11.6.5 Минеральные воды
Подземные воды, как правило, содержат растворенные соли. Суммарное их количество в единице объема называют общей минерализацией вод. Насыщение подземных вод различными солями происходит в процессе сложного взаимодействия подземных вод и горных пород, по которым они движутся. Подземные воды, растворяя легкорастворимые соединения, переносят их на большие расстояния и при определенных условиях могут осаждать в виде минералов в пустотах горных пород или у выходов подземных вод на поверхность.
Крупнейший советский геохимик В. И. Вернадский подразделил все природные воды по степени их минерализации на пресные, солоноватые, соленые и рассолы. Согласно этой классификации пресные воды содержат меньше 1 г/л растворенных солей; солоноватые — 1—10 г/л; соленые — 10— 50 г/л; рассолы — более 50 г/л.
Помимо количественных показателей при классификации подземных вод используют данные о химическом составе растворенных в них солей. Подземные воды классифицируют по химическому составу на основании преобладающих анионов и катионов. Наиболее распространенными классами вод, выделенными по преобладающим анионам, являются: гидрокарбонатные (НСО3¯ >25 %-экв), сульфатные (SO42¯ > 25 %-экв), хлоридные (Сl¯ > 25 %-экв), сложного состава (сульфатные гидрокарбонатные, хлоридные гидрокарбонатные и т. д.).
Если при классификации вод используют данные о составе солей, то выделяют воды гидрокарбонатные кальциевые, гидрокарбонатные магниевые, сульфатные кальциевые, хлоридные кальциевые и т. д. Таким образом, при полной характеристике подземных вод указывают их класс по степени общей минерализации и тип по составу преобладающих анионов и катионов. Например, характеризуя воды глубокозалегающих водоносных горизонтов европейской части СССР, отмечают, что они представлены рассолами с общей минерализацией 270—350 г/л, хлоридными натриевыми и хлоридными натриево-кальциевыми по составу.
В верхних слоях земной коры в общем случае устанавливается четко выраженная вертикальная гидрохимическая зональность: сверху вниз располагаются зоны гидрокарбонатных, сульфатных и, наконец, хлоридных вод.
11.6.6 Воды нефтяных и газовых месторождений
Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений, согласно классификации М. А. Жданова и др. (1966 г.), подразделяются по отношению к залежи нефти или нефтеносному пласту на несколько разновидностей: нижняя краевая вода располагается в пониженных частях нефтяного пласта, подпирает нефтеносную залежь; подошвенная — в нижней, подошвенной, части нефтяного пласта в пределах всей структуры, включая ее сводовую часть (рисунок 11.10, б); промежуточная вода приурочена к водоносным пластам или пропласткам в нефтяном пласте, являющимся единым объектом разработки; верхняя — к чисто водоносным пластам, залегающим выше нефтяной залежи; нижняя — к чисто водоносным пластам, залегающим ниже нефтяной залежи.
Рисунок 11.10 – Схемы залегания пластовых вод нефтяных и газовых месторождений
На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит их естественная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная. Эти участки пласта условно отделяются друг от друга поверхностями газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Указанная способность газа, нефти и воды к естественной сепарации является причиной того, что в естественных условиях нефть и газ обычно находятся в так называемых ловушках. Наиболее распространены ловушки структурного типа — выпуклые изгибы пластов, перекрытые непроницаемыми породами (рисунок 11.11).
Рисунок 11.11 – Положение контуров газоносности и нефтеносности. Части пласта: 1 – нефтенасыщенная, 2 – газонасыщенная, 3 – водонасыщенная; 4 – глины, 5 – алевриты, 6 – известняки; зоны:
Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливают и различное положение контактов между газом, нефтью и водой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутренним (см. рисунок 26). Внешний контур проводится по кровле нефтеносного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, расположенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит вверху нефть, внизу воду и называется приконтурной зоной.
Геологи-нефтяники постоянно изучают подземные воды нефтяных и газовых месторождений, их динамический режим и химический состав. Следует отметить, что подземные воды указанных месторождений, как правило, характеризуются повышенной минерализацией. По составу эти воды обычно относятся к типу хлоридных кальциевых (хлоркальциевых), реже гидрокарбонатных натриевых. Они отличаются повышенным содержанием ионов йода, брома, часто в них присутствует сероводород. К характерным особенностям вод нефтяных месторождений относятся отсутствие или весьма малое содержание сульфатов и наличие солей нафтеновых кислот. Присутствие углерода органического происхождения в подземных водах нефтяных месторождений создает восстановительную химическую обстановку, приводящую к восстановлению сульфатов по схеме
МеSO4 + 2C = МеS + 2СО2,
где Ме — металлы, С — органический углерод (нефти, битума, газов).
В зависимости от металла реакция приводит к образованию различных соединений. Так, при восстановлении сульфата натрия
Na2SO4 + 2C + H2O = Na2CO3 + H2S + CO2
образуется растворимая в воде сода Na2СО3, повышающая щелочность пластовых вод. При восстановлении сульфата кальция
СаSO4 + 2С + Н2O = СаСО3+ Н2S + СО2
образуется нерастворимый в воде кальцит СаСО3, выпадающий в осадок и ухудшающий коллекторские свойства пород в приконтурной зоне. Однако в любом случае выделяется сероводород, который впоследствии реагирует с различными оксидами, образуя пирит, халькопирит и другие минералы группы сульфидов.
Процессу восстановления сульфатов — десульфатизации способствуют микроорганизмы — особые бактерии-десульфатизаторы, живущие в нефти. Среди них наиболее распространены Vibrio desulfuricas и Vibrio thermodesulfuricas.
Для установления общей минерализации пластовых вод определяют количество солей, растворенных в 1 л, т. е. массу сухого остатка, которая выражается в процентах по отношению к массе 1 л воды. Многочисленные анализы вод нефтяных и газовых месторождений показали, что их общая минерализация колеблется в довольно больших пределах. Например, в Грозненском районе она составляет 6,3 %, в районе Баку достигает 17 % и т. д.
В процессе разработки нефтяных месторождений положение контура нефть—вода меняется. Одной из задач разработки является обеспечение равномерного его продвижения. Дело в том, что пластовые воды с их напором играют роль источника энергии для вытеснения нефти из коллектора. Поэтому на начальной стадии эксплуатации месторождения скважины, вскрывшие нефтяную часть пласта, фонтанируют. По мере интенсивного отбора нефти давление в пласте постепенно падает, а контур нефть — вода перемещается к своду залежи. Для поддержания высокого давления в нефтяном пласте и продления наиболее экономичного фонтанного периода эксплуатации по периферии залежи (за контуром нефть — вода) бурят нагнетательные скважины, по которым в пласт закачивают воду, восстанавливая тем самым давление в пласте.
Изучение подземных вод нефтяных и газовых месторождений имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Результаты этого изучения используются для правильной, оценки перспектив нефтегазоносности территорий. Благоприятными гидрохимическими показателями при этом служат низкое содержание в водах сульфатов и повышенное карбонатов, а также повышенная концентрация йода, брома, сероводорода в водах хлоркальциевого типа и т.д. Если подземные воды исследуемого района характеризуются указанными особенностями, это позволяет предполагать наличие здесь нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений.