Состав и физико-химические свойства

ПЛАСТОВЫХ ВОД

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95–98 %. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен, зависит от природы эксплуатируе­мого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа.

Различают следующие виды пластовых вод (рис. 5.1):

· краевые воды, заполняющие поры вокруг залежи – 1;

· подошвенные воды, заполняющие поры коллектора под залежью – 2;

· остаточные воды, оставшиеся со времён образования залежи – 3;

· промежуточные воды, расположенные между продуктивными пропла­стками, приуроченные к водоносным пропласткам, залегаю­щим в нефтяном пласте – 4;

· верхние – 5;

· нижние – 6.

Рис. 5.1. Схема размещения различных типов вод в разрезе месторождения

Первые 4 типа вод представляют собой единую гидродинамическую систему пласта.

Верхние и нижние (5, 6) воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам.

Как отмечалось выше, в продуктивных горизонтах нефтяных и газовых залежей величина остаточной водонасыщенности (S_o) составляет в среднем 6–35 % от объёма пор в коллекторах.

С приближением к зоне водонефтяного контакта (ВНК) количество воды постепенно увеличивается за счёт капиллярного подъёма. Процентное содержание остаточной воды может быть и выше.

При этом вода не вся находится в поровом пространстве, а образует, так называемые, переходные зоны (ПЗ), что наблюдается на некоторых месторождениях Западной Сибири: Советско-Соснинском (на границе Томской и Тюменской области), Суторминском (Ноябрьск), Приобском (Сургут) и других. Такие явления характерны для низкопроницаемых недонасыщенных пластов, малых малодебитных месторождений (Северовасюганское). Толщины ПЗ могут быть сопоставимы с толщинами продуктивных пластов, что создаёт серьёзные проблемы в разработке месторождений.