Kievuz

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды – обычные спутники нефтяных и газовых месторождений.

Воды встречаются либо в тех же пластах-коллекторах, которыми контролируются нефтяные и газовые залежи, либо образуют самостоятельные чисто водоносные пласты.

В первом случае вода занимает пониженные части пластов – коллекторов, подстилая залежи нефти и газа. Во втором случае водоносные пласты не имеют связи с залежами и располагаются выше и ниже продуктивных.

Классификация пластовых вод по способу образования

По своей генетической природе воды месторождений делятся на несколько форм:

  1. Остаточные или молекулярно связанные воды, обволакивающие минеральные частицы пород, адсорбированные в капиллярных и субкапиллярных пустотах нефтяного пласта.
  2. Седиментационные воды – это воды, залегающие в пласте с момента отложения осадка, т.е. синхронные времени формирования самой породы.
  3. Инфильтрационные воды, т.е. проникшие в пласт извне за счет подпитки атмосферными осадками, водами рек, озер и морей. Области питания находятся в горах на значительном удалении от глубоко погребенных водонефтяных пластов. Эти пласты в горных системах обнажены и подвержены любым атмосферным явлениям, в т.ч. и проникновению поверхностных вод в пласты – коллекторы.
  4. Элизионные воды – это воды, попадающие в пласт-коллектор путем выжимания поровых вод из уплотняющихся осадков, в т.ч. неколлекторов за счет роста геостатического давления или тектонических напряжений.
  5. Воды технические или искусственные, специально закачиваемые в пласт для поддержания пластового давления и более полного вытеснения нефти водой.

Классификация пластовых вод по месту нахождения

В промысловом деле воды нефтяных и газовых месторождений делятся на пластовые напорные и технические. Среди подземных вод особое место занимают ненапорные грунтовые воды, которые в отличие от пластовых являются пресными или слабо минерализованными. Они имеют распространение лишь в приповерхностных слоях земной коры выше первого водоупорного горизонта.

Пластовые напорные воды по отношению к нефтеносному пласту делятся на краевые, подошвенные, промежуточные, верхние и нижние, а также воды тектонических трещин.

Пластовые воды (по М.А.Жданову).

Вода: 1 – со свободной поверхностью (ненапорная), 2 – верхняя относительно нефтеносного горизонта, 3 – краевая приконтурной зоны (нижняя краевая напорная), 4 – нижняя относительно нефтеносного горизонта (нижняя напорная), 5 – подошвенная, 6 – глубинная, восходящая по сбросу, 7 – промежуточная (Э.О. – эксплуатационный объект), 8 – верхняя краевая, 9 – нефть, 10 – глины, 11 – глубина уровня, h – напор.

Краевые пластовые воды занимают пониженные части пласта и подпирают нефтяную залежь по внутреннему и внешнему контурам, образующим в плане кольцеобразную форму.

Подошвенные воды подпирают залежь по всей её площади, включая и сводовую часть, образуя сплошное зеркало ВНК или ГВК.

Промежуточные воды залегают внутри нефтеносного пласта или между пластами, объединенными в один эксплуатационный объект.

Верхние и нижние воды приурочены к чисто водоносным пластам, не зависимым от продуктивных и залегающим выше или ниже последних.

Воды тектонических трещин циркулируют по плоскостям разломов из высоконапорных (как правило, более глубоко залегающих) в низконапорные. Они способны обводнять головные участки нефтеносных пластов, оттесняя нефть со сводовых частей залежи к крыльевым периферическим зонам.

При наличии краевых вод, подпирающих нефтяную или газовую залежь, различают внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры. В пределах внутреннего контура нефтеносности пласт содержит нефть по всей его толщине от кровли до подошвы. В плане это части залежи отвечает нефтяная зона, где скважинами пластовая вода не вскрывается.

Между внешним и внутренним контурами  ВНК располагается приконтурная зона залежи, где нефть является водоплавающей, т.е. скважинами вскрываются вверху – нефть, а внизу – вода. За пределами внешнего контура пласт полностью водонасыщен, нефть отсутствует. Таким образом, граница залежи проводится по внешнему контуру нефтеносности.

Схема строения пластовой нефтегазовой залежи. 1 – газ; 2 – нефть; 3 – вода; 4 – внешний контур нефтеносности; 5 –внутренний контур нефтеносности; 6 – внешний контур газоносности; 7 –внутренний контургазоносности. А – газовая зона; Б –нефтегазовая зона; В – нефтяная зона; Г – водонефтяная зона; В – законтурная зона.

В процессе добычи нефти, по мере истощения запасов в залежи, происходит продвижение контуров от ее периферии к центру.

Задачей рациональной разработки залежи является обеспечение равномерного их продвижения по всей площади.

При неравномерном продвижении контуров образуются языки обводнения, что грозит появлением отшнуровавшихся разрозненных целиков нефти, дальнейшая добыча из которых практически невозможна.

Схема расположения языков обводнения и целиков нефти. 1 – языки обводнения; 2 – целики нефти.

При наличии подошвенных вод, т.е. в том случае, когда пластовая вода подпирает залежь нефти по всей ее площади становится необходимым завершать бурение скважин до вскрытия ими водоносной части пласта, т.е. выше ВНК.

 Это необходимо для предотвращения появления конусов обводнения, борьба с которыми весьма затруднена. В таких случаях нефть оттесняется от забоев скважин пластовой водой, что также может привести к появлению целиков нефти.

Схема расположения конусов обводнения при наличии подошвенных вод (по Жданову М.А.). 1 – нефть, 2 – вода, 3 – глинистый прослой, 4 – цементная пробка, К.о. – конусы обводнения.

Классификация вод по химическому составу В.А. Сулина

Пластовые воды нефтяных месторождений отличаются высокой насыщенностью химическими элементами разного состава, среди которых преобладают Na, K, Mg, Ca, Fe, Al, Si, O, Cl, C, S, N, H, Br, I. Эти элементы находятся в воде в виде растворенных в ней солей различных кислот:

  • Соляной (NaCl, KCl, MgCl2, CaCl2),
  • Серной (CaSO4, MgSO4, Na2SO4),
  • Угольной (Na2CO3, NaHCO3, K2CO3, KHCO3, CaCO3, MgCO3),
  • Сероводородной (FeS, CaS).

В составе вод всегда растворены значительные объемы газообразных составляющих, среди которых главная роль принадлежит азоту (N2), углекислому газу (CO2) и сероводороду (H2S).

Воды нефтяных месторождений отличаются высокой минерализацией, преимущественно хлоридно–натриевым, хлоридно–кальциевым или гидрокарбонатно–натриевым составом, отсутствием сульфатных соединений, высоким содержанием J, Br, NH4, H2S, наличием солей нафтеновых кислот и растворенных углеводородных газов.

Минерализация или насыщение подземных вод различными солями и элементами происходит в процессе их взаимодействия с горными породами, нефтью и газом при воздействии также высоких температур, каталитических свойств пород и микробиологических процессов.

Химический состав и физические свойства пластовых вод имеют большое значение при разработке залежей нефти и газа, т.к. от них зависит течение многих процессов в пласте.

В нефтяной геологии признание получила классификация подземных вод В.А.Сулина, в которой по трем основным коэффициентам в процент–эквивалентной форме выделены 4 генетических типа подземных вод .

Классификация пластовых вод по В.А. Сулину

Физические свойства пластовых вод

Минерализация воды – это общее содержание в воде растворенных солей. В пластовых водах нефтяных и газовых месторождений минерализация изменяется в достаточно широких пределах: от 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). От минерализации и химического состава вод напрямую зависят их основные физические свойства.

Минерализованные воды имеют очень высокую моющую способность, поэтому они являются основным рабочим агентом для закачки обратно в продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления для достижения максимального КИН. В то же время у воды с повышенной минерализацией имеются и отрицательные стороны – выпадению солей в призабойной зоне пласта, что способствует понижению проницаемости и появлению положительного скин-фактора.

Плотность воды тесно связана с минерализацией, а в пластовых условиях еще с давлением и температурой. Плотность пластовых вод на поверхности всегда более 1 г/см3, а в рассолах достигает более 1,3 г/см3. В пластовых условиях плотность воды обычно ниже на примерно на 20%, в связи с повышенной температурой внутри продуктивного пласта.

Вязкость воды в пластовых условиях резко понижается и обычно ниже вязкости нефти. Главным образом она зависит от пластовой температуры, в меньшей степени от минерализации и химического состава. Благодаря низкой вязкости в сравнении с нефтью, вода обладает большей подвижностью и нередко оттесняет нефть от забоя. Отсюда возникают языки и конусы обводнения.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. С повышением минерализации вод растворимость газа в них снижается. Газосодержание в воде незначительно: 0,2 –2 м3/м3.

Электропроводность. Пресные воды обладают высоким электрическим сопротивлением и являются диэлектриками.

Минерализованные воды имеют низкие удельные сопротивления токам и являются отличными проводниками.

Сведения об удельном электрическом сопротивлении пород, насыщенных пластовой водой или нефтью применяются при интерпретации материалов, полученных с помощью электрических методов ГИС.

Поверхностное натяжение – важное свойство пластовой воды, также зависящее от химического состава. С данным свойством связана вымывающая способность воды, которую необходимо учитывать и возможно регулировать при заводнении месторождений.

При малом поверхностном натяжении вода обладает высокой способностью промывать пласты и выталкивать из них нефть.

Поэтому при использовании для обратной закачки в пласт пластовая вода подвергается специально обрабатывается химическими реагентами на УПН (УПСВ) для понижения ее поверхностного натяжения.

Сжимаемость воды мала, но по мере насыщения воды газом сжимаемость ее растет.

Температура воды практически всегда сопоставима с геотермической ступенью, присущей для данной местности. Бывает, что температура пластовой воды сильно расходится с температурой, местной геотермической ступени.

Это свидетельствует либо о появлении тектонических вод по зоне разлома, либо о возможных межпластовых перетоках из-за разницы в пластовых давлениях.

Замеры температур в скважинах имеют огромное значение для контроля разработки месторождений и технического состояния скважин.

Источник: https://www.geolib.net/oilgasgeology/plastovye-vody-neftyanyh-gazovyh-mestorozhdeniy.html

Особенности состава вод нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

11 июля 2016 г.

При­сутствие органических компонентов в водах нефтяных месторож­дений является их наиболее характерным отличием от других при­родных вод. В нефтяных водах существенно повышена концентрация битумоидов, извлекаемых органическими растворителями (в основном хлороформом) при разных значениях pH — в кислой, ней­тральной и щелочной средах.

водорастворенных битумоидов оценивается обычно по содержанию углерода битумоидной фракции Сбит. Водам нефтяных месторождений свойственны отно­сительно повышенные битумоидные коэффициенты, т.е. отношения содержания углерода битумной фракции углерода нелетучих компонентов ОВ.

Воды газовых залежей характеризуются повышенным отношением углерода веществ, летучих с водяным паром, к общему углероду всех органических веществ.

Битумы, растворенные в природных водах, представлены солями органических кислот (мылами), главным образом нафтеновых. Нафтенаты (нафтеновые мыла), в основном натриевые, составляют их подавляющую часть.

Мыла могут образоваться как в самой нефти, так и в воде за счет кислот, перешедших из нефти в воду. Кислоты могут либо первично присутствовать в нефти, либо образоваться в результате окисления углеводородов нефти. Попадая в воду, нафтеновые кислоты реагируют с такими солями, как гидрокарбонаты, карбонаты, гидросуль­фиды и т.п., образуя мыла.

Нафтеновые кислоты имеют кислотные числа обычно от 250 до 330, что указывает на наличие в них 10—15 атомов углерода и характеризуются формулами С9Н17СООН-С14Н27СООН (общая фор­мула СnН2n-1 СООН). Такие кислоты в нефтях находятся в керосиновых фракциях.

Мыла жирных кислот в водах встречаются гораздо реже, чем на­фтеновых; что объясняется значительно меньшим содержанием жирных кислот в самих нефтях по сравнению с содержанием нафте­новых кислот. Наличие и количество мыл в водах связаны с характером как нефтей, так и вод.

Обычно, чем больше нафтеновых кислот в нефти (точнее, в ее светлых фракциях), тем больше мыл в воде данного нефтеносного горизонта при прочих равных условиях. Значительное содержание нафтеновых кислот характерно для нефтей, особо богатых нафтеновыми углеводородами. Наблюдается обратная зависимость между содержанием в нефтях парафина и на­фтеновых кислот (рисунок ниже, а).

Этому полностью соответствуют зако­номерности содержания нафтеновых кислот в пластовых водах. их невелико — среднее значение концентраций в пла­стовых водах составляет 1—3 мг/дм3, установлено, что количест­венное изменение их содержания происходит лишь вблизи контура нефтяных месторождений на расстоянии 1-2 км.

Между содержа­нием нафтеновых кислот в нефтях и водах существует прямая зави­симость, причем в водах концентрация нафтеновых кислот обычно в несколько раз меньше, чем в нефтях (рисунок ниже, б). Следовательно, наиболее вероятным источником поступления этих кислот в воды является нефть, что позволяет использовать нафтеновые кислоты в качестве поискового признака.

Эта возможность подтверждается и прямой зависимостью между содержанием нафтеновых кислот в водах и их газонасыщенностью (рисунок ниже, в). Характерно снижение содержания нафтеновых кислот в пластовых водах по мере удаления от залежи нефти (рисунок ниже, г), особенно интенсивно на расстоянии первых сотен метров.

На расстоянии 1000 м от контура нефтенос­ности содержание нафтеновых кислот приближается к их фоновым значениям. Подобная закономерность наблюдается в минерализации пластовых вод и по содержанию в них HCO3-. Однако по отношению к S042- отмечается обратная зависимость.

С глубиной по разрезу содержание нафтеновых кислот уменьша­ется вследствие не только увеличения минерализации пластовых вод с глубиной, но и зависимости от степени метаморфизации нефтей.

Фенол — простейший представитель ряда фенолов — впервые был выделен из каменноугольной смолы и из-за растворимости в щелочах был назван карболовой кислотой. Фенолами называют производные ароматических соединений, имеющие в своем кольце гидроксильную группу.

Благодаря наличию рядом с гидроксильной группой двойной связи ядра фенолы имеют слабокислый характер. Как и спирты, фе­нолы делятся по числу гидроксильных групп в кольце на одно­атомные, двухатомные и трехатомные.

Вследствие своей летучести с водяным паром к группе летучих фенолов относятся простейшие одноатомные фенолы, собственно фенолы С6Н5ОН, орто-, мета- и па- ракрезолы, ксиленолы.

Помимо летучих фенолов в подземных водах могут присутствовать нелетучие фенолы, которые не отгоняются с водяным паром, — резорцин, гидрохинон, нафтол и их гомологи.

В подземных водах нефтяных месторождений фенол впервые был обнаружен В.В. Порфирьевым и И.В. Гринбергом в 1947 г.

нафтеновых кислот в пластовых флюидах

Фенолы могут попадать в воды только из нефти. Поэтому их по­исковое значение подобно поисковому значению нафтенатов. Раз­личие заключается в основном в том, что содержание фенолов и в нефтях, и в водах намного меньше, чем нафтенатов. В этом за­ключается главная причина того, что на фенолы до сих пор не обра­щалось внимания.

Фенолы в водах могут существовать как в свободной форме, так и в виде соединений с металлами (главным образом натрием) — фенолятов, Многие фенолы и особенно феноляты хорошо растворимы в воде (например, фенолят натрия на 24%).

В нефтях северо-восточного Предкавказья содержание фенолов колеблется в пределах 0,005—0,017% (рисунок ниже, а).

Исследования поведения фенолов нефтей в зависимости от ко­личества ароматических углеводородов в нефтях свидетельствуют, что содержание фенолов и изменение содержания ароматических углеводородов находятся в прямой зависимости (рисунок ниже, б).

фенолов в пластовых водах закономерно возрастает по мере приближения к контуру продуктивности (рисунок ниже, г). Резкое обогащение нефтей фенолами, происходящее одновременно с увеличением содержания в нефтях ароматических углеводородов и содержания смол, объясняет повышение содержания фенолов с увеличением удельной массы нефтей (рисунок ниже, а).

фенолов в воде зависит от ее минерализации и хи­мического состава, в связи с чем отмечаются резкие колебания в фактических данных. Однако при этом прослеживается четкая ге­нетическая зависимость между содержанием фенолов в нефтях и содержанием фенолов в водах (рисунок ниже, б). Отмечается также прямая зависимость между содержанием фенолов в водах и газонасыщенностью вод (рисунок ниже, в).

фенолов в пластовых флюидах

Бензол является одним из важнейших компонентов органического вещества подземных вод нефтяных и газовых месторождений. К аро­матическим углеводородам относятся бензол, толуол, этилбензол, ксилолы, нафталин и их производные, приуроченные в основном к светлым фракциям нефтей, выкипающим до 250 °С.

Концентрация бензола в пластовых водах нефтеносных и газоносных горизонтов изменяется в широких пределах — до 1-2,5 мг/дм3 (рисунок ниже, а), причем максимальные значения отмечаются в водах контактной зоны залежи.

При этом содержание бензола в водах определяется характером залежи: в водах газоконденсатных залежей с высоким конденсатным фактором содержание бензола значительно выше (до 1,4-1,8 мг/дм3 и более), чем в водах нефтяных залежей (до 0,3—5 мг/дм3) (Т.С. Смирнова, 2008).

Отмечается прямая зависимость между газонасыщенностью пла­стовых вод и содержанием бензола в пластовых водах (рисунок ниже, б) с изменением расстояния скважины от залежи. На рисунок ниже, в,  при­веден характер изменения содержания бензола с приближением к за­лежи в водах Камышанского — Уланхольской зоны газоконденсате – накопления.

бензола в пластовых флюидах

Ореол влияния залежи наблюдается не более 2000 м, однако осо­бенно интенсивное возрастание содержания бензола происходит с расстояния не более 1000 м, следовательно, диаметр ореола влияния зависит от состава углеводородов.

Исключительные физико-химические свойства бензола и его ге­нетическое родство с углеводородами позволяют считать бензол поисковым критерием на нефть и газ в пределах территории исследо­вания.

Восстановленные формы серы являются важными и давно из­вестными показателями нефтеносности. К восстановленным формам серы относят все ее соединения, кроме сульфатов.

В природных водах встречается несколько восстановленных форм серы: гидросульфидный ион HS-, тиосульфатный ион S2O32-, сульфитный ион SO32-, молекулярно растворенный сероводород H2S. Основное значение имеют гидросульфиды и сероводород.

Между этими веществами су­ществует равновесие, связанное с pH воды: H2S → HS-+ Н+.

Образование основной части гидросульфидов и других восстанов­ленных форм серы в подземных водах происходит за счет реакций между нефтяными углеводородами и растворенными сульфатами при участии бактерий, а частично — за счет образования разложения сернистых компонентов нефтей. Поэтому данные вещества могут служить показателями нефтеносности и газоносности.

Отсутствие или очень малое содержание сульфатов в водах явля­ется оборотной стороной наличия гидросульфидов и других восстановленных соединений серы. Сульфаты восстанавливаются нефтью, давая гидросульфиды и подобные им вещества, поэтому бессульфатность вод также может быть положительным признаком нефтенос­ности.

Иногда залежи УВ, находящиеся во вторичном залегании, попа­дают в чуждую им обстановку, характеризующуюся инфильтрационным режимом, окислительными условиями, т.е. значительной гидрогеологической раскрытостью.

В этих случаях пластовые воды приобретают состав, не свойственный водам нефтяных месторож­дений: малая минерализация при повышенной сульфатности и присутствие кислорода (и атмосферного азота) в составе растворенных газов, способствующего разрушению залежи.

Можно сказать, что минерализация, ее градиент, тип вод, степень метаморфизации и состав газовой фазы (по преобладающему компоненту) не являются специфичными для вод, сопутствующих залежам нефти и газа, и определяют лишь степень гидрогеологической закрытости и условия сохранности залежей.

Так как присутствие залежей УВ, особенно жидких, т.е. залежей нефти и конденсата, стимулирует развитие процессов восстановления, то в первую очередь им подвергаются сульфат-ионы, которые могут полностью исчезнуть из вод, если не будут восполняться за счет сульфатных пород бассейна или притока свежих сульфатных инфильтрогенных вод.

При наличии таких источников сульфат-ионов процессы редукции сульфат-ионов сопровождаются по­стоянным образованием и накоплением сероводорода. Если по­ступления и накопления новых порций сульфатов не происходит, образованный на первых этапах сероводород связывается реакцион­носпособным железом в форме пирита.

Так образуются бессульфатные пластовые воды при отсутствии сероводорода (мезозой За­падной Сибири, продуктивная толща Азербайджана).

Таким образом, в комплексе нефтепоисковых показателей должны учитываться бессульфатность вод или относительно пони­женное содержание сульфатов и появление сероводорода. Недонасыщенность вод сульфат-ионами (названное отношение меньше 1) при наличии восстановленных форм серы служит показателем неф- тегазоносности.

Микрокомпоненты, т.е. элементы и их соединения (йода, брома, бора др.), присутствуют в водах нефтяных и газовых месторождений. Их содержание в воде незначительно по сравнению с основной массой содержащихся в ней минеральных веществ.

В настоящее время установлено, что повышенное содержание йода свойственно водам, контактирующим с ароматическими конденсатами, а также водами газовых залежей. В водах нефтяных мес­торождений поведение йода неоднозначно.

Бром накапливается в водах вместе с хлор-ионом, его больше всего в высокометаморфизованных рассолах (до нескольких граммов на дм3). Однако в ряде районов бром обнаруживает связь с нефтя­ными залежами.

В этих случаях хлор-бромный коэффициент rCl/rBr резко понижается, что при равной минерализации вод должно гово­рить о близости нефтяной залежи. По данным И.Д. Беркутовой, А.А. Карцева, К.И.

Якубсона (1975), бром связан с масляной фрак­цией нефтей.

Бор в противоположность брому накапливается в щелочных водах гидрокарбонатно-натриевого типа, в которых растворимость боратов довольно велика. По данным JI.A. Гуляевой и В.Б.

Каплун (1976), бор (по их мнению, связанный с кислыми омыляемыми компонентами смол нефтей) в этих водах может служить гидрохимическим показателем нефтеносности, для чего используется отношение rBr*10-4 / rCl, значение которого резко повышается при приближении к нефтяной залежи.

Ион аммония, содержание которого может достигать нескольких сотен миллиграммов на 1 дм3, многие исследователи считают надежным поисковым показателем нефтегазоносности.

Соединения азота типа нитритов и нитратов в водах глубокозалегающих горизонтов практически не встречаются.

Они появляются в зоне свобод­ного водообмена при окислении аммонийных солей, в том числе поступающих с глубины в зонах разгрузки подземных вод.

В настоящее время имеются сведения о повышенном содержании ртути в водах газовых залежей.

Сода (гидрокарбонат натрия) может образовываться при окис­лении углеводородов сульфатами. Поэтому наличие в воде соды может при некоторых условиях рассматриваться как признак нефте­носности. Щелочные воды характерны для многих нефтеносных толщ. Основная масса соды в водах нефтеносных отложений обра­зовалась при окислении нефтяного вещества.

Наличие соды в водах может считаться показателем нефтегазо­носности при условии, если эти воды не являются водами коры выветривания, солонцов или вулканических районов.

Источник: http://ros-pipe.ru/tekh_info/tekhnicheskie-stati/gidrogeologiya-/osobennosti-sostava-vod-neftyanykh-i-gazovykh-mest/

ovdmitjb

Add comment