Воды нефтяных месторождений

Воды нефтяных месторождений

ВОДЫ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. В нефтепромысловой практике установилась следующая номенклатура вод в зависимости от залегания водоносных горизонтов в нефтеносной толще: верхняя, промежуточная, краевая, или синклинальная, нижняя и подошвенная вода. Верхняя вода залегает в слоях, расположенных над нефтеносной толщей. Промежуточная вода находится в слоях, залегающих между нефтяными пластами. Краевая вода залегает в самом нефтяном пласту, занимая пониженные его места: на крыльях антиклинали, на погружениях оси складки и в синклиналях. Нижняя вода находится под нефтеносными пластами, отделяясь от них водонепроницаемым слоем; иногда такой слой отсутствует.

Относительное расположение различных водоносных и нефтеносных горизонтов показано на фиг. 1.

Относительное расположение различных водоносных и нефтеносных горизонтов

Во избежание порчи нефтяных пластов все эти воды д. б. тщательно изолированы от них. Успешность закрытия воды зависит от правильного выбора, горизонта для ее закрытия. Появление в скважине верхней воды - одно из обычных зол на промыслах - является результатом непринятия мер к изоляции верхних вод или порчи тампонажа вследствие недостаточной прочности обсадных труб, неудовлетворительных качеств цемента или неудачного выбора горизонта для закрытия воды. Появление краевой воды указывает на истощение пласта; такой процесс затопления нефтяного пласта и превращения его в водоносный предотвратить нельзя, но замедлить этот процесс возможно, не применяя интенсивного откачивания жидкости. Нижняя вода появляется, если при бурении пробивается водонепроницаемый слой, отделяющий нефтеносный песок от нижележащего водоносного. Во всех случаях доступа воды в скважину вода может затопить не только эту скважину, но и соседние; особенно это относится к нижней воде. В нефтяных пластах с очень пологим залеганием встречается пластовая подошвенная вода, залегающая внизу нефтяного пласта. Присутствие воды в нефтяной скважине увеличивает эксплуатационную себестоимость нефти и может уменьшить производительность скважин «на нефть».

При бурении скважин в нефтяном месторождении и при эксплуатации их весьма важно определить, откуда притекает в скважину обнаруженная в ней вода. В зависимости от этого определения принимаются различные меры для изоляции воды от эксплуатируемых скважиной нефтяных пластов. Иногда указания на источник питания водой скважины может дать уровень вод, наблюдаемый в скважине: часто отдельные пройденные скважиной горизонты имеют различные уровни вод. Однако наиболее надежным способом выяснения вопроса, откуда в скважину поступает вода, является изучение химического состава вод эксплуатируемого месторождения.

По степени минерализации воды нефтяных месторождений чрезвычайно разнообразны: они бывают или почти пресными, как, например, в Грозненских месторождениях, или сильно солеными, как, например, в Бакинском и Эмбенском районах. Но главные составные части этих вод одни и те же. Из кислотных радикалов встречаются: Сl', Br', J', SO4", СO3" и S"; из основных: Na, К, Са∙∙, Mg∙∙, Sr∙∙, Fe∙∙, AI∙∙∙ и Si∙∙∙∙. Кроме того имеются следы солей фосфорной кислоты, следы Li, В и соли жирных кислот. Преобладающей составной частью вод нефтяных месторождений являются: Cl', СO3", Na, Са∙∙ и Mg∙∙. Некоторые воды содержат H2S и СО2 в газообразном состоянии. H2S нередко встречается в водах Бакинских нефтяных месторождений; СО2 имеется в свободном состоянии в нижних водах Биби-Эйбата, но особенно большое содержание наблюдается в водах Майкопского нефтяного месторождения.

Иногда на практике для классификации вод при разработке нефтяных месторождений ограничиваются указанием степени их минерализации, определяемой, например, на Бакинских промыслах, ареометром Боме. Однако этого метода часто оказывается недостаточно. Для более полной характеристики вод по их химическому составу существует метод Пальмера, принятый как на наших нефтяных промыслах, так и на промыслах Америки. Для применения этого метода предварительно необходимо выразить анализ исследуемой воды в ионной форме; далее все радикалы выражаются в единицах реакционной емкости путем перемножения весовых количеств ионов на реакционные коэффициенты. Численное значение последних получается делением валентности иона на его вес. Реакционная емкость ионов рассматриваемого анализа переводится в проценты, причем сумма всех положительных радикалов, равно как и сумма всех отрицательных радикалов, приравнивается 50%. Пальмер рассматривает основные свойства вод в зависимости от взаимного содержания различных кислот и оснований. Все кислоты группируются на сильные (НСl, H2SO4 и HNO3) и слабые (Н2СO3 и H2S). Основания подразделяются на щелочные (Na и К) и щелочноземельные элементы (Са и Mg). Для каждой из групп Пальмер дает соответствующее определение. Соленость определяется как свойство, вызываемое наличием в солях сильных кислот, щелочность же определяется содержанием слабых кислот. Свойства, зависящие от присутствия щелочей, называются первичными, а свойства, зависящие от щелочноземельных радикалов, - вторичными. Первичная соленость вод определяется содержанием сильных кислот и щелочей. Если сильные кислоты превышают содержание щелочей и избыток кислот нейтрализуется щелочноземельными радикалами, то имеется налицо вторичная соленость. Первичная щелочность получается, когда содержание щелочей превышает содержание сильных кислот и избыток щелочей нейтрализуется слабыми кислотами. Вторичная  щелочность получается при избытке щелочноземельных элементов и слабых кислот. Первичная щелочность (вода мягкая) и вторичная соленость (вода жесткая) несовместимы; жесткость при вторичной солености постоянная, при вторичной же щелочности - временная и может быть удалена кипячением.

Классификация Пальмера весьма удобна для характеристики вод нефтяных месторождений. На фиг. 2 дана графическая схема, поясняющая сущность характеристики вод по этому способу.

Классификация Пальмера

Однако для распознавания вод в нефтяных месторождениях иногда приходится прибегать еще к добавочному их подразделению на основании соотношений реакционных емкостей хлоридов, сульфатов и карбонатов.

Данные химического анализа вод могут давать некоторые указания на происхождение этих вод. В водах нефтяных месторождений надо различать: 1) поверхностные, 2) приуроченные к нефтеносной толще и 3) глубинные воды. Поверхностные воды - б. ч. сульфатные, различной минерализации и солености. Приходя в контакт с нефтеносной толщей, они изменяют свой состав, но их характерная особенность, содержание сернокислых солей, позволяет легко отличать их от собственно нефтяных вод. Для Бакинского района поверхностными водами являются воды террас древнего Каспия и озерные воды, насыщающие пески продуктивной толщи в местах их выхода на поверхность. Для Грозненского района водами поверхностными являются грунтовые, или подпочвенные, и речные воды, проникающие в пласты продуктивной толщи путем просачивания сверху вниз или непосредственным пропитыванием пористых пород продуктивной толщи в местах их выхода на поверхность. Для Эмбенского района имеют значение грунтовые воды, которые обладают большой соленостью и просачиваются в пласты, прикрывающие продуктивную толщу. Воды, приуроченные к нефтеносной толще, или собственно нефтяные воды, характеризуются отсутствием сернокислых солей. Генезис этих вод для каждого района различен в зависимости от его геологического строения. Для Бакинского района наиболее минерализованные воды приурочены к свитам наиболее продуктивных нефтяных пластов. Такое залегание соленых вод, их однообразный химический состав, вполне гармонирующий с однообразным литологическим составом песчано-глинистой продуктивной толщи, их температура, близкая к температуре содержащих эти воды слоев, дают основание рассматривать их как ископаемые, неразрывно связанные с содержащими их слоями. Эти ископаемые воды, иначе называемые первичными, могли сохраниться даже при сильной складчатой дислокации, какая имела место на Апшероне, в пластах продуктивной толщи; характерной особенностью последней является непостоянство разреза, выклинивание пластов, переход глин в пески и обратно и наличие замкнутых форм залегания песков. Глубинные воды - это гипогенные воды, поднимающиеся по трещинам с глубины и поступающие в пласты продуктивной толщи. Температура этих вод выше температуры слоев, в которые они проникают. Свойства их чрезвычайно разнообразны. В нефтяных месторождениях возможность встречи таких вод не исключена, однако, во всех ныне эксплуатируемых нефтяных месторождениях Союза, по-видимому, не приходится иметь дела с гипогенными водами.

Отдельные типы вод в недрах нефтяных месторождений большей частью представляют собой смеси двух основных типов: поверхностных и первичных вод, причем оба типа могут подвергаться метаморфизму под действием углеводородов. В зависимости от степени участия отдельных компонентов и степени метаморфизации Дж. Ш. Роджерс дает такую классификацию водам нефтяных месторождений: 1-я группа - нормальные воды с большим содержанием сульфатов, типичного атмосферного происхождения; 2-я группа - умеренно измененные воды с меньшим содержанием сульфатов, смеси с преобладанием атмосферных вод; 3-я группа - сильно измененные воды, практически не содержащие сульфатов. В последнюю группу входят: 1) карбонатные воды - атмосферного происхождения, 2) рассолы - соленые воды первичного происхождения. Группа нормальных вод характеризуется вторичной соленостью и отношением карбонатов к сульфатам меньшим 1; содержание в них щелочноземельных элементов м. б. значительное. Во второй группе, если преобладают атмосферные воды, обнаруживаются первичная щелочность, сульфатная соленость свыше 15% общей солености, отношение карбонатов к сульфатам от 1 до 15; щелочноземельных элементов меньше, чем щелочей. В случае преобладания первичных вод, во второй группе наблюдается: вторичная соленость, сульфатная соленость свыше 1% общей солености; щелочноземельных элементов меньше 10% всей реакционной емкости. В третьей группе карбонатные воды характеризуются первичной щелочностью свыше 50% общей солености и сульфатной соленостью меньшей 15% ее, отношение карбонатов к сульфатам выше 15; щелочноземельных элементов меньше 8% общей реакционной емкости. Рассолы обладают вторичной соленостью; сульфатная соленость менее 0,5% общей солености щелочноземельных элементов от 1 до 2%. На фиг. 3 дана диаграмма, показывающая соотношение нефтяных вод атмосферного и первичного происхождения и их метаморфизацию при приближении к нефтяной зоне.

Соотношение нефтяных вод атмосферного и первичного происхождения

Воды Бакинского района отличаются своеобразным составом. Это - соляные рассолы. Преобладает составная часть NaCl. Кроме того найдены: СаСl2, MgCl2, Аl2Сl6, FeCl2, NaBr, MgBr2, NaJ, MgJ2, Na2CO3, CaCO3, MgCО3, Sr, соли фосфорной кислоты, CO2, H2S, следы Li, В, соли жирных кислот и др. Характерной особенностью нефтяных вод является почти полное отсутствие сернокислых солей (табл. 1).

Воды Бакинского района

Воды Бакинского района

Анализы обнаруживают уменьшение минерализации со стратиграфической глубиной. Как видно из анализа, хурдаланская вода, залегающая в нижнем отделе продуктивной толщи, обладает наименьшей минерализацией из всех буровых вод Бакинского района. Если просмотреть разрез продуктивной толщи во всех промысловых районах, то бросается в глаза зависимость минерализации вод от литологического состава пород. Наиболее минерализованные воды, с плотным остатком от 125,37 до 153,21 грамм на литр, принадлежат Сураханам, Раманам и верхним слоям Биби-Эйбата, где в разрезах продуктивной толщи развиты глины, пески же играют подчиненную роль. На Апшеронском полуострове имеется еще более минерализованная вода из пластов, залегающих в кровле продуктивной толщи. Вода эта вытекает из скважин у деревни Кала. Ее плотность по Вѐ 18°, при удельном весе 1,148. В середине толщи во всех районах пески преобладают, и здесь видны колебания плотного остатка от 79,22 до 41,30 г на л. Наконец, в Хурдалане, т. е. в низах продуктивной толщи, имеются почти сплошные пески и вода с наименьшей минерализацией (плотный остаток - 16,57 г).

Зависимость минерализации вод от литологического состава пород дает основание высказать предположение о насыщении вод солями, содержащимися в глинисто-песчанистых слоях продуктивной толщи. Геотермические наблюдения дали возможность установить существование воды с температурой, близкой к температуре слоев забоя скважин, а химический состав этих вод выяснил принадлежность их к одному и тому же типу вод. Имеются также воды с температурой, превышающей температуру слоев забоя скважин, а, следовательно, притекающие по трещинам из глубины. Они менее минерализованы, чем предыдущие воды. С такими водами приходится иметь дело, например, на Биби-Эйбате, но, по-видимому, они не гипогенного, а атмосферного происхождения, так как вся продуктивная толща Биби-Эйбата, залегающая на значительной глубине, выходит на расстоянии около 5 км на запад, близ горы Аташка, наружу; атмосферные осадки, насытив здесь мощные пески продуктивной толщи, заполняют более пониженные места пластов на Биби-Эйбате и, под влиянием гидростатического давления, поднимаются по трещинам вверх, оставляя в местах выхода их на поверхность следы циркуляции в виде мощных натеков кальцита.

Из вод Бакинского района наиболее изученными являются воды Биби-Эйбата. Здесь установлены следующие водоносные горизонты: 2 горизонта поверхностных вод в террасах современного и древнего Каспия, 2 горизонта верхних вод в песках коренных пород, прикрывающих продуктивную толщу, и 35 водоносных горизонтов в собственно продуктивной толще до глубины 1066,8 м. Из последних наиболее постоянны 11 горизонтов. Вода первых 4 горизонтов собственно продуктивной толщи относится к сильно измененным водам горизонтов, прикрывающих продуктивную толщу; остальные горизонты, приуроченные к наиболее продуктивным пластам, относятся к первичным водам. В этих водах сернокислые соли совершенно отсутствуют. Содержание Сl, Са и Mg с глубиной уменьшается, а содержание H2CO3, SiO2, Na и К увеличивается. Из анионов преобладающую роль играет Сl, из катионов - Na. В табл. 2 приведены анализы пластовых вод.

Пластовые воды Биби-Эйбата

Воды верхних горизонтов обладают вторичной соленостью, которая постепенно уменьшается к XIII пласту, и исчезает в XIV пласту, где появляется первичная щелочность, увеличивающаяся с глубиной. Эта щелочность в низах продуктивной толщи на Хорасанской и Бинагадинской площадях доходит до 50%.

Гидростатический уровень вод Биби-Эйбата расположен на различной глубине - от 50 м (от поверхности) во II пласту до 240 м в IV пласту. В наиболее продуктивных пластах, от IV до XI, наинизший уровень - около 240 м. От XI пласта он начинает повышаться: так, в пластах XII и XII f уровень залегает на глубине 160 м, в пластах XIII —XIV - на 140 м, в XIV - на 130 м и в XV - на 120 м.

Воды Грозненских месторождений по их залеганию надо разделить на две категории: 1) воды, залегающие в пластах, прикрывающих продуктивную толщу, т. е. воды акчагыльских пластов, криптомактровых слоев и cиндесмиевых мергелей, 2) воды продуктивной толщи, т. е. спаниодонтелловых и чокракско-спириалисовых песчаников.

В Старо-Грозненском месторождении акчагыльские пласты содержат соленую и холодную воду на южном крыле антиклинали. На выходах они дают небольшие источники соленой воды на восточном и западном концах антиклинали. Воды криптомактровых слоев также являются солеными. Трещиноватые синдесмиевые мергеля слабо водоносны на крыльях антиклинали. В спаниодонтелловых слоях имеются 4 верхних песчаника, которые в настоящее время являются водоносными почти по всей площади, за исключением небольшой части, соответствующей наибольшему поднятию складки, и северного крыла антиклинали. Все остальные спаниодонтелловые и чокракско-спириалисовые песчаники, от I до XVIII пласта, нефтеносны, но нефтеносность их приурочена только к центральным частям месторождения, т. е. к сводовым частям антиклинали. На крыльях же и на погружении оси антиклинали нефтеносные горизонты становятся водоносными, давая вместо нефти так называемую синклинальную, или краевую, воду.

Воды Грозненских месторождений недостаточно изучены. Вследствие неправильной разработки месторождений многие пласты обводнены водами как верхними, так и нижними, и поэтому дать точный состав вод по пластам и глубинам их залегания не представляется возможным. Однако анализы изолированных вод XI и XIII пластов все же имеются (приведены в табл. 3).

Анализ вод нефтяных месторождений

Присутствие солей серной кислоты в XI пласте указывает на обводненность пласта синклинальной водой. Вода XIII пласта относится к типу ископаемых вод нефтяных месторождений. Гидростатический уровень спаниодонтелловых вод колеблется около 192 м на своде антиклинали, а на южных участках около 85,3 м, считая от устья скважин. Уровень спириалисовых вод для южных участков залегает на 416,0 м. Температура вод Грозненского района спаниодонтелловых и спириалисовых слоев очень высока; так, в Соленой балке на глубине 874,8 м получена вода с температурой 80°, а на участке 42, скважина № 1, с глубины 548,3 м из спириалисовой толщи получена вода с температурой 78°.

В Ново-Грозненском месторождении отмечены водоносные горизонты: 1) в галечниках и песках, залегающих на небольших глубинах в подошве послетретичных отложений, воды пресны и сульфатны; 2) в сарматских и синдесмиевых слоях (нижний сармат) воды значительно минерализованы; главная составная часть их - хлористый натрий; они содержат йод, жестки и бессульфатны; 3) в спаниодонтелловых слоях продуктивной толщи воды слабо минерализованы, обладают малой жесткостью, содержат сульфаты, имеют высокую температуру (около 90°), большой дебит и высокий гидростатический уровень, вызывающий иногда вытекание воды через устье скважины. III спаниодонтелловый песчаник водоносен почти во всей площади. В остальных достигнутых бурением песчаниках, по-видимому, на крыльях антиклинали нефть замещается водой.

Воды Ново-Грозненского месторождения

Воды Эмбенского района сильно минерализованы (от 7 до 21° Вѐ). По своей минерализации они напоминают воды Бакинского района, но с глубиной минерализация их увеличивается. Это увеличение находится в соответствии с геологическим строением района. Продуктивные нефтяные горизонты двух получивших промышленное значение месторождений Доссора и Маката приурочены к свите слоев средней юры, подстилаемых толщей грубозернистых песков и галечника, мощностью около 170,7 м; ниже последних залегает красноцветная толща мергелистых глин, подстилаемых в свою очередь отложениями гипса и каменной соли пермской системы. Эти последние отложения и являются первоисточниками минерализации вод, циркулирующих в месторождении. Тектоника района для такой циркуляции вод крайне благоприятна: район представляет собой ряд куполов с пологим залеганием пород, разбитых сбросами; сбросовым трещинам сильно минерализованная вода поднимается кверху и пропитывает встречающиеся на пути как пустые, так и нефтеносные пески на границе контура последних.

Соленость вод Эмбенского района

Подходя к поверхности, соляные рассолы разбавляются поверхностными водами, поступившими в месторождение сверху, и в результате получается то распределение вод, какое имеет место в Эмбенском районе и какое показано в табл. 5 и на разрезах месторождения (фиг. 4).

Разрезы месторождения

Из вод Кубано-Черноморского района лучше изучены воды Майкопских нефтяных промыслов. Здесь имеются три типа вод: пресная - верхняя, сероводородная - промежуточная, и углекислая -  нижняя. Пресная вода залегает в толще песков, подстилающих горизонт Нефтянских колодцев майкопской свиты с тяжелой нефтью. Эта толща мощных песков выходит на поверхность и питается атмосферными водами. Сероводородная вода залегает в основании горизонта Ширванских колодцев майкопской свиты, тоже с тяжелой нефтью. Этот водоносный горизонт отделяется от лежащего выше нефтеносного песка небольшим прослоем глины. Углекислая вода приурочена к песчаным линзам пласта, залегающего в кровле горизонта темно-серых битуминозных глин, которые покрывают линзы нефтяного пласта с легкой нефтью, залегающие на фораминиферовых глинах. Анализ воды этого пласта показан в табл. 3.

Воды месторождения Берекей залегают на глубине около 426,7 м непосредственно над нефтяным фонтанным пластом и имеют температуру около 51°. Воды эти обладают значительным дебитом и затрудняют эксплуатацию месторождения. По составу они относятся к типу вод с вторичной соленостью и характеризуются отсутствием сернокислых солей (см. табл. 3 и 6).

Воды месторождения Берекей

Воды газового месторождения Дагестанские Огни, в котором можно предполагать присутствие нефти, залегают на небольшой глубине. Здесь имеются поверхностные воды, залегающие в песках нижних слоев древнекаспийской террасы. Они обладают значительным дебитом, нормальной температурой и содержат сернокислые соли. Воды, выделяющиеся из газоносной толщи спириалисовых слоев, бессульфатны и имеют повышенную температуру, хотя и залегают на глубине 29,9 м (см. табл. 7).

Воды газового месторождения Дагестанские Огни

При разработке нефтяных месторождений от успешной борьбы с водой зависит и успех рациональной эксплуатации нефтяных пластов и возможность эксплуатации слоев газовых. Вода, поступившая в скважину из водоносных горизонтов, залегающих выше или ниже нефтяного пласта, препятствует извлечению из него нефти, оттесняя ее от забоя скважины. В зависимости от давления газа в пласте и степени его истощенности вода в большей или меньшей степени проникает в пласт, обводняет его и делает дальнейшую эксплуатацию его затруднительной. Обводнение нефтяных месторождений в большинстве случаев является результатом нерациональной или хищнической разработки, когда проводят скважину без прочной изоляции пройденных водоносных горизонтов. В некоторых случаях обводнение является результатом естественного истощения нефтяных пластов, когда нефть в пласту постепенно замещается так наз. краевой, или синклинальной, водой. В таких случаях иногда для замедления надвигания воды возможно принятие некоторых мер, как, например, накачивание в пласт сжатого воздуха или газа. Присутствие в эксплуатируемых пластах значительных количеств воды обусловливает потерю большого количества нефти, которую вода может задержать в недрах, потерю газа, выходящего из скважины, увеличение расходов на откачку, возможность оттеснения нефти на соседний, не затронутый эксплуатацией участок и образования эмульсий, для выделения из которых нефти требуются иногда сравнительно значительные расходы. Т. о. разработка обводненного месторождения ложится тяжелым бременем на финансово-экономическую сторону предприятия, повышая себестоимость нефти. Примером сильно обводненных месторождений вследствие неправильной эксплуатации их могут служить старые площади Балахано-Сабунчи-Раманинского района. Ныне здесь, при годовой добыче в 3 млн. т нефти, приходится извлекать из недр около 30 млн. тонн воды; уже один этот фактор сильно увеличивает себестоимость добычи нефти на этих площадях. Для успешной борьбы с водой в нефтяном месторождении должны быть точно установлены местоположения различных водоносных горизонтов, и приняты меры при бурении скважин для прочной изоляции вод от нефтеносных и газовых пластов. Для предупреждения обводнения недр эксплуатацию скважин необходимо производить осторожно, так как при резких колебаниях уровня жидкости в скважине обсадные трубы легко м. б. смяты или сломаны давлением воды в затрубном пространстве и воды могут проникнуть в нефтяной пласт. Особенно осторожной эксплуатации требуют скважины с забоем в нефтяных пластах, имеющих пластовую воду. При интенсивной эксплуатации пластовая вода может промыть пористую породу у забоя скважины и, образовав водяной запор, закрыть приток нефти в скважину.

Для некоторых нефтяных месторождений синклинальная, или так называемая краевая, вода является иногда, по-видимому, главным фактором производительности скважины, т. к. она создает гидростатическое давление, под влиянием которого нефть притекает к забою при вскрытии скважиной пласта. Регулирование производительности таких скважин для более продолжительной их эксплуатации необходимо, так как форсирование ее может вызвать прорыв воды к забою и затопление ею пласта. Для повышения продуктивности скважин пользуются иногда напором воды, вызывая искусственное обводнение нефтяных пластов. Такой метод повышения продуктивности скважин применяется при разработке некоторых уже достаточно истощенных нефтяных месторождений в Америке (например, Бредфордское месторождение), где по границам участков устраивают так называемые водяные заборы из особо проведенных скважин, в которые накачивают воду. Поступая в пласт, вода гонит нефть к забою эксплуатационных скважин и увеличивает т. о. продуктивность скважин в несколько раз. Применение этого метода окончательно портит месторождение и возможно только при особом литологическом характере пласта и соответственных условиях его залегания.

 

Источник: Мартенс. Техническая энциклопедия. Том 4 - 1928 г.