Характеристика вод нефтяных месторождений

Характеристика вод нефтяных месторождений

Отличительные особенности вод нефтяного месторождения обычно устанавливаются по трем показателям:

1. Количество связанной (поровой) воды в нефтегазонасыщенном природном резервуаре чаще всего измеряется в процентах к объему эффективного порового пространства. Это количество известно также под названием водонасыщенности (watersaturation).

2. Общее количество растворенных в воде твердых минеральных веществ обычно измеряется в частях на миллион [т.е. в десятитысячных долях процента] или определяется плотностью воды.

3. Растворенные в воде минеральные компоненты определяются при помощи химического анализа, обычно как качественного, так и количественного.

Водонасыщенность. Существуют два наиболее распространенных метода установления количества связанной (поровой) воды: 1) лабораторный анализ керна и 2) расчет водонасыщенности природного резервуара путем использования электрокаротажа и пластового коэффициента.

1. Порядок проведения лабораторного анализа керна обычно таков. Образцы керна нагреваются, а содержащиеся в них вода и нефть отгоняются. Сконденсированную жидкость собирают и взвешивают. Количество экстрагированной воды и нефти выражается в процентах к объему порового пространства. Получаемый результат только приблизителен, поскольку в керне присутствует вода из бурового раствора и, кроме того, вода в самой породе перемещалась ввиду улетучивания растворенного газа во время подъема образца и спада давления от пластового к атмосферному. Вопросам лабораторных анализов керна посвящена обширная литература, с которой читатель может ознакомиться.

2. Коэффициент электрического сопротивления пласта, называемый также пластовым коэффициентом, используется при анализе пластовых флюидов. Пластовый коэффициент (formation factor)   это отношение электрического сопротивления породы, насыщенной проводящим электролитом, таким, как минерализованная вода, к удельному сопротивлению самого электролита. Если построить в логарифмическом масштабе диаграмму зависимости коэффициента электрического сопротивления песчаного коллектора от его пористости, то окажется, что с уменьшением пористости коэффициенты возрастают (рис. 1). Аналогичная связь между пористостью и коэффициентом электрического сопротивления отмечается и для коллекторов, образованных известняками. Подобная же линейная зависимость существует между коэффициентом электрического сопротивления пласта и его проницаемостью: при уменьшении проницаемости значения коэффициента увеличиваются. Эта связь графически показана на (рис. 2).

Связь пластового коэффициента с удельным электрическим сопротивлением породы и минерализованной пластовой воды можно выразить соотношением

R_t = FR_w,

где R_t ‑ реальное удельное сопротивление пород, поровое пространство которых заполнено минерализованной водой, F ‑ пластовый коэффициент, R_w ‑ удельное сопротивление рассола. F можно выразить также в виде

F = Р^-m ,

где Р ‑ пористость, m ‑ коэффициент цементации, изменяющийся, как правило, в пределах от 1 до 3 соответственно для несцементированных и сильносцементированных пород (рис. 3).

Одна из важных областей использования электрокаротажных материалов заключается в количественной или полуколичественной оценке относительных количеств нефти, газа и воды, содержащихся в исследуемом пласте.

Рис. 1. Зависимость коэффициента электрического сопротивления от пористости для нескольких продуктивных песчаных пластов (Archie. Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 34, p. 956, Fig. 8, 1950).

A - рыхлые, слабоуплотненные миоценовые песчаники, Галф-Кост; Б - консолидированные олигоценовые песчаники, Галф-Кост; В - эоценовые песчаники Уилкокс, Галф-Кост; Г - песчаники Накаточ, Белвью, Луизиана; Д - песчаники Беноист и Сипресс, Сентралиа, Иллинойс.

Эта оценка основана на изучении естественных потенциалов и удельных электрических сопротивлений. Соответствующая зависимость может быть выражена как

R_t = R_w/Р^m ×Sⁿ или S = ⁿ√FR_w/R_t

Задача состоит в том, чтобы определить водонасыщенность S, поскольку остающаяся часть порового пространства будет заполнена газом, нефтью или тем и другим вместе. Реально существующее удельное электрическое сопротивление R_t, выраженное в омметрах, может быть получено из каротажных диаграмм при помощи таблиц. Пористость Р определяется по анализам керна, по результатам микрозондированпя и бокового микрокаротажа, акустического каротажа и по кривой ПС. Удельное сопротивление пластовых вод R_w устанавливается химическими анализами вод из рассматриваемого или другого подобного песчаного пласта по кривой ПС или по таблицам. Коэффициент цементации т и коэффициент насыщенности п (значения которого колеблются между 1,9 и 2,0) для одной толщи являются обычно постоянными величинами н определяются опытным путем. Таким образом, при благоприятных условиях удается установить величину S. Если S невелика (менее 40 %), можно сделать вывод о высокой нефте- и газонасыщенности пласта, достаточной для того, чтобы получить промышленные притоки нефти или газа. Повторное исследование каротажных материалов, проведенное в свете этого уравнения, привело к открытию ряда залежей нефти и газа.

Общее количество растворенных солей, или концентрация. Общее количество минеральных веществ, растворенных в водах нефтяных месторождений, обычно изменяется от нескольких сотен частей на миллион¹ (нескольких сотых долей процента) в практически пресных водах до 300 000 ч. на млн. (30 %) в тяжелых рассолах. Известны и более высокие концентрации. Самая высокая концентрация отмечена Кейсом для рассолов (плотностью 1,458) из доломитов Салайна (силур) в Мичигане, содержащих 642 798 ч. на млн., или 64,3% растворенных минеральных веществ. В морской воде содержание растворенных минеральных компонентов, как видно из табл. 5-2, составляет около 35 000 ч. на млн. (3,5 %). Некоторые воды нефтяных месторождений, особенно те из них, которые имеют метеорное происхождение, а также воды в районах, характеризующихся значительным наклоном пьезометрической поверхности, содержат меньше растворенных минеральных веществ по сравнению с морскими. В других случаях содержание минеральных веществ в них больше, чем в морской воде. В водах нефтяных месторождений, кроме того, гораздо более изменчивы концентрации различных минералов.

Рис. 2. Зависимость коэффициента электрического сопротивления от проницаемости для нескольких продуктивных песчаных пластов (Archie, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 34, p. 957, Fig. 9, 1950). А, Б, В,Г и Д ‑ то же, что на (рис. 1)

Таблица плотности воды позволяет получить приблизительные данные о количестве растворенных минеральных веществ в тех случаях, когда других определений концентраций не имеется. Другой способ получения приближенных данных о количестве растворенных минеральных компонентов был применен при изучении вод, приуроченных к верхнемиссисипским песчаникам Честер в Иллинойсе. В этих водах количество хлоридов достигает примерно 60 % от общего веса растворенных твердых веществ. Приблизительный состав рассолов можно быстро установить по диаграмме, подобной показанной на (рис. 4), которая представляет собой график зависимости состава растворенных веществ в водах Канзаса от плотности рассола.

Рис. 3. Зависимость пластового коэффициента (коэффициента электрического сопротивления пласта) от пористости песчаников, характеризующихся различной степенью цементации (Martin, О. and G. Journ., p. 111, 1953).

Песчаная порода с пористостью 15 % может характеризоваться пластовым коэффициентом, равным 12, если она не консолидирована. Но если эта порода прочно сцементирована, пластовый коэффициент повышается до 60.

Ионные анализы вод, обладающих низкой концентрацией солей, обычно подобны анализам вод с высокой концентрацией. Это объясняется тем, что первые из них являются разбавленными, а низкая концентрация растворенных веществ может быть обусловлена инфильтрацией метеорных вод, связанной либо с современной дневной поверхностью, либо с поверхностями несогласия в геологическом разрезе. Присутствие пресных или слабосоленых вод иногда свидетельствует о существовании проницаемой связи с участком дневной поверхности, откуда поступают питающие воды. Эта связь в свою очередь указывает на такой характер гидродинамических условий, который мог вызвать вымывание нефти и газа из некоторых структурных ловушек. Однако на земном шаре известно много нефтяных месторождений, из которых нефть добывается вместе с пресными или слабосолеными водами, поэтому присутствие таких вод в общем не может служить препятствием для положительного заключения о нефтегазоносности благоприятныхловушек. Для примера можно привести месторождение Кирикире в восточной Венесуэле , где концентрация растворенных солей изменяется от совершенно незначительной до 2300 ч. на млн. (0,23%), а в среднем составляет около 1400 ч. на млн. (0,14 %); месторождение Лас-Крусес в западной Венесуэле с пресными, пригодными для бытовых целей водами, концентрация растворенных солей в которых составляет всего 323 ч. на млн. (0,03%), и многие другие залежи в регионе Скалистых гор в США.

Региональные изменения солености пластовых вод удобно показывать на картах равных концентраций ‑ изоконцентраций, или изокон (isocon maps), где линиями соединяются точки с равными концентрациями. На этих картах можно видеть характер изменения концентрации растворенных солей в водах непрерывно протягивающегося песчаного горизонта. На (рис. 5) в качестве примера приведена карта равных концентраций для песчаников Сент-Питер-Симпсон (ордовик) в центральных штатах США. Карты изокон могут быть использованы для грубой проверки данных, полученных из пьезометрических карт (карт потенциометрической поверхности), поскольку и на тех и на других видно общее направление движения вод в коллекторах от области питания к области разгрузки.

Рис. 4. График зависимости состава вод нефтяных месторождений Канзаса от их удельного веса (Jeffоrds, Bull. 76, KansasGeol. Surv., Part 1, p. 11, Fig. 6, 1948).

Для пластовых вод большинства районов отмечается увеличение концентрации растворенных минеральных веществ с глубиной. Это увеличение минерализации, возможно, определяется тем, что соленые воды тяжелее пресных. И если соленые воды в результате тектонических движений окажутся поднятыми выше пресных, они, как более тяжелые, со временем придут в равновесие с легкими пресными водами, заняв возможно более низкое гипсометрическое положение в водоносном пласте. Или же, что более вероятно, увеличение солености пластовых вод с глубиной связано с тем, что глубже расположенные воды более длительное время подвергались процессам, приводящим к увеличению концентрации растворенных веществ.

Исключения из общей закономерности увеличения концентрации растворенных солей с глубиной установлены на некоторых месторождениях района Баку и на Ново-Грозненском нефтяном месторождении в СССР. Верхние воды Ново-Грозненской площади соленые, концентрация растворенных в них веществ порядка 60 г 1 л (60 000 ч. на млн. или 6 %), в то время как воды в нижележащих нефтенасыщенных природных резервуарах характеризуются концентрацией от 0,80 до 5,0 г 1 л (800-5000 ч. на млн.). Другое исключение подобного же рода известно в Канзасе (см. табл. 5-4), где концентрация солей в водах пенсильванских отложений составляет 10 000-125 000 ч. на млн. (1-12 %), а в водах более глубоко залегающих ордовикских отложений 5000-35 000 ч. на млн. (0,5-3,5 %). Возможно, что это объясняется разбавлением пластовых вод метеорными, которое происходило во время предпенсильванского периода эрозии, а также существованием непроницаемого раздела, препятствовавшего миграции флюидов вкрест поверхности несогласия. Положение этой поверхности в разрезе отмечено резким изменением концентрации. Внезапное уменьшение с глубиной концентрации солей в пластовых водах и в других районах можно считать результатом наличия в разрезе поверхности несогласия. Вероятным объяснением этому в ряде областей, включая и Канзас, может служить также предположение, что воды в нижних слоях лучше связаны с зоной питания и больше разбавлены метеорными водами, чем воды в верхних горизонтах осадочного чехла.

Рис. 5. Карта равных концентрации пластовых вод в песчаниках Сент-Питер, центральные штаты США (Dоll, Ginter, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 14, p. 1216, Fig. 1, 1936).

Значения изолиний даны в частях на миллион.

1 ‑ надордовикские отложения; 2 ‑ кембро-ордовик; 3 ‑ докембрий.

Химический состав вод нефтяных месторождений. Результаты большинства анализов вод нефтяных месторождений даются в ионной форме, которая считается наиболее удобной. На ней же основана интерпретация по системе Пальмера. Группы вод по Пальмеру объединяют радикалы, химически схожие или ассоциирующиеся в геологических условиях. Так, распространенные металлические основания, натрий (Na⁺) и калий (К⁺), а также щелочноземельные, кальций (Са⁺⁺) и магний (Mg⁺⁺), объединяются в группу щелочей, и все они являются положительными радикалами. Кислоты, или отрицательные радикалы, включают две группы: сильные кислоты ‑ сульфаты (SO₄^--) и хлориды (Сl^-) и слабые кислоты ‑ карбонаты (СО₂^--) и бикарбонаты (НСО₃^-).

Характер минерализованных вод может быть описан с точки зрения их «реагирующей величины» [эквивалентной формы выражения солевого состава воды] при помощи сочетания четырех следующих характеристик:

1. Первая соленость. Сильные кислоты [сульфаты (SO₄^--), нитраты (NO₃^-) и хлориды (Сl^-)] сочетаются с первичными основаниями [натрием (Na⁺) и калием (К⁺)].

2. Вторая соленость. Сильные кислоты сочетаются с вторичными основаниями [щелочноземельными ‑ кальцием (Са⁺⁺), барием (Ва⁺⁺) и магнием (Mg⁺⁺)]. Вторая соленость известна также как постоянная жесткость.

3. Первая щелочность. Слабые кислоты [карбонаты (СО₃^--), бикарбонаты (НСО₃^-) и сульфиды (S₂^--)] сочетаются с первичными основаниями. Воды с первой щелочностью обычно содержат кремний. Их называют также мягими водами.

4. Вторая щелочность. Слабые кислоты сочетаются со вторичными основаниями. Воды со второй щелочностью характерны для карбонатных толщ. Она известна также как временная жесткость.

Первая соленость и вторая щелочность всегда свойственны водам нефтяных месторождений. Если содержание сильных кислот превышает содержание первичных оснований, для воды будет характерна также вторая соленость. И наоборот, если количество сильных кислот не больше количества первичных оснований, воде будет, кроме того, свойственна не вторая соленость, а первая щелочность.

Пример определения свойств воды по Пальмеру на основании содержания ионов, как это делается при анализах вод нефтяных месторождений, приведен в табл. 1. Можно отметить, что весовое содержание положительных ионов не равно содержанию отрицательных, но зато в точности одинаковы их «реагирующие величины» [т.е. данные, выраженные в эквивалентной форме]. Смешение вод может вызвать осаждение солей в обсадных и насосно-компрессорных трубах.

Когда производят полные анализы воды, то, кроме обычных элементов - натрия, калия, кальция и магния, - обнаруживают небольшие количества или только следы других элементов. Их количественное содержание непостоянно и обычно не определяется при анализах. В число малых элементов входят барий, стронций, йод, бром, бор, медь, марганец, серебро, олово, ванадий и железо. Барий, например, обнаружен во многих минерализованных водах в палеозойских отложениях Аппалачей. Полагают, что первоначально барий находился в осадках в виде барита, осаждавшегося в результате реакции, которая вызывалась метеорными водами, попадавшими в толщи в районах их выходов на дневную поверхность. Из минерализованных вод нефтяных месторождений осаждались также радиоактивные соли.

«Реагирующие величины» (reaction values) различных ионов в водах нефтяного месторождения не пропорциональны их весу. «Реагирующая величина» каждого иона может быть выражена в миллиграммах на литр или как процент от суммы всех «реагирующих величин» (по данным анализа). «Реагирующая величина» определяется по следующей формуле:

«Реагирующая величина» =

= весовое содержание (мг/л) × реакционный коэффициент

= весовое содержание (мг/л)= атомный вес/валентность

= грамм-эквиваленты на миллион

= миллиграмм-эквиваленты на литр.

Когда «реагирующие величины» присутствующих в воде ионов упрощаются до процентного выражения, характер воды может быть установлен без использования данных о концентрации. Реакционные коэффициенты для ионов, обычно присутствующих в водах, равны:

Натрий (Na⁺) ‑ 0,0434                       Сульфат (SO₄^--) ‑ 0,0208

Калий (К⁺) ‑ 0,0256                           Хлорид (Cl^-) ‑ 0.0282

Кальций (Са⁺⁺) ‑ 0,0499                    Нитрат (NO₃^-) ‑ 0,1061

Магний (Mg⁺⁺) ‑ 0,821                       Карбонат (CO₃^--) ‑ 0,0333

Водород (Н⁺) ‑ 0,992                        Бикарбонат (HСO₃^-) ‑ 0,0164

Таблица 1 Ионный состав и реакционные свойства воды

Реакционные свойства (по Пальмеру)

В табл. 2 приведено несколько типичных примеров анализов вод нефтяных месторождений вместе с анализом среднего состава морской воды. Анализы пластовых вод содержатся в большинстве описаний нефтяных месторождений, многочисленные списки таких анализов были опубликованы в литературе.

Когда анализы химического состава воды приводятся в форме солей, реальное соотношение между которыми в растворе гипотетично, возникает необходимость перевести их в ионную форму. Коэффициенты, используемые для расчета содержания положительных радикалов в различных солях, перечислены в табл. 3.

Химические анализы вод и общее количество содержащихся в них твердых веществ оказываются существенно различными в разных песчаных пластах даже в одной и той же скважине. В табл. 4 приведен пример таких различий для одной скважины, расположенной в округе Расселл, Канзас, Эта скважина вскрыла разрез, в верхней части которого залегают пермские отложения, подстилаемые породами пенсильванского возраста. Последние несогласно перекрывают толщу кембро-ордовикских известняков Арбакл. Были предложены различные типы диаграмм для наглядного изображения анализов вод нефтяных месторождений и сравнения их с химическими анализами других вод. Такой метод особенно эффективен, когда результаты анализов (в виде диаграмм) наносятся на те точки на структурных и стратиграфических разрезах, откуда отобраны пробы воды. Три типа подобных диаграмм показаны на (рис. 6). На (рис. 6), А показан широко распространенный метод Тикелла. Его основной недостаток заключается в том, что на диаграмме не отражаются весовые концентрации ионов. На (рис. 6), Б показана диаграмма, построенная по методу Паркера. К достоинствам этого метода следует отнести возможность привести большее по сравнению с другими методами количество детальных данных на относительно небольшой площади. Диаграмма В на этой фигуре представляет метод Стиффа, преимущества которого заключаются в возможности показать концентрации солей так, что сглаживается эффект их разбавления. Достоинством этого метода является также четкая картина, позволяющая легко различать воды различных типов.

Таблица 2 Анализы вод нефтяных месторождений (ч. на млн.)

1. W. Dittmar, Report on Researchesinto the Composition of Ocean Water, Collected by Challenger, Challenger Reports, 1, Physicsand Chemistry, pp. 1-251, 1884.

2. Staff of Caribbean Petroleum Company, Oil Fieldsof Royal Dutch-Shell Group inWestern Venezuela, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 32, p. 557, 1948.

3. F.W. Miсhaux, Jr., E.O. Buck, Conroe Oil Field, Montgomery County, Texas, in Gulf Coast Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol.,Tulsa,Okla., p. 810, 1936, Sun Company Stewart № 3.

4. H. E. Minor, M. A. Han n a, East TexasOil Field, Rusk, Cherokee, Smith, Gregg and Upshur Counties, Texas, in Stratigraphic Type Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol.,Tulsa,Okla., p. 639, 1941, Stanolind № 1Everetts.

5. The Gulf Oil Corp.

6. H.B. Hill, R.K. Guthri c, Engineering Study of the Rodessa Oil Fieldsin Louisiana, Texas, and Arkansas, RI 3715, U. S. Bur. Mines, p. 90, № H, 194 3.

7. S.B. White, Davenport Field, Lincoln County, Oklahoma, in Stratigraphic Type Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol.,Tulsa,Okla., p. 4 03, 1941,Texas.Co., Patterson № 1.

8. J.B. New by et al., Bradford Oil Field, McLean County, Pennsylvania, and CattaraugusCounty, New York, in Structure of Typical American Oil Fields, Am. Assoc, Petrol. Geol.,Tulsa,Okla., 2, p. 435, 1929.

9. H.B. Hill, E. L. Rawlins, С.R. Bopp, Engineering Report on Oklahoma City Field, Oklahoma, RI 3330, U. S. Bur. Mines, p. 214, 1937, AnalysisJ. Carter Oil Go. Dimniven № 1, at6,454 feet.

10.W. Gish, R.M. Carr, Garber Field, Garfield County, Oklahoma, in Structure of Typical American Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol.,Tulsa,Okla., 1, p. 191, 1929.

Таблица 3

Коэффициенты, используемые для перевода предполагаемого солевого состава воды в ионную форму

Таблица 4

Анализы вод в песчаных пластах, вскрытых одной из скважин в округе Расселл, Канзас

Удобными и достаточно выразительными являются другие диаграммы для изображения состава вод, предложенные советскими гидрогеологами и химиками, в частности график-квадрат Н.И. Толстихина, векторная диаграмма В.И. Лаэрта, векторная диаграмма-квадрат О.С. Джикия и др. Н.И. Толстихиным был предложен также особый метод «химической нумерации» природных вод по ионному составу - на основе стоклеточного квадрата. В 1967 г. этот метод был усовершенствован путем комбинации с векторной диаграммой-квадратом О.С. Джикия.

Химические составы морской воды и минерализованных рассолов нефтяных месторождений различаются по двум показателям: 1) в отличие от морской воды в некоторых водах нефтяных месторождений отсутствует сульфатный радикал (SO₄^--); 2) щелочноземельные элементы (Са и Mg) также отсутствуют в водах ряда нефтяных месторождений, но имеются в морской воде. Отсутствие сульфатов в водах месторождения Сан-Хоакин-Валли, Калифорния, объяснялось их восстановлением до сульфидов, сопровождавшимся образованием карбонатов. По-видимому, такое объяснение пригодно, по крайней мере частично, и для бессульфатных вод верхнемеловых толщ Скалистых гор.

Рис. 6. Диаграммы, используемые для изображения химических анализов вод нефтяных месторождений [Тiскеll, Summ. of Oper., Calif. Div. Mines, 6, № 9, p. 10, Fig. 3, 1921 (диаграмма A); J.S. Parker, Southwell, Jour. Inst. Petrol. Technol., 15, p. 158, Fig. 5, 1929 (диаграмма В); H.A. Stiff, Tech. Note 84, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, p. 377, Fig. 3, 1951 (диаграмма В)].

Такие диаграммы облегчают быстрое визуальное сопоставление разных типов вод.

На диаграмме Б:

I. Характеристика качества пробы: А - хорошая проба из известного горизонта; В - хорошая проба, точное место отбора пробы не известно; С - плохая проба, возможно загрязненная, место отбора известно; D - плохая проба, место отбора не известно. II. Оценка профильтрованной пробы по цветовой шкале: 1 - прозрачный; 2 - бледно-желтый; з - желтый; 4 - темно-желтый; 5 - светлый красновато-коричневый; 6 - красновато-коричневый; 7 - темный красновато-коричневый.

Восстановление сульфатов может происходить под воздействием живых организмов, таких, как бактерии, или органических веществ. Вопрос о том, шел ли процесс восстановления во время деагинетического преобразования осадков или он идет и в настоящее время в минерализованных водах нефтяных месторождений, остается нерешенным.

Там, где в регионе Скалистых гор распространены сульфатные воды, как, например, в каменноугольных отложениях, они часто ассоциируются с нефтями нафтенового основания, так называемыми черными нефтями; часто здесь присутствует также сероводород (H₂S). Это свидетельствует о том, что активное восстановление сульфатов либо происходит в настоящее время в более глубоко залегающих формациях, либо такой процесс имел место в какой-то более ранний период эрозии, которому соответствует несогласие в осадочном разрезе. Считают, что удаление кальция и магния из вод меловых отложений Скалистых гор осуществлялось в результате ионного обмена с бентонитовыми глинами.

Рис. 7 Состав различных групп вод нефтяных месторождений в процент-эквивалентах растворенных солей Na⁺⁺ K⁺, Са⁺⁺ и Mg⁺⁺ (Sitter, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 31, p. 2033, Fig. 1, 1947).

Высокое содержание Mg⁺⁺ (8,5%) в морской воде резко противопоставляется его низкому (обычно 2 - 5%) содержанию в водах нефтяных месторождений. Ближе всего к морской воде стоят воды из наиболее молодых плиоценовых отложений. Эти воды, вероятно, представляют собой морскую воду, находящуюся на ранней стадии диагенетических изменений.

На (рис. 7) показаны некоторые соотношения между различными водами нефтяных месторождений. Здесь приведены составы растворенных солей в процент-эквивалентном выражении для Na⁺+К⁺, Са⁺⁺ и Mg⁺⁺. Направление нормального изменения солевого состава морской воды при испарении показано сплошной линией. Эта линия протягивается прямо в область диаграммы, где располагаются анализы вод наиболее молодых, третичных отложений. Отсюда следует вывод, что воды третичных отложений представляют собой морскую воду, находящуюся на ранней стадии преобразования. Эта фаза характеризуется выпадением из раствора сульфатов и карбонатов кальция и магния.

На (рис. 8) концентрации минерализованных вод нефтяных месторождений сопоставлены с изменяющейся «реагирующей величиной» иона Na⁺. Жирной линией показано теоретическое изменение концентрации морской воды при удалении из нее всех солей, кроме NaCl. Анализы вод молодых третичных отложений Калифорнии располагаются вдоль этой линии, опять-таки свидетельствуя о том, что они представляют собой погребенную морскую воду, находящуюся на ранней стадии изменения. На последующих стадиях происходит увеличение концентрации и постепенный рост содержания ионов кальция и магния. Низкая концентрация вод в формации Арбакл Канзаса, возможно, обусловлена их разбавлением метеорными водами во время обнажения известняков Арбакл на дневной поверхности в течение предпенсильванского периода эрозии или гидродинамическими условиями, вызывающими миграцию пластовых вод.

Рис.8 Концентрации солей в различных водах нефтяных месторождений в отношении к процент-эквивалентному содержанию Na⁺ (Sitter, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 31, p. 2034, Fig. 2, 1947).

Жирная линия, идущая вверх от точки, отвечающей составу морской воды, отражает изменение концентрации солей в последней при постепенном удалении из нее всех солей, кроме NaCl и соответствующем снижении концентрации от первоначальных 3,5% до теоретической величины 2,9%. Отмечается близость состава вод, отраженных этой линией, с водами из молодых третичных отложений и повышение концентраций вод с увеличением возраста вмещающих отложений.

Использование анализов воды. Анализы воды используются при разрешении различных проблем, связанных с разведкой и эксплуатацией нефтяных и газовых залежей. Вот некоторые из этих проблем:

1. Вероятно, наиболее важный аспект использования анализов пластовых вод в геологии ‑ это применение их для интерпретации данных промыслово-геофизических исследований в скважинах. При выполнении химических анализов вод нефтяных месторождений обычно определяется их сопротивление в омметрах при нескольких различных значениях температуры. Сопротивления, которые не были определены экспериментально, могут быть рассчитаны исходя из анализов минерального состава растворенных веществ.

2. Данные химического анализа вод часто позволяют распознавать и коррелировать пласты коллекторов в многопластовых месторождениях. Этот метод особенно ценен тогда, когда коллекторы представляют собой линзовидные песчаные тела. Детальная корреляция отложений на основании анализов вод обычно дает достоверные результаты лишь при изучении ограниченных участков. Однако состав вод тех или иных формаций и в региональном плане может в целом обладать характерными диагностическими признаками, позволяющими выделить эти формации в разрезе и, таким образом, облегчить региональную корреляцию. Так, в Скалистых горах воды в отложениях, залегающих стратиграфически выше формации Чагуотер (триас), сильно обогащены солями натрия, в то время как в водах более древних отложений преобладают сульфаты кальция и магния.

Рис. 9 Влияние погребенного соляного купола Барберс-Хилл в округе Чеймберс, Техас, на состав неглубоко залегающих грунтовых вод (Minor, in The Structure of Typical American Oil Field, 3, p. 894, Fig. 2, 1934).

Такая картина типична для ряда куполов провинции Галф-Кост.

3. Существенные изменения концентраций или других характерных особенностей вод при переходе от залегающих в верхах разреза к более глубоко погруженным формациям отражают различие геологической обстановки. Внезапное уменьшение концентрации рассолов в условиях, когда связь пластовых вод с поверхностью отсутствует, может означать, что скважиной была пересечена поверхность несогласия. Увеличение солености пластовых вод в одной стороне седиментационного бассейна и уменьшение ее в другой указывает на положение области питания и является косвенным показателем направления потока флюидов.

4. Анализы воды, добываемой из скважин вместе с нефтью, могут показать, поступает ли эта вода к забою скважины из коллекторов или она представляет собой пластовую воду из вышезалегающих формаций и попадает в скважину из-за плохо выполненного цементирования обсадной колонны труб или ее разрыва.

5. Увеличение солености вод в верхних горизонтах осадочного разреза отмечается в районах развития соляных куполов. Этот факт установлен в грунтовых водах над соляным куполом Барберс-Хилл, Техас, где располагаются воды, характеризующиеся второй соленостью, в то время как окружающим этот участок нормальным водам свойственна первая щелочность. Карта распространения различных по составу вод над куполом Барберс-Хилл приведена на (рис. 9) Появление подобных вод аномального состава оказало помощь при поисках погребенных соляных куполов.

6. Необходимо знать влияние нагнетаемой в пласт воды на минеральный состав пород-коллекторов и на оборудование, используемое для законтурного заводнения и удаления соленой воды из продукции скважины. Эти данные получают на основе анализов воды.

7. Весьма обычна коррозия оборудования, особенно в результате присутствия сероводорода. При смешении разнотипных вод образуется «твердая накипь», состоящая из сульфатов бария, стронция и кальция, и «мягкая накипь», сложенная в основном карбонатом кальция. Поэтому образование накипи внутри оборудования, используемого на нефтяных промыслах, часто объясняется негерметичностью обсадной колонны труб. «Мягкая накипь» возникает главным образом в результате потери водой СО₂, что связано в свою очередь со снижением давления.