ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕСВОЙСТВА В нефтегазовых залежах

ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ И ИХ ФИЗИЧЕСКИЕСВОЙСТВА В нефтегазовых залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной. 1

Относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды: Ø контурные (краевые) – воды в пониженных участках нефтя ных пластов, подпирающие нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности; Ø верхние контурные (верхние краевые) – в случае, если не нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполне на поверхностными водами; Ø подошвенные – воды в нижней части приконтурной зоны пласта; иногда они распространены по всей структуре, вклю чая и ее сводовую часть; Ø промежуточные – воды, залегающие в пропластках нефтя ных или газовых пластов; Ø верхние – воды, залегающие выше данного нефтяного (га зового) пласта; Ø нижние – воды, залегающие ниже данного нефтяного 2 (газо вого) пласта;

Ø смешанные – воды, залегающие выше данного нефтяного (газового) пласта и поступающие из нескольких водоносных пластов или поступающие из выше и нижележащих водонос ных пластов. К особым видам пластовых вод можно отнести текто нические , шельфовые и технические. Тектонические воды мо гут поступать по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Шельфовые воды – подземные воды шельфовых частей материков, т. е. прибрежных частей дна Мирового океана. Техническая вода попадает в нефтегазовые пласты (особенно с низким пластовым давлением) при бурении сква жин и ремонтных работах при эксплуатации скважин. 3

Р и с. 1. Промысловая классификация вод: 1 – грунтовая; 2 – промежуточная, краевая нижняя; 3 – подошвенная; 4 – законтурная; 5 – верхняя; 6 – нижняя; 7 – 4 краевая верхняя; 8 – тектоническая; 9 –техногенная

В газовых залежах при распаде газоконденсатной системы или снижении пластового давления, температуры происходит конденсация паров воды – возникают конденсационные воды, которые либо смешиваются с законтурными водами, либо выносятся с газом и т. д. Состав вод позволяет определить принадлежность её к стратиграфическому горизонту, определить при испытании пластов, «своя» вода или «чужая» , качество цементации и др. При разработке залежей применяют методы законтурного и внутриконтурного заводнения с целью поддержания пластового давления. Определение принадлежности вод к тем или иным горизонтам позволяет установить области питания, разгрузки, одним словом режим бассейна в целом. 5

По условиям залегания выделяют верховодки, грунтовые воды, артезианские воды. Верховодки – это воды в зоне аэрации в виде небольших линз, среди рыхлых наносов, имеют сезонный характер. Грунтовые воды снизу имеют водоупор, а сверху у них – зеркало вод (уровень). Артезианские воды (от французской провинции Артуа) сверху и снизу имеют водоупор, эти воды напорные. Все подземные воды ниже грунтовых – артезианские (лишь в ограниченных участках имеются безнапорные воды). Все природные воды – это растворы, содержащие соли, ионы, коллоиды, газы. Химический состав вод – это состав растворенных в воде веществ. В воде найдено более 6 половины известных элементов из таблицы Д. И. Менделеева.

В поровом пространстве нефтяной залежи вместе с нефтью и газом обычно находится вода. Часть воды в процессе эксплу атации скважин остается неподвижной. Такую воду называют “связанной” (с породой), “реликтовой”, “погребенной”, “оста точной ”. Эта вода может заполнить до 20 % объема пор и бо лее. Остальная вода может выноситься к забоям скважин и подни маться на поверхность вместе с нефтью и газом. На практике такую воду именуют “пластовой”. Минерализация воды это суммарное содержание в воде растворенных ионов, солей и коллоидов Пластовые воды по степени минерализованности делятся на соле ные (рассолы), слабосоленые (минеральные) и пресные. Пресные воды характеризуются минерализацией менее 1 г/л, минеральные воды – 1 50 г/л, 7 при минерализации >50 г/л речь идет о рассолах.

ИОННЫЙ СОСТАВ ВОД Главными ионами являются следующие шесть ионов, содержащих восемь элементов: хлор – ион Сl– ; ион натрия Na+; сульфат – ион SO 4‾ ‾; ион кальция Ca++; гидрокарбонат ион НСО 3‾; ион магния Mg++. Обычно в пресных водах преобладают НСО 3– и Ca++, в соленых водах – Сl– и Na+. Кроме них имеются карбонат ион СО 3‾ ‾, калия ион К+, железа ион Fe++ и Fe+++. Под ионным составом вод обычно понимают содержание вышеперечисленных шести ионов, пренебрегая другими. В водах имеются и микроэлементы: Sr++, Li+, Br‾, J‾ и др. 8

Содержание и состав растворенных в воде газов Из газообраз ных веществ в пластовые воды входят углеводо родные газы и иногда значительное (до 25 %) количество сероводорода. Основное значение имеет содержание азота N 2, двуокиси углерода СО 2, метана СН 4. Кроме того, определяют содержание О 2, Н 2 S, аргона Аr, этана С 2 Н 6, пропана С 3 Н 8, бутана С 4 Н 10. Этан, пропан и бутан – углеводородные газы, более тяжелые, чем метан, обычно связаны с нефтеносными отложениями. Количество каждого растворенного газа в воде выражается в объемных единицах см 3/л. Общая газонасыщенность воды – это сумма объемов всех растворенных в данной воде газов. 9

ХИМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПОДЗЕМНЫХ ВОД Общий химический анализ обычно делается для общей характеристики воды. В настоящее время обязательно определение пяти главных ионов: Cl , SO 4 , HCO 3 , Ca++, Mg++ (Na+ определяют по разности). Анализ этих 6 главных ионов (часто к ним добавляют ионы CO 3– , Fe+++), удельного веса и р. Н воды называют стандартным или шестикомпонентным. р. Н – реакция среды, т. е. щелочно кислотные свойства воды, определяется концентрацией водородных ионов. В кислых средах присутствуют соли железа, а в щелочных – сода. Результаты химического анализа подземных вод выражают в виде содержания отдельных ионов в ионно весовой, эквива 10 лентной и процент эквивалентной формах.

Весовая ионная форма – это содержание в воде весовых количеств ионов в граммах, в миллиграммах к литру или кг, или на 100 грамм воды. Эквивалентная форма выражения состава вод дает более точное представление о химизме. Ионы реагируют между собой в определенных количествах, зависящих от веса и валентности ионов. Например ион Na+ реагирует с ионом Сl– не в количестве 1 г Na+ на 1 г Сl–, а в эквивалентных соотношениях – 1 эквивалент Na+ на 1 эквивалент Сl–. Эквивалентный вес, или эквивалент, – это частное от деле ния ионного веса на валентность иона. Эквивалент иона Na+ равен 23/1, а эквивалент иона Сl– 35, 5/1, следовательно, на 23 весовые единицы иона Na+ приходится 35, 5 весовых единиц иона Сl–. Для перехода от весовой ионной формы к эквивалент ной необходимо содержание иона в миллиграммах или 11 граммах разделить на величину эквивалента иона.

Разделив величину содержания иона в воде на эквивалент иона , получают содержание иона в миллиграмм–эквива лентах (мг экв. ) или в грамм эквивалентах (г экв. ) на то же количество воды. Так, содержание иона Са++, равное 40 мг на 100 г воды, в эквивалентной форме будет равно 2 мг экв. Са++ на 100 г воды. Если содержание какого либо иона выражают в эквивалент ной форме, то перед символом иона ставят знак r (реагирую щая величина), например r. Na+, r. Ca++ и др. Сумма катионов в эквивалентной форме ∑r×k равна соответственно выражен ной сумме анионов ∑r·a , т. е. ∑r×k=∑r·a. Процент –может быть получена из эквивалентной формы. Она показывает относительную долю ионов во всей ионно солевой массе. 12

Сумму всех ионов, взятых в эквивалентах, принимают за 100% (или 200%): ∑ra+∑rк=∑r=100% экв. (или 200% экв. ). Следовательно, сумма анионов и сумма катионов составит 50 (или 100) % экв. каждая. Затем вычисляют процент для каждого иона – содержание ионов в процент – эквивалентной форме. 13

СОСТОЯНИЕ ОСТАТОЧНОЙ (СВЯЗАННОЙ) ВОДЫ В НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ КОЛЛЕК ТОРАХ В зависимости от количества, состава и состояния остаточных вод находится молекулярная природа поверхности нефтяного коллектора. Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки по крывает поверхность поровых каналов, то поверхность твер дой фазы являеся гидрофильной. Если же пленка воды отсутствует, то нефть непосредст венно соприкасается с твердой поверхностью и вследствие адсорбции поверхностно активных веществ нефти поверх ность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Молекулярную природу поверхности твердой фазы необхо 14 димо учитывать при изучении нефтеотдачи пласта.

Остаточная вода, находящеяся в пористой среде и других дисперсных телах, существует в виде: 1) капиллярно связанной воды в узких капиллярных каналах, где интенсивно проявляются капиллярные силы; 2) адсорбционной воды, удерживаемой молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанной с частицами пористой среды; при этом молекулы адсорбиро ванной воды ориентированы (свойства адсорбированной воды значительно отличаются от свойств свободной); 3) пленочной воды, покрывающей гидрофильные участки поверхности твердой фазы; 4) свободной воды, удерживаемой капиллярными силами в дисперсной структуре (ограничивается менисками на поверх ностях раздела вода — нефть, вода — газ). 15

Чаще всего сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует и большая часть остаточной воды нахо дится в капиллярно удержанном состоянии. С увеличением концентрации солей в минерализованной остаточной воде, первоначально заполнявшей керн, в последующем увеличивается степень гидрофобизации твердой фазы нефтью вследствие десольватирующего (т. е. разрушающего сольватные соли) действия ионов солей. Устойчивые пленки воды на поверхности твердого тела возни кают только при очень низком значении поверхностного натя жения между водой и нефтью, при слабой минерализации воды. На этом основании можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабо минерализо ванные сильно щелочные остаточные воды, последние находятся в капиллярно удержанном и пленочном 16 состоянии.

Сильно минерализованные остаточные воды в газовом коллекторе также не образуют равновесной смачивающей пленки (М. М. Кусаков). 17

П л о т н о с т ь п л а с т о в ы х 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/м 3 при концентрации солей 642, 8 кг/м 3. 18

Те п л о в о е р а с ш и р ен и е воды характеризуется коэффициентом теплового расширения V изменение объема воды при изменении температуры на t; V — объем воды в нормальных условиях. Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения Е воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах от 18 • 10 5 до 90 • 10 5 1/град, возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления. 19

С ж и м а е м о с т ь п л а с т о в о й воды. Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении давления на единицу. V — изменение объема воды при изменении давления на р, а V — объем воды при условиях опыта Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3, 7— 5, 0) 10 10 м 2/Н, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приближенно определен по формуле вг = в (1+0, 055*S) где вг — коэффициент сжимаемости воды, содержащий растворенный газ, в м 2/Н; в — коэффициент сжимаемости чистой воды в м 2/Н; S — количество газа, растворенного в воде, в м 3 / м 3. 20

О б ъ е м н ы й коэффициент п л а с т о в о й воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях Vпл к удельному объему ее в стандартных условиях Vн : Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, а рост температуры сопровож дается его повышением. Поэтому объемный коэффициент воды изменяется в сравнительно узких пределах (0, 99— 1, 06). Правый предел относится к высокой температуре (121° С) и низкому давлению, левый — к низкой температуре (38° С) и высокому давлению (32 МПа). 21

В я з к о с т ь пластовой в о д ы в большинстве нефтяных месторождений меньше вязкости нефти. В пластовых условиях вязкость зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Температура имеет большое влияние на вязкость воды, с повышением температуры вязкость воды уменьшается. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и от температуры. В области низких температур (5— 10° С) 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. 22

РАСТВОРИМОСТЬ ГАЗОВ В ВОДЕ ПОД ДАВЛЕНИЕМ Растворимость углеводородных газов в воде незначительна. Т. к. площадь контакта газовой залежи с подстилающей водой может быть большой, а давление в пласте достигать 50— 70 МПа. В этих условиях значительные количества газа в воде могут находиться в растворенном состоянии. Законы растворимости газов в воде отличаются некоторыми особенностями. Растворимость углеводородных (неполярных) газов в воде по сравнению с их растворимостью в органических жидкостях весьма мала. 23

С увеличением 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 С повышением минерализации ухудшается растворимость газов в воде. Изменение температуры минимальной растворимости этана в зависимости от давления. 24

Пластовые воды обладают электропроводностью, которая зависит от степени минерализации. 25