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.