§ 4. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

Вода - неизменный спутник нефти и газа. В месторождении она залегает в тех же пластах, что и нефтя­ная или газовая залежь, а также в собственно водоносных пластах (горизонтах). В процессе разработки вода может внедряться в нефтяную или газовую залежь, продвигаясь по нефтегазоносному пласту, или поступать в скважины из дру­гих водоносных горизонтов. В соответствии с принятой тех­нологией разработки вода может закачиваться в залежь и перемещаться по пластам. Чтобы разобраться, какая вода появилась в пласте и скважинах, промысловый геолог должен хорошо знать, в каких видах она может залегать в недрах нефтяных и газовых месторождений, и ее свойства.

Формы залегания воды в породах. В горных породах во­да находится в субкапиллярных, капиллярных и сверхкапил­лярных пустотах. В зависимости от размера пустот она на­ходится в различных формах (рис. 42). В субкапиллярных пустотах вода обволакивает минеральные частицы и как бы входит в состав минералов. На поверхности минерального основания находится связанная вода, образующая два слоя. Непосредственно поверхность минералов обволакивается ад­сорбированной водой слоем в несколько молекул. Эта вода удерживается очень большим давлением (до 1000 МПа) и по свойствам близка к твердому телу. Слой адсорбированной воды покрывается слоем рыхлосвязанной лиосорбированной воды, толщина которого может достигать нескольких сот диаметров молекул. В поровом пространстве в местах сбли­жения минеральных частиц появляется так называемая сты­ковая (пендулярная) вода, которая в свою очередь отделяет от основной массы сорбционно-замкнутую (капельножидкую) воду.

Рис. 42. Воды в породах ( по А.А. Карцеву):

1 — минеральные частицы пород; 2 — минералы с включениями воды; вода: 3 - адсорбированная; 4 - липосорбированная; 5 - капиллярная; 6 — стыковая (пендулярная); 7-сорбционно-замкнутая; 8 — свободная гравитационная; 9 - парообразование в свободной воде

В капиллярных пустотах находится капиллярная вода. При сплошном заполнении пор она может передавать гидростати­ческое давление, при частичном заполнении подчиняется лишь менисковым силам. В сверхкапиллярных пустотах в капельножидком состоянии находится свободная гравитаци­онная вода. Эта вода свободно передвигается под действием гравитационных сил и передает гидростатическое давление. Именно она замещается нефтью и газом при формировании залежей. Субкапиллярная часть капиллярной воды и вода, оставшаяся в сверхкапиллярных пустотах после образования залежей нефти или газа, составляют остаточную воду нефтегазонасыщенных пород.

Подземные воды попадают в горные породы как в про­цессе осадконакопления (седиментационные воды), так и в результате последующего проникновения их в формирующи­еся или уже сформировавшиеся горные породы (инфильтрационные и элизионные воды). Инфильтрационные воды попадают в фильтрационные водонапорные системы за счет поступления атмосферных осадков, речных, озерных и морских вод. Проникая в пласты-коллекторы, они движутся от зоны питания к зоне разгрузки.

Элизионные воды — это воды, попадающие в водоносные или нефтеносные пласты (горизонты) в элизионных водона­порных системах вследствие выжимания поровых вод из уп­лотняющихся осадков и пород-неколлекторов при увеличи­вающейся в процессе осадконакопления геостатической на­грузке (см. главу VII).

При инфильтрационных и элизионных процессах вследст­вие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади отдельного пласта, и по разрезу месторождения меняется.

Виды вод нефтяных и газовых месторождений. С пози­ций промысловой геологии воды нефтяных и газовых место­рождений делятся на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напор­ные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

Понятие “остаточные воды" рассмотрено выше (см. § 4 главы V).

Собственные пластовые воды — один из основных при­родных видов вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности залежи. Вода, залегающая под ВНК (ГВК), называется подошвенной. К промежуточным относят­ся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся воды верхние и ниж­ние, грунтовые, тектонические.

Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а нижними — воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его.

К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверх­ность.

Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносности по дизъюнктивным нарушениям. Эти во­ды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Положение грунтовых пластовых и тектонических вод в разрезе месторождения схематично показано на рис. 43.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давле­ния, а также попавшие при бурении скважин (фильтрат промывочной жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных вод нефтяных и газовых мес­торождений составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых вод имеют большое значе­ние для разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них зависит течение многих процессов в дренируемом пласте. Поэтому их значение позволяет намечать более эф­фективные мероприятия по контролю и регулированию раз­работки и эксплуатации скважин и промысловых систем. Все это заставляет уделять большое внимание вопросам состава и физических свойств подземных вод.

Химическая классификация подземных вод. Под химиче­ским составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классификаций подземных вод (С.А. Щукарева, О.А. Алекина, Ч. Паль-мера, В.И. Вернадского и др.). Среди нефтяников общее при­знание получила классификация В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирова­ние химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.

Рис. 43. Схема залегания подземных вод нефтегазо­вого месторождения:

а - непроницаемые поро­ды; б - нефть; , - газ; вода: „ - минерализован­ная; g - конденсационная; е — смешанная конденсационная и минерализован­ная; виды вод: 1 — грунтовые; 2 - верхние пласто­вые; 3 - краевые или кон­турные; 4 - промежуточ­ные; 5 - подошвенные; 6 - нижние пластовые; 7 — тектонические

В основу классификации положены три основных коэф­фициента, в %-экв/л: rNa/rCl, (rNa - rCl)/rSO_A, (г Cl -rNa)/rMg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме.

Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре гене­тических типа вод (табл. 6). При небольших отклонениях коэффициентов от единицы, т.е. в зонах перехода от одного типа к другому, воды следует относить к переходным типам.

Таблица 6

Классификация подземных вод по ВА. Сулину

Тип вод	rNa/rCl	rNa-rCl rSO4	rCl-rNa rMg
I — сульфатно-натриевый II - гидрокарбонатно-натриевый III — хлоридно-кальциевый IV — хлоридно-магниевый	> 1 > 1 < 1 < 1	< 1 > 1 - -	- - > 1 < 1

Каждый тип вод по преобладающему аниону делится на три группы - хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся на подгруп­пы — натриевую, магниевую и кальциевую. Подгруппу следу­ет выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется с преобладающим анионом, а не с другими.

Физические свойства пластовых вод. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворен­ных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых место­рождений меняется в очень широких пределах — от менее 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием плести главных ионов ( )

Значительно распространены в водах также карбонат-ион ( ), ионы калия (К⁺) и железа (Fe²⁺ и Fe³⁺). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).

Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).

Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использова­ние при заводнении залежей способствует повышению коэф­фициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти (см. главу VIII). В то же вре­мя высокая минерализация пластовых вод в определенных ус­ловиях может приводить к выпадению солей на забое добы­вающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухуд­шает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5-2,0м³/м³, обычно оно равно 0,2-0,5 м³/м³. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, уг­лекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде значительно ниже их раство­римости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Сжимаемость воды - обратимое изменение объема во­ды, находящейся в пластовых условиях, при изменении дав­ления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (З-5)10^-4 МПа^-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализо­ванной воды уменьшается с увеличением концентрации со­лей. Это свойство играет существенную роль при формиро­вании режимов залежей.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и га­зовых месторождений В_в зависит от минерализации, химиче­ского состава, газосодержания, пластовых давления и темпе­ратуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В боль­шинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20 %), поскольку пластовая темпе­ратура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плот­ности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического со­става. Газосодержание и давление оказывают меньшее влия­ние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтя­ных и газовых месторождений составляет 0,2- 1,5 мПа·с.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значи­тельной степени зависит от химического состава и при соот­ветствующей химической обработке воды может быть зна­чительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением - уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую спо­собность, что способствует увеличению коэффициента вы­теснения нефти водой.

Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят элект­рический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измере­ния которого принят 1 Ом·м. Знание удельного сопротивле­ния подземных вод необходимо для интерпретации материа­лов электрометрии скважин.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, от­бор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в мо­нографиях по физике пласта или в справочниках.

Техногенные воды по своим свойствам обычно отличают­ся по минерализации от пластовых. Они менее минерализо­ваны. Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.