2.5 Свойства пластовых вод

Воды – природные спутники скоплений углеводородов в земной коре. Они связаны с любым видом залежей жидких и газообразных угле­водородных систем [3,4,5,6,7].

Обычно вода вследствие гравитационного разделения занимает по­ниженные части структур залежей нефти и газа, но иногда встречается в средних частях разрезов продуктивных интервалов пластов (горизонтов). Выделяют несколько типов пластовых вод, как это показано на рис. 2.23:краевые, подошвенные, погребенные (остаточные), промежуточные, верхние, нижние.

		нефтенасыщенные породы водоносные породы непроницаемые породы
Рисунок 2.23 Схема размещения различ­ных типов вод в разрезе месторождения

Краевые и подошвенные воды с нефтяными залежами представляют единые гидродинамические системы, которые являются одним из факторов, сопутствовавших процессам миграции и накопления углеводородов в ловушках. Верхние и нижние воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам, имеющим изолирующие слои сверху и снизу (глины, аргиллиты).

В продуктивных интервалах нефтяных и газовых залежей и месторождений обязательно содержится погребенная (остаточная) вода в количестве от 10 до 50, а иногда и более процентов от объема пор (пустот) коллектора. С приближением к ВНК количество погребенной воды постепенно увеличивается за счет капиллярного подъема. Толщина переходных зон (ПЗ) от нефтенасыщенных коллекторов к водонасыщенным может достигать многих метров по вертикали. Очевидно, что эта зона тем больше, чем менее проницаемы коллектора.

В некоторых случаях толщина ПЗ может быть сопоставима с толщиной продуктивного пласта или даже этажа нефтегазоносности. В таких случаях возникает серьезная проблема разработки низкопроницаемых недонасыщенных пластов. В Западной Сибири они встречены на Суторминском, Холмоглрском месторождение, Ем - Еговском, Советско-Соснинском, Нивагальском, Самотлорском _пласт АВ₁¹⁾, Каменном, Восточно - Елизаровском, Верхне - Шапшинском и других месторождениях.

На характер распределения остаточной (погребенной) воды в пористой среде нефтеносного пласта оказывают влияние много­численные факторы: свойства пористой среды (состав пород, структура пор) физико-химические свойства пород и пластовых жидкостей (физико-химические свойства нефтей и вод, количество остаточной воды).

Начальное распределение нефти, остаточной воды и газа в пустотной среде пласта влияет на процессы движения нефти в пласте и прискважинной зоне пласта, на процессы вытеснения нефти и газа водой из пластов. Как было отмечено выше, в зависимости от количества погребенной воды она может быть прочно связанной и рыхло связанной. В первом случае из скважин длительное время и при любых забойных депрессиях добывают безводную продукцию. Во втором неизбежно получение обводненной неф­ти при реальных депрессиях, что осложняет работу нефтепромыслового обо­рудования и в целом делает процесс нефтеизвлечения более дорогим.

Если остаточная вода в пласте в виде тонкой пленки покрывает по­верхность поровых каналов, то такая поверхность поровых каналов является гидрофильной. Если поверхность коллектора вследствие адсорбции поверх­ностно-активных веществ (ПАВ) покрыта компонентами углеводо­родов, то такая поверхность нефтяного коллектора становится в значительной степени гидрофобной. Из этого следует, что формы существования воды необходимо учитывать при подсчете запасов углеводородного сырья, при выборе оптимальных технологий нефтеизвлечения и в конечном итоге при изучении нефтеотдачи пласта, т.е. с целью повышения его ко­эффициента нефтеотдачи (КНО).

Таким образом, первоначальное распределение остаточной воды бу­дет влиять на фазовые проницаемости по нефти, воде и газу. Смачиваемость коллектора будет оказывать влияние на интенсивность капиллярных процессов при вытеснении нефти и промывке пласта, так как в итоге она предо­пределяет формы и количество остаточной нефти в пласте на пределе эко­номической рентабельности применяемой технологии нефтеизвлечения.

Несмотря на разночтения в мнениях исследователей о природе и ха­рактере (свойствах) различных вод, большинством признается существо­вание следующих видов вод в пористой среде:

1. прочно связанная (адсорбированная) вода;

2. адсорбционная вода, удерживаемая молекулярными силами у поверхности твердого тела и прочно связанная с поверхностью коллектора (свойства адсорбционной воды значительно отличаются от свойств свободной воды);

3. пленочная вода, покрывающая гидрофильные участки поверхности твердой фазы;

4. свободная вода, удерживаемая капиллярными силами в дисперсной структуре коллектора (ограничивается менисками на поверхностях раздела "вода - нефть" и "вода - газ").

Когда исследуется керновый материал или интерпретируются геофи­зические данные, то в образцах или интервалах каротажа обычно определяется общее количество остаточной воды без дифференцирования ее по видам.

В начале исследований данной проблемы предполагалось, что остаточная вода вследствие гидрофильных свойств нефтесодержащих пород покрывает всю поверхность каналов пористой среды. Однако исследования М.М. Кусакова показали, что закономерности распределения связан­ной воды имеют более сложный характер. При этом состояние связанной воды зависит от свойств воды. Логично предположить, что сплошная пленка воды между нефтью и твердой фазой отсутствует, а большая часть остаточной воды находится в капиллярно "связанном" состоянии.

С увеличением минерализации остаточной воды возрастает степень гидрофобизации твердой фазы вследствие десольватирующего действия ионов солей (т.е. происходит разрушение сольватных слоев). Устойчивость пленки на поверхности твердой фазы увеличивается при снижении мине­рализации воды (при низком поверхностном натяжении между водой и нефтью), следовательно, можно предполагать, что в пластах, содержащих высокополярные нефти и слабоминерализованные сильнощелочные воды, последние находятся в капиллярно "связанном" и пленочном состоянии.

В газовом коллекторе сильноминерализованные остаточные воды не образуют равновесной смачивающей пленки. Это объясняется десольватирующим действием ионов солей, находящихся в остаточной воде. Средняя толщина слоя равновесной пленки слабоминерализованной воды на по­верхности кварца на границе с воздухом составляет 50 нм.

Затенм было установлено, что общее количество остаточной воды

возрастает с уменьшением про­ницаемости пород.

В отраслевых стандартах были отработаны приемы, нормы и требования по методике определения водонефтенасыщенности пород. До сих пор наиболее представительными являются результаты по определению нефтеводонасыщенности кернов в аппаратах Закса. При отсутствии кернов пользуются результатами ГИС, которые сопоставимы с данными по керну, что позволяет определять для различных типов коллекторов количественные связи (т.е. геофизические данные опосредствуются через лабораторные исследования по керновому материалу).

В лабораториях физики пласта применяют для определения остаточной воды метод полупроницаемых перегородок (приближенно) и метод центрифугирования. По результатам таких исследований строят зависимости: капиллярное давление - водонасыщенность (рисунок 2.24), а затем по обобщению большого числа исследований строят графические зависимости "водонасыщенность - проницаемость - капиллярное давление" (рисунок 2.25).

Рисунок 2.24 Зависимости "капиллярное давление - водонасыщенность"		Рисунок 2.25. Изменение водонасыщенности образцов от проницаемости пород при различных значениях капиллярного давления

Результаты исследований используются в объяснении природы генетических процессов образования залежей и геометризации переходных зон, которые необходимы при проектировании технологий нефтедобычи.

Классификация пластовых вод

Известно много классификаций пластовых вод поо химическому составу, которые базируются не на ионно-солевом составе пластовых вод.

Есть смешанные классификации, учитывающие как количественное содержание ионов, так и характерные соотношения между ними. Одной из основных является, например, предложенная еще в 1935 г., классификация пластовых вод по В.А. Сулину (таблица 2.4).

Таблица 2.4 - Классификация пластовых вод по В.А. Сулину

Типы вод	Коэффициенты
	rNa rCI	rNa - rCI rSO4	rCI - rNa rMg
Сульфатнонатриевый	> 1	< 1	< 0
Гидрокарбонатнонатриевый	> 1	> 1	< 0
Хлориднокальциевый	< 1	< 0	> 1
Хлоридномагниевый	< 1	< 0	< 1

Согласно данной классификации, воды нефтяных месторождений За­падной Сибири относятся преимущественно к хлоридно-кальциевому типу, а также к хлоридной группе и к кальциевой подгруппе.

Характеристика переходных зон

Месторождения углеводородов Западной Сибири, приуроченные к меловым отложениям, являются многопластовыми. В продуктивных песчано-глинистых отложениях развит поровый тип коллекторов, литолого-петрофизические характеристики и фильтрационно-емкостные свойства которых достаточно хорошо изучены [13,23,24].

В большинстве случаев в меловых отложениях выявлены структурные залежи с обширными переходными зонами и зонами недонасыщения, содержащие значительные запасы нефти. Так, в зонах недонасыщения залежей, приуроченных к меловым отложениям Среднеобской нефтегазоносной области, содержится более 12 % начальных потенциальных ресурсов нефти Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (без баженовского нефтегазоносного комплекса), что является одним из критериев постановки работ по изысканию методов ограничения водопритоков с целью получения безводных промышленных притоков нефти из этих зон.

Для лучшего усвоения дальнейшего материала необходимо дать понятие о водонефтяном контакте (ВНК).

Актуальным является знание гипсометрической отметки ВНК, особенно в залежах с обширными переходными зонами. Первоначальное ВНК отбивается по данным геофизических исследований скважин. Из-за сложности геологического строения залежей и неоднозначной интерпретации материалов геофизических исследований скважин единого мнения о положении ВНК нет до сих пор.

В природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и вода в свободном состоянии. В природе не существует четких границ между пластовыми флюидами, т.е. свободный газ, подвижная в обычном понимании нефть и свободная вода разделены между собой в залежах по гравитационно-капиллярному принципу. Закономерность изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа такова, что водонасыщенность возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам [13,24]. Чем выше контраст порометрических характеристик контактирующих слоев в залежи и выше неоднородность (расчлененность) ее строения, тем сложнее характер изменения остаточной водонасыщенности по высоте залежи. Характер распределения водонасыщенности по высоте реальной залежи оценивается следующим путем. Априори принимается - углеводородная залежь является единой укрупнённой скважиной. Затем строится график изменения величины коэффициента водонасыщенност (К_во) или нефтегазнасыщенности (К_нг) в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от установленной отметки ВНК) по всем скважинам месторождения, с выделением зон с различным насыщением. Высота каждой зоны зависит от геологических особенностей строения и условий формирования залежи и коллекторских свойств пород. На отдельных месторождениях Западной Сибири высота предельно насыщенной зоны значительно меньше высоты недонасыщенной и переходной зоны, а суммарная высота последних составляет 10-40 м (и больше), и на них приходится более 70 % объема залежей нефти.

Подвижность флюидов и характер отдачи пластов при испытании по высоте залежи определяется многими факторами: свойствами пород и самих флюидов, соотношением объемов смачивающего (вода) и несмачивающего (нефть, газ) компонентов и др. В однородном коллекторе подвижность пластовых флюидов и состав притока при испытании оцениваются по кривым относительных проницаемостей для воды (К_пр.в.), нефти (газа) (К_пр.нг.). По содержанию воды в нефтяной залежи выделяют четыре зоны [23]:

- предельного насыщения, где К_вК_в.св.;

- недонасыщенная, где К_в.св<К_в<К^I_в;

- переходная, где К^I_в<К_в<К^II_в;

- остаточной нефтенасыщенности, где К^II_в<К_в<1.

В зоне недонасыщения, наряду с подвижными углеводородами и связанной водой, может находится некоторое количество свободной пластовой воды, содержание которой возрастает от К_в.св до К^I_в. Высота этой зоны может быть различной в зависимости от строения и условий формирования залежей. Относительная проницаемость для воды в пределах такой зоны равна нулю и при соблюдении правильной технологии отбора из этой зоны получают чистые притоки нефти. Нижняя граница недонасыщенной зоны принимается в качестве водонефтяного контакта. Многими исследователями отмечается, что продуктивным горизонтам группы АВ Самотлорского месторождения свойственны значительная литологическая неоднородность, расчлененность и прерывистость. Пласты песчаников и алевролитов обладают повышенным содержанием связанной воды. В результате в приконтурных участках образуются обширные зоны недонасыщенности коллекторов толщиной до 30 м. Поэтому в начальный период эксплуатации скважин, в которых перфорирован пласт на расстоянии 10-20 м от уровня ВНК, зачастую в своей продукции они имеют воду (пласты АВ_4-5, АВ_6-7).

В пределах каждой залежи максимальная гипсометрическая отметка, на которой относительная проницаемость для воды равна нулю, колеблется вследствие изменения коллекторских свойств породы и строения залежи. Если в зоне ВНК порометрические характеристики пород по площади залежи существенно различаются, то абсолютные отметки ВНК (где К_в=К^I_в) будут также изменяться, что является одной из причин существования негоризонтальных контактов [27]. Высота недонасыщенной зоны оценивается по графику изменения величины К_н от удаления (по вертикали) пласта от отметки ВНК (Н).

Исследования, проведенные В.К. Федорцовым (1983г.), позволили перейти к целевому изучению свойств каждой из выделенных зон испытанием скважин. Зональность по высоте нефтяных залежей, определенная с учетом различий в степени подвижности связанных воды и нефти, будет, очевидно, решающим фактором при обосновании методики выделения объектов испытания, способов их освоения и исследования.

Авторами в работах [13,24] изучалось распределение удельного электрического сопротивления и коэффициента нефтенасыщенности как наиболее коррелируемого с фазовой проницаемостью по несмачивающей жидкости по высоте отдельной залежи на примере месторождений Среднеобской нефтегазоносной области и Красноленинского нефтегазоносного района. Здесь зона недонасыщения разделена на две самостоятельные подзоны. Первая расположена непосредственно под плоскостью ВНК. Она выделяется по резкому спаду градиента dК_н/dН. Вторая подзона расположена между первой и подошвой зоны предельного нефтенасыщения (рис. 67). В этих подзонах, судя по различным градиентам нефтенасыщенности, действуют различные капиллярные силы.

В подзоне “в_I” они проявляются слабее, поэтому подвижность поровой воды в ней выше. Исходя из этих предпосылок, при испытании нефтяных скважин из этих подзон могут быть получены неоднозначные притоки пластового флюида. Подзона “в_I” названа областью интенсивного течения диффузных слоев связанной воды.

Из двух выделенных большой интерес представляет подзона “в_I”. Она выделяется на многих рассмотренных нами залежах нефти в меловых отложениях Нижневартовского, Сургутского и Красноленинского (викуловская свита) нефтегазоносных районов (рисунок 2.26).

Рисунок 2.26. Изменение градиента нефтенасыщенности по высоте залежи в зависимости удаления от установленной отметки ВНК (ΔН) месторождений Месторождения: I – Карамовское, II – Федоровское, III- Самотлорское (рябчики); IV – Тарасовское. Зоны: а – водонасыщенная, б – остаточной нефтенасыщенности, в – недонасыщения, г – предельного нефтенасыщения

Используя данные о зональном строении нефтяной залежи по высоте, можно прогнозировать характер притока из пласта при четкой дифференциации залежи по насыщению пластовым флюидом. Если характер притока из зон “а” и “г” не вызывает сомнений, то при вызове притока из зон “б” и “в” результаты могут оказаться противоречивыми.

Эти две зоны отличаются между собой не только по коэффициенту нефтенасыщенности, но и величинами капиллярных давлений. В то же время распре деление связанной воды оказывает большое влияние на фазовые проницаемости для нефти и воды. Породы-коллекторы меловых отложений являются гидрофильными, т.е. смачивающей фазой является вода. Поэтому в зоне “а” капиллярные давления равны нулю, а вверх по залежи эти силы возрастают. Зона “б”, находясь ближе к уровню нулевого капиллярного давления, имеет большую подвижность пластовой воды по сравнению с зоной “в”. В зоне недонасыщения выделены две подзоны с различной подвижностью связанной воды. Наибольший геологопромысловый интерес представляет подзона, расположенная непосредственно над ВНК (область возможного течения диффузных слоев). Толщина выделенных зон (подзон) зависит в основном от фильтрационно-емкостных свойств пород: чем выше физические свойства коллекторов, тем толщина зон недонасыщения меньше.

Для оценки размера и строения ПЗ наряду с геофизическими методами используют экспериментальные усредненные зависимости водонасыщенности от капиллярного давления.

В песчаниках высокой отсортированности зерен, т.е. с высокой проницаемостью, толщина ПЗ не превышает нескольких десятков сантиметров. В низкопроницаемых коллекторах размеры переходных зон могут быть весьма значительными. Состояние свободной и связанной воды в ПЗ определяется свойствами фаз системы и степенью водонефтенасыщенности пород. Очевидно, что высота (толщина) ПЗ на контакте "нефть - газ" (ГНК) должна быть меньше, чем у ВНК.

В газонефтяных залежах при переходе от нефтенасыщенной к газонасыщенной зоне распределение связанной воды становится более сложным; здесь в большей степени могут отмечаться разрывы плёнок связанной воды и дальнейшая гидрофобизация поверхности породы – коллектора, что отражается в распределении удельного электрического сопротивления пластов. Исследования показали, что во всех случаях при переходе от нефтенасыщенной к газонасыщенной части залежи отмечается заметное увеличение удельных электрических сопротивлений.

Указанная методика позволила выделить в газонасыщенной части залежи две зоны : в нижней - зону с повышенным содержанием остаточной нефти по резкому спаду градиента dρ_п/dН толщиной до 10 м (зона д). Выше располагается зона предельного газонасыщения, характеризующаяся постоянным градиентом dρ_п/dН (зона е). Плоскость газонефтяного контакта выделяется по резкому скачку градиента dρ_п/dН.

Физические свойства пластовых вод

Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод: плотность, вязкость, объемный коэффициент. сжимаемость, коэффициент теплового расширения.

Плотность пластовой воды возрастает с увеличением концентрации растворенных солей. Известны рассолы с концентрацией солей до 642, 8 кг/м³, плотность которых достигает 1450 кг/м³.

Пластовые воды месторождений Западной Сибири характеризуются слабой минерализацией (в отличие от месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции). Содержание солей в них колеблется от 10 до 17 г/л. Плотность вод при этом меняется от 1008 до 1012 кг/м³. Значения рН находятся в пределах 7,20-8,50 (пластовые воды слабощелочные или щелочные).

В таблице 2.5 приведены данные о плотностях и минерализации пласто­вых вод некоторых месторождений нефти Западной Сибири.

Слабая минерализация пластовых вод позволила упростить схемы промысловой подготовки нефти, исключив ступень обессоливания при достаточной глубине обезвоживания.

В поверхностных условиях проявляется и отрицательная сторона слабой минера­лизации вод: снижение скорости осаждения глобул в отстойной аппаратуре, что уменьшает эффективность процесса деэмульгации в отстойниках, дей­ствие которых основано на использовании гравитационных сил.

Плотность пластовых вод необходимо знать при технологических расчетах по обоснованию режимов работы подъемников (как фонтанных, так и при механизированных способах добычи нефти).

Объемный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях V_пл к удельному объему ее в стандартных условиях V_ст:

EMBED Equation.3 (2.85)

Таблица 2.5 - Свойства пластовых вод некоторых месторождений

Западной Сибири

Месторождение	Пласт	ρв, кг/м3	Минерализация, мг/л	рН
Усть-Балыкское Правдинское Южно-Балыкское Западно-Сургутское Западно-Сургутское	БС1 БС5 БС10 БС10 БС2	1011 1009 1008 1011 1010	16505 13040 14350 15847 15960	8,3 7,95 7,2 7,2 7,4

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, рост температуры сопровождается его повышением.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит от темпе­ратуры и минерализации. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и температуры. В области низких температур (510^ОС) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды. При одних и тех же ус­ловиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,52,0 раза. Углеводородные газы растворяются в воде в незначительных количествах, поэтому μ_в незначительно уменьшается при насыщении вод га­зом. По этим причинам вязкость воды в пластовых условиях можно опре­делять обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой темпера­туре и атмосферном давлении.

Сжимаемость пластовой воды оценивается коэффициентом

сжимаемости:

EMBED Equation.3 (2.86)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,75,0)·10^-10 Па^-1.

Коэффициент теплового расширения пластовых вод определяется отношением

EMBED Equation.3 (2.87)

где ΔV_в - изменение объема воды при изменении температуры на величину Δt;

V_в - объем воды в нормальных условиях.

Из соотношения (2.85) следует, что коэффициент теплового расши­рения воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1°К). По экспериментальным данным для пласто­вых условий он колеблется в пределах 18·10^-5  90·10^-5 1/°С, возрастая с увеличением температуры и несколько уменьшаясь с ростом пластового давления.

Условия выпадения солей из попутно добываемой воды

Разработка многих нефтяных и газовых месторождений сопровождается отложением солей в скважинах и промысловом оборудовании при появлении воды в продукции скважин. В фонтанных скважинах, а также при использовании штанговых и центробежных насосов отложения солей могут перекрывать трубное сечение подъемников до практически полной остановки скважин (сечение уменьшается до 1015 мм). При простое скважин в ожидании ремонта детали УЭЦН и УШСН «цементировались» выпавшими солями до полного выхода установок из строя и необходимости их полной замены. Подобные проблемы впервые возникли в Западной Сибири при эксплуатации Трехозерного месторождения, на котором начали внедрять закачивание пресных вод в пласт для поддержания давления.

Данные проблемы возникали и в других регионах бывшего СССР, что требовало изучения условий отложения солей и разработки мероприятий по предупреждению солеотложений и ликвидации последствий.

Исследования показали, что основными компонентами в большинстве отложений являются: карбонат кальция (СаСО₃), сульфат кальция (гипс – СаSO₄·2Н₂0 и ангидрит - СаSO₄), сульфат бария (BaSO₄)

В призабойной зоне нагнетательных скважин в составе неорганических осадков обнаружены продукты жизнедеятельности бактерий.

При изучении причин обрыва насосно-компрессорных труб на глубинах от 400 м и более в условиях обводнения скважин на Туймазинском нефтяном месторождении в конце 60-х годов установлен факт влияния на эти осложнения жизнедеятельности бактерий, продуцирующих сероводород и другие сернистые соединения, вызывающие активную коррозию оборудования.

Большинство отложений имеет кристаллическую структуру. На характер кристаллических осадков оказывают влияние многие факторы: термо- и гидродинамические условия в потоке, динамика пересыщения растворов в условиях различных примесей и др.

Образование кристаллических неорганических агрегатов (солей) как процесс состоит из ряда этапов: пересыщение раствора солями, зародышеобразование, рост кристаллов, перекристаллизация.

Эти этапы могут протекать либо последовательно, либо одновременно, накладываясь один на другой.

Пересыщение раствора солями относительно какого-либо комплекта связано с увеличением концентрации последнего выше равновесной (растворимости). Условием возникновения этого процесса на месторождениях является наличие минерализованной попутно добываемой воды и причин, вызывающих ее пересыщение. В водах многих нефтяных месторождений растворено большое количество неорганических солей.

Главным условием возникновения солеотложений является несовместимость закачиваемых и пластовых вод. Например, на упомянутых месторождениях Узень и Жетынбай закачиваемая морская вода и пластовые воды химически не совместимы; при их смешивании образуются продукты реакции из пересыщенных растворов. Не совместимы также закачиваемые пресные воды с пластовыми в условиях большинства месторождений Западной Сибири: при внедрении законтурного заводнения на Трехозерном месторождении с использованием воды из р. Конды были выявлены отложения солей в оборудовании скважин. Аналогичные проблемы возникли и на месторождениях Широтного Приобья. Именно несовместимость закачиваемых вод с пластовыми водами – одна из основных причин солеотложений на большинстве нефтяных месторождений.

Однако на практике образование осадков солей часто наблюдается еще до начала заводнения пластов. Поэтому помимо названной причины образования пересыщенных растворов существуют и другие.

Изменение химического состава пластовых вод в процессе разработки месторождений

Смешивание закачиваемой и пластовой вод даже при условии их химической совместимости зачастую приводит к формированию попутно до­бываемой воды совершенно нового состава. Это, в свою очередь, способствует изменению растворимости отдельных компонентов. Это вполне естественно, так как известно, что введение или присутствие более растворимой при данной температуре соли снижает растворимость менее растворимой. Например, при высокой концентрации NаС1 в растворе заметно повышается растворимость СаСОз и СаSO₄. Максимумы рас­творимости СаСО₃ отмечаются при содержании NаС1 в количестве 20 г/л, а гипса -150 г/л.

Из данных следует, что в большей степени (в 10 раз) повышается растворимость ВаSО₄.

Пластовые воды большинства месторождений, разработка которых осложнена солеотложениями, являются водами хлоркальциевого типа. В таких водах растворимость гипса невелика. Если при отсутствии в воде СаСl₂ равно­весная концентрация гипса составляет 2080 мг/л, то при содержании в растворе 367,85 г/л СаСl₂ она уменьшается до 32 мг/л.

Таким образом, в двухкомпонентных системах различные соли по-разному влияют на равновесную концентрацию основных компонентов неорганических осадков. Реальные пластовые и попутно добываемые воды - это многокомпонентные водно-солевые системы. Это наглядно подтверждается зависимостью растворимости ангидрита и гипса от суммарной минерализации воды и от массовой доли отдельных компонентов, которая имеет сложный характер и изменяется в широком диапазоне. При увеличении содержания ионов Сl^- до 4 % для большинства значений реальных для скважин температур растворимость сульфата кальция возрастает. При дальнейшем повышении содержания ионов Сl^- в системе уменьшается равновесная концентрация сульфата кальция. Таким образом, изменение минерализации попутно добываемой воды может привести к ее перенасыщению и выпадению солей в осадок.

Другой причиной образования солевых отложений на Майкопском газоконденсатном месторождении явилось некачественное разобщение горизонтов и значительной разницы в давлениях в I, II и III горизонтах. Пластовые воды поступали из одного горизонта в другой. Смешение щелочных вод I и II горизонтов, содержащих большое количество СаСl₂ и МgСl₂ , с водами III горизонта приводило к образованию солевых осадков из карбонатов кальция и магния.

Таким образом, механизм солеотложений весьма сложен и не всегда подд­ается прогнозу. Поэтому на практике редко планируют меры по предупреждению отложений солей, а чаще меры их удаления. Например, при отложении солей карбонатов используют соляную кислоту. Для борьбы с рыхлыми отложениями гипса (в начальные периоды загипсовывания оборудования) используют 1015 % растворы карбоната и бикарбоната натрия и калия. При этом гипс преобразуется в карбонат кальция, который затем удаляют соляной кислотой.

В Западной Сибири для предупреждения и борьбы с солеотложениями используют многоцелевые реагенты, растворы которых подают в затрубное пространство скважин за счет применения капельниц или дозаторных насосов.