№32) Подземные воды нефтяных месторождений .

Дата: 2025-06-14; Просмотры: 2

Оценка:

0.00 из 5.00 — оценок

Скачиваний: 0

Скачать

На нефтяных и газовых месторождениях нефть и газ залегают совместно с подземными водами. При этом происходит естествен­ная сепарация по плотности: самое высокое положение занимает газ, ниже залегает нефтенасыщенная часть пласта, а еще ниже — водонасыщенная часть. 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 находят в так называемых ло­вушках. Одним из самых распространенных типов ловушек являются структурные ловушки — выпуклые изгибы пластов, перекрытые непроницаемыми породами (рис. 80).

Наличие в нефтяных месторождениях изолированных газовых залежей и многообразие типов подземных вод обусловливает и разнообразное положение контактов между газом, нефтью и во­дой. В частности, для нижних краевых вод положение контакта нефть—вода определяется двумя контурами: внешним и внутрен­ним (рис. 81). Внешний контур проводится по кровле нефтенос­ного пласта, а внутренний — по подошве. Часть пласта, распо­ложенная между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержит сверху нефть, а внизу воду и называется п р и к о н т у р н о й зоной.

В процессе разработки нефтяных месторождений контур нефть—вода меняет свое положение. Одной из задач разработки месторождений является обеспечение равномерного продвижения контура нефтеносности.

остатка (в миллиграммах или граммах). Сухой остаток характери­зует общую минерализацию вод нефтяных и газовых месторожде­ний, которая выражается в процентах по отношению к массе 1 л воды.

Геологи-нефтяники постоянно изучают подземные воды нефтя­ных и газовых месторождений, их динамический режим и химиче­ский состав. Следует отметить, что подземные воды указанных месторождений обычно характеризуются повышенной минерали­зацией. По составу эти воды обычно относятся к типу хлоридных кальциевых (хлоркальциевых), реже гидрокарбонатных натрие­вых. Для них характерно повышенное содержание ионов иода, брома, бора, часто присутствует сероводород. Характерной осо­бенностью вод нефтяных месторождений является отсутствие или весьма малое содержание сульфатов и наличие солей нафтеновых кислот. Присутствие углерода органического происхождения создает восстановительную химическую обстановку, приводящую к восстановлению сульфатов по следующей схеме:

MeS0₄ + 2С = MeS + 2С0₂,

где Me — металлы, С — органический углерод (в виде нефти, битума, газов).

В зависимости от металла реакция приводит к образованию различных соединений. Так, при восстановлении сульфата натрия

Na₂S0₄ + 2C + Н₂0 = Na₂C0₃ + Н₂ + С0₂

образуется растворимая сода Na₂C0₃, повышающая щелочность пластовых вод. При восстановлении сульфата кальция

CaS0₄ + 2С + Н₂0 = СаСОз + H₂S + С0₂

образуется нерастворимый в воде кальцит СаС0₃, выпадающий и осадок и ухудшающий коллекторские свойства пород в прикон-турной^зоне. Однако в любом случае образуется сероводород, который впоследствии реагирует с различными окислами, образуя иприт, халькопирит и другие минералы группы сульфидов.

Процессу восстановления сульфатов (десульфатации) способствуют микроорганизмы — особые бактерии-десульфати-ниторы, живущие в нефти. Среди них наиболее распространены Vibrio desulfuricas и Vibrio thermodesulfuricas.

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.}

Подземные воды нефтяных и газовых месторождений иг­рают двоякую роль. При экс­плуатации месторождения они могут оказывать как положи­тельное, так и отрицательное влияние. Положительная роль воды проявляется в случае ис­пользования законтурного за­воднения (рис. 82). Обычно нефтяная залежь подпирается краевыми (контурными) водами, которые создают определенное пластовое давление. 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.При наличии подошвенных вод иногда, даже в самом начале эксплуатации месторождения, появляются конусы обводнения, с которыми необходимо вести борьбу (рис. 83). В этом случае подземные воды препятствуют разработке залежи. Они проры­ваются к скважинам в конусах обводнения, а нефть остается в пласте, и для извлечения ее требуется бурение дополнительных скважин.