среде значительное влияние может оказывать обработка магнитным полем движущейся жидкости. Это влияние можно связать с изменением как свойств самой жидкости, так и характера взаимодействия жидкости с пористой средой.

Иллюстрацией действия магнитного поля на жидкость является следующий опыт. Всем известен плотницкий пузырьковый уровнемер. Если к нему поднести магнит, то пузырек приблизится к магниту. Это происходит потому, что диамагнитной жидкости при помещении ее в магнитное поле индуцируется противоположно направленное магнитное поле, и она восстанавливается из внешнего поля, заставляя пузырек двигаться в обратную сторону.

В настоящее время основным способом интенсификации добычи нефти служит закачка воды в пласт для поддержания пластового давления. Закачиваемая в пласт вода распределяется по толщине неравномерно. В глинистые и глинизированные пропластки вода проникает очень слабо или вообще не поступает. Это связано с тем, что при контакте с водой глинистые частички разбухают, поэтому проницаемость этих пропластков резко снижается. Если воду предварительно обработать в постоянном магнитном поле, то при контакте с ней глина не набухает. Более того, если вначале глину ввести в соприкосновение с обычной водой и вызвать ее набухание, то при последующем взаимодействии с водой, прошедшей магнитную обработку, набухание снимается, и фильтрационные характеристики глины возвращаются к исходным значениям.

Магнитную обработку воды осуществляют пропусканием ее через магнитные силовые линии постоянного поля. Обычно для этой цели используют специально магнитное устройство, устанавливаемое на устье нагнетательных скважин или на приеме нагнетательного насоса кустовой станции.

Рассмотрим результаты характерного эксперимента на пористой среде, представленной семью кварцевого песка (90%) и глины монтмориллонитовой группы (10%). Отвакуумированная модель пласта насыщалась обычной вода, затем проводилась фильтрация при постоянном перепаде давления. Контроль за набуханием глины проводили исходя из следующий соображений. По мере фильтрации воды с течением времени степень набухания глины увеличивается, а проницаемость и пъезопроводность пласта снижаются. Это приводит к увеличению времени переходного процесса в модели пласта, которые можно оценить по времени восстановления давления в модели после прекращения фильтрации (рис. 1.2).

Рисунок 1.2. Зависимость времени восстановления давления в модели пласта от продолжительности эксперимента t

Поэтому для контроля за изменением степени набухания глины в пористой среде на модели пласта каждые 24 ч снимались кривые восстановления давления. Участок AB кривой на рис.2 соответствует периоду прокачки через модель пласта обычно воды. Как видно, время восстановления давления выросло по сравнению с начальным значением примерно в 1,5 раза. Изменение времени восстановления к 20 проведения эксперимента практически прекратилось. Это говорит об окончании набухания глины.

По окончании набухания глины после 20 суток фильтрации обыкновенной воды, начали вытеснять ее из модели пласта водой, обработанной постоянным магнитным полем напряженность 10⁴ А/м. При тех же условиях на модели пласта, насыщенной намагниченной вода, снимали кривые восстановлении давления. Изменения времени восстановления давления после магнитной обработки воды представлено на рисунке 1.2 кривой BC. Как видно из рисунка 1.2, после магнитной обработки воды время восстановления резко сократилось и возвратилось к первоначальному значению. Соответственно восстановилась и значение проницаемости пористой среды.

Таким образом, обработанная в магнитном поде вода обладает способность проникать в низкопроницаемые глинистые глинизированные пропластки. Вследствие этого при закачке омагниченной воды увеличивается охват пласта воздействием по его толщине.

В настоящее время строгого объяснения влияния магнитного поля на свойства воды и характер ее физико-химического взаимодействия с пористой средой не существует. Возможное объяснение, по всей видимости, связно с наличием в воде различных примесномолекулярных образований.

Природная вода, питьевая и даже дистиллят содержат твердые взвеси, ионы, газовые и другие включения. Например, частиц размером 10^-6-10^-5 см в 1 см³ питьевой воды содержится в количестве 10⁵-10⁶. В 1 см³ дистиллята число примесей только на порядок меньше. Обратим внимание, что размер молекул воды имеет порядок 10^-8 см. Если приятно, что молекулы воды взаимодействуют только с поверхностью примесей, то в случае монослойного расположения молекул число их составит в агрегате 10⁴-10⁶. Число молекул воды, могущих разместиться в объеме примеси, может быть равно 10⁶-10⁹. Таким образом, примесномолекулярные образования представляют гигантские скопления молекул.

Наличие в природных водах низкомолекулярных ионов приводит к возникновении. Вокруг заряженных микрочастиц, бактерий, газовых пузырьков двойных электрических слоев и макроскопических объемных зарядов. Оценим область «сводной воды» в 1 м³ природной воды, содержащей 10⁶ частиц. Радиус сферической области, в центре которой находится частица или газовый пузырек, где - радиус частица или газового пузырька (мкм);- расстояние, на которое действуют поверхностные электрические силы частиц, несущих обычно электрический заряд (протяженность действия таких сил в воде может достигать 10^-2-10^-3 см); - расстояние, на котором уже не действуют силовые поля частицы, т.е. зона свободной воды.

На 1 частицу приходится объем 10^-6 см³. Так как , то 10^-2 см. Поскольку =10 мкм=10^-3 см, 10^-2 см, то, т.е. область свободной воды практически отсутствует.

Учет многофазной структуры воды позволяет объяснить наблюдаемые макроскопические гидрофизические эффекты при малых энергетических воздействия на водные среды.

В пространстве большие и малые образования расположены хаотично, но в целом жидкость оказывается электронейтральной, несмотря на наличие в ней диполей и зарядов разной природы. Поэтому «воду» в действительности можно рассматривать как слабопроводящую водную систему. Удельная электропроводность чистой, без примесей, воды составляет менее 10^-6 см/м, природной, технической, питьевой- 10^-1-10^-4 см/м, растворов электролитов - свыше 1 см/м.

Рассматриваемые слабопроводящие водные системы представляют собой диамагнитную среду с чрезвычайно малой магнитной восприимчивостью, но с аномально высокой среди жидкостей электрической восприимчивостью. Поэтому при движении в магнитном поле слабопроводящих водных систем в них возникает электрическое поле, которое приводит к активизации жидкости. Иными словами, роль внешнего магнитного поля сводится к неведению в слабопроводящих водных системах электрического поля, которое стремится ориентировать примесномолекулярные дипольные образования и отдельные молекулы воды вдоль поля.

Для образования поля и ориентации примесномолекулярных образований, особенно крупных, требуется некоторое время, называемое временем магнитной обработки воды.

В процессе движения в градиентном гидродинамическом (фильтрационном) поле и ориентации в электрическом поле часть примесномолекулярных образований разрушается и образуются новые.

В образования выстроиться по полю не могут. Этому препятствуют силы кулоновского взаимодействия между диполями, которые приводят к смещению примесномолекулярных образований друг относительно друга. Образуются «рыхлые» структуры, более способные к взаимодействию, то есть водные системы становятся активизированными.

Наличие в слабопроводящих водных системах до и после пребывания в магнитном поле примесномолекулярных образований различных размеров приводит к существованию времени релаксации (памяти). При выходе из поля отдельные диполи воды и мелкие образования быстро теряют свою ориентацию благодаря тепловому движению молекул жидкости. Более крупные образования для дезориентации и разрушения требуют больше времени. Как показывают результаты экспериментов, магнитная «память» жидкости доходит да 10 сут.

Изменение свойств воды после обработки ее магнитным полем приводит к изменению характеристики процесса вытеснения нефти водой в пористой среде. На рисунке 1.3 приведены результаты экспериментов по вытеснению трансформаторного масла (модель нефти) из пористой среды, состоящей из 70% кварцевого песка и 30% глины.

Рисунок 1.3 Зависимость коэффициента вытеснения  трансформаторного масла из модели пласта водой от количества прокачанных поровых объемов воды

Кривая 1 на рисунке 1.3 соответствует вытеснению нефти из пористой среды обычной вода, кривая 2- водой, обработанной в магнитном поле. Стрелками отмечены моменты прорыва воды. Как видно, применение магнитоотработанной воды приводит к увеличению как безводного, так и конечного коэффициента вытеснения.

Влияние электрического полня на поведение воды демонстрирует следующий опыт. При истечении из крана тонкой струйки воды внизу дробится на капли. Рэлей показал, что это связано с тем, что возникающие при истечении возмущения распространяются вдоль струйки и усиливаются до тех пор, пока струйка не разрушается. При этом поверхностное натяжение заставляет жидкость собираться в капли.

Если к струйке поднести заряженный предмет, то она приобретает устойчивость.

Предположим, что струйка распалась на капли. Тогда на первой от предмета капле, на ближайшей ее стороне, индуцируется один заряд, а на удаленной - другой. То же самое происходит и на второй капле, и в силу электростатического притяжения капли сливаются [4].

Растворимость углеводородных газов в воде незначительна. Однако следует учитывать, что площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой может быть большой, а давление в пласте достигает 50-70 МПа. В этих условиях значительные количества газа в воде могут находиться в растворенном состоянии.

Процессы растворения и фазовые переходы углеводородов в водных системах, по- видимому, играли важную роль при миграции углеводородов и формировании газовой залежей. Поэтому вопросы растворимости углеводородов в воде привлекают возрастающее внимание исследователей.

Содержание растворенного газа в воде можно выразить в виде мольных долей

 (1.4)

или же в виде объема газового компонента, растворенного в единице массы, или объема  воды

 (1.5)

где  и - соответственно число молей (грамм-молекул) i-го компонента в водном растворе и числом молей воды;

- объем газового компонента, приведенного к нормальным условиям (0 и 760 мм рт. ст.);

- масса воды в (г), в которой растворен компонент.

Величины  и  связаны соотношением

 (1.6)

Для выражения растворимости газа в воде используется также константа равновесия

 (1.7)

где  и - мольные доли компонента в газовой и жидких фазах.

Законы растворимости газов в оде отличаются некоторыми особенностями.

Растворимость углеводородных (неполярных) газов в воде по сравнению с их растворимостью в органических жидкостях весьма мала (рисунок 1.4). С увеличение температуры растворимость газов вначале уменьшается, а затем возрастает, пройдя через минимум. Причем, температура минимальной растворимости различных газов возрастает с увеличением размера молекулы газа. Температура минимальной растворимости газов зависит от давления (рисунок 1.5).

Рисунок 1.4. Кривые растворимости саратовского газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях (по данным ВНИИ). 1,2-дистилированная вода; 3,4- 2М раствор NaCl

Рисунок 1.5. Изменение температуры минимальной растворимости этана в зависимости от давления

С повышением минерализации ухудшается растворимость газов в воде. По данным ВНИИ растворимость азота в дистиллированной воде, например, при p=150 кгс/см² (14,7 МПа) и t=25 составляет около 1,52 м³/м^3, а в четырехмолярном растворе лишь около 0,48 м³/м^3, то есть более чем в 3 раза меньше.

Константы равновесий компонентов природного газа не зависят от состава и являются функцией только температуры и давления. (В общем случае константы равновесия компонентов и в водных системах также зависят от состава газа. Однако естественный газ состоит в основном из метана и влиянием других составляющих на перераспределение компонентов пренебрегают.)

Влияние содержащихся в пластовой воде солей на растворимость природного газа учитывается уравнением Сеченова

 (1.8)

где - коэффициент Сеченова, характеризующий влияние данной соли на растворимость i-го газового компонента;

- концентрация растворенной в воде соли в г-экв/л;

- мольная доля газовой компоненты в воде, содержащей растворенные соли.

Согласно уравнению Сеченова

. (1.9)

Здесь - константа равновесия в минерализованной воде.

На рисунке 1.6 приведены значения коэффициентов Сеченова для основных составляющих природных газов. Считается, что величина давления на коэффициент Сеченова влияет незначительно и поэтому для расчетов можно использовать коэффициенты Сеченова, определенные для атмосферных условий. Степень минерализации начинает заметно влиять на коэффициент Сеченова при концентрации солее превышающей 0,5 моль/л. Влияние состава солей, давления и других факторов на коэффициент Сеченова изучено недостаточно и обычно поправки на эти факторы не учитываются [1].

Рисунок 1.6 Коэффициент Сеченова для основных составляющих природных газов

. Минерализованность

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов. Обычно она выражается в г/100 г или в г/л раствора.

Подземные воды почти всегда являются минерализованными, то есть содержат в растворенном состоянии соли [4]. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде, до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах [1]. Общее количество солей в подземных водах колеблется от долей процента до 40-50% по весу. Таким образом, подземные воды могут иметь значительно более высокую минерализацию, чем вода океана, которая, например, содержит около 3-4% соли [4]. Благодаря такому широкому диапазону содержания солей в пластовых водах минерализация их служит одним из основных коррелятивных показателей при изучении геологии строения нефтяных залежей.

Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлен солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды, карбониты щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов. Вблизи нефти сульфаты встречаются редко. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода, брома и NH₄. Из газообразных веществ в пластовых водах содержится углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода.

Например, в водах горизонта Б₂ месторождения Зольное содержится до 20 г/м³ сероводорода [1]. Если в них отсутствуют сероводород, СС>2 или кислород, пластовые воды оказывают, как правило, слабое коррозионное воздействие на металлическое оборудование скважин. При наличии сероводорода или попадании в воду кислорода из различных источников их коррозионная активность резко возрастает.

По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы:

- рассолы (Q > 50 г/л);

солёные (10 < Q < 50 г/л);

солоноватые (1< Q < 10 г/л);

пресные (Q <1 г/л).

Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т.д. [1]. Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

Исследования показывают, что состав связанной воды может быть иной, чем пластовой. Так, например, среднее содержание хлора в связанной воде ярегского песчаника (по С.Л. Заксу) оказалось в 2,5 раза выше, чем в воде, добываемой вместе с нефтью. Содержание хлора в связанной воде доломитов Новостепановского месторождения изменяется от 19 до 335 кг/м³ при среднем содержании хлора в водах этого месторождения около 100 кг/м³ [1].

Еще плохо изучены органические вещества пластовых вод. Условлено, что в большинстве из них содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты. Общее содержание органических анионов достигает иногда 5 кг/м³. В жестких водах, содержащих большие количества кальция, нафтенаты выпадают из раствора в виде кальциевых мыл. Предполагается, что часть веществ, относимых в минерализованных водах к нафтеновым кислотам, представляет собой фенолы и их производные (феноляты). Все упомянутые органические составляющие перешли в воду из нефти, и они влияют на нефтевымывающие свойства вод при вытеснении нефти из пласта [1].

В последние годы внимание исследователей к органическому веществу подземных вод как возможному показателю нефтегазоносности заметно усилилось, причем, помимо вторичного рассеяния нефти, т. е. перехода ее продуктов в контактирующие с нефтяной залежью подземные воды, все большее признание находит и процесс концентрирования в водах первичнорассеянного органического вещества. Известно, что М. Е. Альтовским в 1953 г. была выдвинута гипотеза образования нефти из продуктов наземной растительности, проникающих в глубокие водоносные горизонты вместе с инфильтрационными водами (Альтовский и др., 1958, 1962). Являясь сторонником органического происхождения нефти, М.Е. Альтовский считал, что наиболее благоприятной средой для образования нефти и газа являются подземные воды, а не нефтематеринские породы. По его мнению, органические вещества подземных вод являются исходными продуктами для образования нефти, и именно из органических соединений, мигрирующих с подземными водами, образуются рассеянные компоненты нефти, концентрация которых в подземных водах приводит к образованию нефтегазовых залежей.

В настоящее время уже многие геологи и гидрогеологи-нефтяники важное место в образовании и миграции нефти придают воднорастворенным органическим веществам. В противоположность М.Е. Альтовскому, который стоял на позициях инфильтрационного происхождения глубоких подземных вод, большинство из них учитывает в этих процессах лишь органическое вещество морских и седиментационных вод. Так, Н. Брюдерер основную роль в нефтеобразовании придает органическим веществам, растворенным в морской воде. М.А. Гатальский (1963) считает, что в результате преобразования захороненного в водной среде органического вещества генерируются компоненты нефти, которые накапливаются в пластовых водах в виде растворенных органических соединений; их углеводородные компоненты перемещаются водой и при благоприятных геохимических и гидродинамических условиях могут частично или полностью выделяться из нее и образовывать нефть.

Нефтяные залежи, имеющие промышленное значение, находятся в большинстве случаев в зоне затрудненного водообмена. Однако, присутствие в некоторых пластах пресных вод обусловлено гидродинамической связью, существующей между нефтеносными пластами и поверхностными областями питания. Имеется много месторождений, где нефть залегает вместе с пресной водой или с водами, характеризующимися низкой концентрацией солей. Поэтому наличие гидродинамической связи нефтяного пласта с поверхностными источниками питания не всегда сопровождается вымыванием нефти из ловушек и разрушением залежи [1].

3. Классификация пластовых вод

По своему генезису воды нефтяных месторождений могут быть разделены на три группы: метеорные, погребенные и смешанные.

Метеорные воды - это воды, которые выпадают в виде дождей и заполняют пористые и проницаемые породы верхних горизонтов разреза или просачиваются сквозь них вдоль поверхностей напластования, по системе трещин и проницаемым прослоям. Воды этого типа содержат связанный кислород, главным образом в виде углекислого газа. Они проникают в породы из зоны над зеркалом грунтовых вод, где кислород вступает в реакцию с сульфидами, образуя сульфаты, а двуокись углерода входит в состав карбонатов и бикарбонатов. Присутствие карбонатов, бикарбонатов и сульфатов в водах какого-либо нефтяного месторождения указывает на то, что по крайней мере частично эти воды поступили сюда с поверхности. Подобные метеорные воды могут быть генетически связаны с современной поверхностью земли и свидетельствовать о смешении грунтовых вод с водами нефтяных месторождений. Они также могут быть связаны с погребенными поверхностями несогласия, ранее обнажавшимися и подвергавшимися воздействию атмосферных осадков. Характер вод многих нефтяных месторождений в Скалистых горах, например, позволяет предполагать, что они смешаны с метеорными водами.

Подпогребенными водами (connate waters) первоначально понимали морские воды, в которых отлагались осадки; вероятно, они сначала заполняли все поры. Сомнительно, однако, чтобы воды нефтяных месторождений действительно представляли собой автохтонные морские воды. В настоящее время погребенными водами называют связанные воды (interstitial waters), находившиеся в коллекторах до вскрытия их бурением. Причиной изменения содержания термина явилось то, что большинство вод в подземных коллекторах совершенно отлично по химическому составу от морских; они, без сомнения, циркулировали и перемещались, а первичные седиментационные воды были, вероятно, полностью замещены другими водами. Большинство вод нефтяных месторождений представляет собой растворы солей или рассолы [в СССР рассолами называли воды с содержанием солей более 3,5%], характеризующиеся значительным содержанием хлоридов, особенно хлористого натрия. Концентрация растворенных твердых веществ в них часто во много раз выше, чем в современной морской воде. Из этого следует, что если содержание растворенных минеральных веществ в древних морях было приблизительно таким же, как в современных, то в первичные воды, после того как они проникли в породы, должно было дополнительно поступить определенное количество минеральных соединений.

Как показал проф. А.А. Карцев, в ряде случаев объем воды, вновь поступившей в коллекторы из окружающих глинистых пород, превышает объем «своей» воды в несколько раз.

Один из современных крупных геохимиков, специалистов в области геохимии осадочных образований, Э. Дегенс (США) под «соnnаte waters» понимает только морскую воду, захваченную осадками при их отложениях; вода аналогичного происхождения, но пресная исключается из объема понятия о «соnnаte waters». Проф. А.А. Карцев для «соnnаte waters» в понимании Э. Дегенса предложил термин «талассогенные воды» (примечание редактора в книге Э. Дегенса «Геохимия осадочных образований», 1967, изд-во «Мир»).

По смыслу определения «соnnаte waters», даваемому А. Леворсеном в настоящей книге, этосвязанныеводы (interstitial waters» - этот термин иногда переводится как (поровые воды); именно так это трактует и Э. Дегенс). «Cоnnаte waters» - это все воды не являющиеся в полной мере свободными, а в той или иной, хотя бы и очень слабой степени, связанные с породой и. естественно, находящиеся в ее порах. Такие воды, быть может, следовало бы именовать плененными, или в переводе с латинского,каптивными.

Смешанные воды содержат как хлоридные, так и сульфат-карбонат-бикарбонатные соединения. Это указывает на их сложную природу, вероятно, метеорные воды смешивались с погребенными водами или частично замещали их в породах. Смешанные воды могут быть о6наружены вблизи современной дневной поверхности или под поверхностями несогласия[6].

Классификация по условиям залегания приведена в таблице 3.1 [3].

Таблица 3.1 Классификация пластовых вод по условиям залегания

При наличии нижних краевых вод положение водонефтяного контакта (ВНК) определяет внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры нефтеносности. В части пласта, расположенной в пределах внутреннего контура нефтеносности, нефть содержится по всей мощности пласта от кровли до подошвы включительно. В верхней части пласта, расположенной между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержится нефть, а в нижней - вода. Эта часть пласта называется приконтурной зоной. В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одна из задач рациональной разработки - обеспечение равномерного продвижения этих контуров.

Воды нефтяных месторождений могут быть классифицированы также и по условиям залегания на свободные и связанные.

Свободные воды. Большинство залежей нефти и газа встречается в водонасыщенных проницаемых породах. Вода, заключенная во взаимосвязанной системе пор коллекторов, может рассматриваться как непрерывное единое водное тело, в которое погружены минеральные частицы. Вода служит путем, по которому мигрирует нефть, концентрируясь в залежи. В подобных условиях вода, как и в системе городского водопровода, немедленно начнет перемещаться в сторону любого пункта, где давление снижено. Такие воды называются свободными в отличие от связанных вод.

Связанные воды. Раньше считали, что все поровое пространство нефтегазонасыщенного природного резервуара заполнено только нефтью или газом. Однако позже при изучении образцов керна выяснилось, что вместе с нефтью и газом во всех залежах в различных количествах присутствует связанная (поровая) вода. В настоящее время полагают, что связанная вода сохранилась в породах со времени отложения осадков. Эта вода настолько тесно связана с частицами пород, что она не была вытеснена во время аккумуляции нефти и газа. Связанные воды на практике часто называют «погребенными», однако термин «связанные воды» представляется более предпочтительным, поскольку его употре6ление не требует знания генезиса вод. В нефтегазонасыщенном природном резервуаре основная часть связанной воды абсорбирована минеральными частицами или удерживается капиллярным давлением в тонких капиллярных отверстиях. Связанные воды присутствуют во всех природных резервуарах, и по мере увеличения водонасыщенности к подошве залежи они переходят в свободные воды. Именно свободные воды вытесняются нефтью и газом во время аккумуляции залежи.

Количество связанной воды в нефтегазонасыщенном природном резервуаре редко бывает меньше 10%, достигая 50% и даже более от общего объема порового пространства практически во всех скоплениях нефти и газа присутствие связанной воды устанавливается с полной уверенностью. Она была обнаружена в гипсометрически наиболее высокой части природного резервуара, расположенной на 2000футоввыше ВНК. В образцах керна, взятых в 600футахвыше ВНК на залежи Рейнджли в Колорадо, 50% порового пространства занято связанной водой.

Связанная вода играет особо важную роль в аккумуляции залежей нефти и газа и при разработке месторождений [6].

Заключение

Наличие пластовых вод необходимо учитывать при подсчете запасов нейти и газа в залежи. Химический состав пластовых вод определяет особенности применения различных химических реагентов для повышения нефтеотдачи пластов и обработок призабойной зоны скважины. В соответствии с анализом пластовых вод, подбирается состав вод, которые закачивают в пласт для поддержания давления, во время его разработки. Если какие-либо важные компоненты будет определены неверно, это может существенно снизить нефтеотдачу либо привести к обводнению пласта. Изучение состава всех компонентов нефтегазоносного комплекса, в конечном счете, направлено на увеличение объемов добываемой нефти при наименьших материальных и ресурсных затратах.

Так же состав пластовых вод может дать представление о генетических процессах, происходивших в данном пласте и предсказать наличие нефтегазоносных толщ в соседних с разрабатываемым районных.

Именно поэтому отбор и анализ физико-химических свойств пластовых вод является важным этапом разработке месторождения и ведется на протяжении всего комплекса работ по добычи нефти и газа.

пластовый вода месторождение нефть

Список литературы

1.      Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник. - М.: Недра, 1971. - 312с.

.        Желтов Ю.П. Механика нефтегазоносного пласта. - М.: Недра, 1975. - 216 с.

.        Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов/ Антонова Е.О.[и др.] - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 307с.

.        Физика нефтяного и газового пласта: Учебник для вузов./ Мирзаджанзаде А.Х., Аметов И.М., Ковалев А.Г. - М.: Недра, 1992. - 270с.