1.5. Геохимические методы исследования разрезов скважин

Следует выделить три основных метода: 1) газовый ка­ротаж скважин; 2) люминесцентно-битуминологический анализ; 3) гидрохимический анализ подземных вод. Два первых метода служат для решения отдельных вопросов оценки нефтегазоносности недр в процессе поисков и разведки нефтяных и газовых место­рождений и с этих позиций нами не рассматриваются.

Гидрохимический анализ подземных вод заключается в следую­щем. В процессе поисково-разведочных работ, опробования сква­жин отбираются пробы воды из каждого водоносного пласта и во­доносных частей продуктивных пластов, и направляются в химиче­скую лабораторию, где проводятся следующие работы: 1) опреде­ляются ионно-солевой состав каждой пробы воды и количество воднорастворенных газов; 2) изучается содержание микрокомпонентов в пробах воды (йод, бор, бром, барий, микроэлементы и т. п.); 3) устанавливаются виды и количество воднорастворенных органических веществ; 4) изучается реакция среды, т.е. щелочно-кислотные свойства воды, характеризуемые концентрацией водо­родных ионов рН, а также окислительно-восстановительный по­тенциал Еh.

С целью геологической интерпретации результатов анализа строятся типовые гидрогеологические разрезы, где отражаются ионно-солевой и газовый составы вод различных горизонтов. Как отмечают А.А. Карцев, В. П. Шугрин, эти материалы можно ис­пользовать при сопоставлении пластов нефтяных и газовых место­рождений. В других случаях эти данные позволяют зафиксировать разрывные нарушения по резкому несоответствию ионно-солевых вод [39].

В процессе разработки нефтяных залежей в значительной сте­пени изменяются гидрохимические параметры. Это зависит от про­движения к забою скважин новых порций воды, имеющих несколь­ко иной физико-химический состав. Нередко вследствие нарушения цементного кольца или по тектоническим трещинам наблюдается обводнение продуктивного пласта за счет поступления пластовой воды из другого водоносного горизонта, имеющего иной гидрохи­мический состав. На основе анализа проб воды решается вопрос о путях ее поступления и принадлежности к тому или иному гори­зонту (верхние, нижние, промежуточные воды, воды тектонических трещин и т. п.).

Кроме того, в процессе поддержания пластового давления в нефтяную залежь закачивают пресные, морские, а также пласто­вые воды из выше или нижележащего горизонта. В этом случае состав пластовой воды нефтяной залежи изменяется в результате физико-химических процессов, зависящих от содержания кислоро­да и различных соединений серы. В условиях пласта начинают рез­ко усиливаться окислительно-восстановительные процессы, что приводит к значительному увеличению концентрации в пластовой воде сульфатов, сероводорода, углекислоты. В целом это позволяет определить положение фронта закачиваемой воды и языков об­воднения.

Большое значение при выборе метода поддержания пластового давления имеет решение вопроса о пригодности и эффективности использования вод различного состава. Практика их закачки пока­зала, что содержание в них большого количества железа, коллои­дов, взвесей, плохо растворимых гидрокарбонатов и сульфатов кальция нередко приводит к выпадению этих веществ в осадок, к закупорке пор. Например, закачка поверхностных вод с больши­ми концентрациями кислорода, сульфатов кальция и магния в пла­сты с щелочной водой нередко приводит к выпадению в осадок серы и карбонатов кальция. Закачка щелочных вод в песчано-глинистые пласты нередко приводит к разбуханию глинистых минера­лов и ухудшению коллекторских свойств. Кроме того, при оценке методов заводнения необходимо установить степень поверхностной активности нефти на основе определения в ней органических кислот. С этих позиций выбор поверхностно-активных веществ при закачке воды в залежи с различными нефтями имеет большое практическое значение.