1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений

Воды – природные спутники скоплений углеводородов в земной коре. Они связаны с любым видом залежей жидких и газообразных угле­водородных систем.

Обычно вода вследствие гравитационного разделения занимает по­ниженные части структур залежей нефти и газа, но иногда встречается в средних частях разрезов продуктивных интервалов пластов (горизонтов). Выделяют несколько типов пластовых вод:

1. краевые;

2. подошвенные;

3. погребенные (остаточные);

4. промежуточные;

5. верхние;

6. нижние.

Краевые и подошвенные воды с нефтяными залежами представляют единые гидродинамические системы, которые являются одним из факторов, сопутствовавших процессам миграции и накопления углеводородов в ловушках. Верхние и нижние воды приурочены к самостоятельным водоносным коллекторам, имеющим изолирующие слои сверху и снизу (глины, аргеллиты).

В продуктивных интервалах нефтяных и газовых залежей и месторождений обязательно содержится погребенная (остаточная) вода в количестве от 10 до 30 и более процентов от объема пор (пустот) коллектора. Эти количественные показатели характеризуют повышенные зоны (прикупольные) ловушек. С приближением к ВНК количество погребенной воды постепенно увеличивается за счет капиллярного подъема. Толщина переходных зон (ПЗ) от нефтенасыщенных коллекторов к водонасыщенным может достигать нескольких метров по вертикали. Очевидно, что эта зона тем больше, чем менее проницаемы коллектора.

В некоторых случаях толщина ПЗ может быть сопоставима с мощностью продуктивного пласта или этажа нефтегазоносности. В таких случаях возникает серьезная проблема разработки низкопроницаемых недонасыщенных пластов. В Западной Сибири они встречены в Ноябрьской (Суторминское месторождение), Сургутской (Приобское месторождение) зонах, на Советско-Соснинском месторождении (на границе Тюменской и Томской областей).

Динамика пластовых воды влияет на процессы вытеснения нефти, на процес­сы подъема ее на поверхность через скважины, а также на процессы сбора и под­готовки нефти, воды и газа на промыслах.

1.6.1 Классификация пластовых вод

Известно много классификаций пластовых вод по химическому составу, которые базируются не на ионно-солевом составе пластовых вод.

Есть смешанные классификации, учитывающие как количественное содержание ионов, так и характерные соотношения между ними. Одной из основных является, например, предложенная еще в 1935 г., классификация пластовых вод по В.А. Сулину (таблица 1.7).

Таблица 1.7 - Классификация пластовых вод (по В.А. Сулину)

Типы вод	Коэффициенты
	rNa rCI	rNa - rCI rSO4	rCI - rNa rMg
Сульфатнонатриевый	> 1	< 1	< 0
Гидрокарбонатнонатриевый	> 1	> 1	< 0
Хлориднокальциевый	< 1	< 0	> 1
Хлоридномагниевый	< 1	< 0	< 1

Согласно данной классификации (Сулина В.А.), воды нефтяных месторождений За­падной Сибири относятся преимущественно к хлоридно-кальциевому типу, а также к хлоридной группе и к кальциевой подгруппе.

1.6.2 Физические свойства пластовых вод

Наиболее важными для промысловой практики являются следующие свойства пластовых вод:

1) плотность;

2) вязкость;

3) объемный коэффициент;

4) сжимаемость;

5) коэффициент теплового расширения.

Плотность пластовой воды возрастает с увеличением концентрации растворенных солей. Известны рассолы с концентрацией солей до 642, 8 кг/м³, плотность которых достигает 1450 кг/м³.

Зависимость плотности воды ρ_в от количества растворенного мине­рального комплекса Q при тем­пературе 15°С приближенно можно проследить по данным таблицы 1.8.

Таблица 1.8 - Изменение плотности воды от количества

растворенной соли (при тем­пературе 15°С)

ρв, кг/м^3	1000	1020	1040	1060	1080	1100	1120	1140
Q, кг/м^3	0	27,5	55,4	83,7	113,2	143,5	175,8	210,0

Пластовые воды месторождений Западной Сибири характеризуются слабой минерализацией (в отличие от месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции). Содержание солей в них колеблется от 10 до 17 г/л. Плотность вод при этом меняется от 1008 до 1012 кг/м³. Значения рН находятся в пределах 7,20-8,50 (пластовые воды слабощелочные или щелочные).

В большинстве пластовых вод местррждений Западной Сибтри полно­стью отсутствуют сульфаты, а карбонаты содержатся в незначительном количестве.

В таблицах 1.8 и 1.9 приведены данные о плотностях и минерализации пласто­вых вод некоторых месторождений нефти Западной Сибири.

Слабая минерализация пластовых вод позволила упростить схемы промысловой подготовки нефти, исключив ступень обессоливания при достаточной глубине обезвоживания.

В поверхностных условиях проявляется и отрицательная сторона слабой минера­лизации вод: снижение скорости осаждения глобул в отстойной аппаратуре, что уменьшает эффективность процесса деэмульгации в отстойниках, дей­ствие которых основано на использовании гравитационных сил.

Плотность пластовых вод необходимо знать при технологических расчетах по обоснованию режимов работы подъемников (как фонтанных, так и при механизированных способах добычи нефти).

Таблица 1.9 - Свойства пластовых вод некоторых месторождений

Западной Сибири

Месторождение	Пласт	ρв, кг/м^3	Минерализация, мг/л	рН
Усть-Балыкское Правдинское Южно-Балыкское Западно-Сургутское Западно-Сургутское	БС1 БС5 БС10 БС10 БС2	1011 1009 1008 1011 1010	16505 13040 14350 15847 15960	8,3 7,95 7,2 7,2 7,4

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного коэффициента, рост температуры сопровождается его повышением. По этим причинам объемный коэффициент воды изменяется в сравнитель­но узких пределах (0,991,06). Большее значение диапазона относится к высокой температуре (120°С) и низкому давлению, меньшее - к высокому давлению (до 32 МПа).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит от темпе­ратуры и минерализации. Влияние давления на вязкость воды незначительно и зависит от природы и концентрации растворенных солей и температуры. В области низких температур (510^ОС) вязкость слабо минерализованных вод уменьшается с повышением давления. Наибольшей вязкостью характеризуются хлоркальциевые воды. При одних и тех же ус­ловиях вязкость их превышает вязкость чистой воды в 1,52,0 раза. Углеводородные газы растворяются в воде в незначительных количествах, поэтому μ_в незначительно уменьшается при насыщении вод га­зом. По этим причинам вязкость воды в пластовых условиях можно опре­делять обычными капиллярными вискозиметрами при пластовой темпера­туре и атмосферном давлении.

При необходимости обеспечения большей точности используют вискозиметры высо­кого давления при Р_пл и t°_пл (ВВДУ, входящий в комплект АСМ-300).

Сжимаемость пластовой воды оценивается коэффициентом сжимаемости:

(1.50)

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах (3,75,0)·10^-10 Па^-1. Учет влияния растворенного газа на сжимае­мость воды приближенно можно оценить по формуле:

(1.51)

где - коэффициент сжимаемости воды, содержащей растворен­ный газ, Па^-1;

- коэффициент сжимаемости чистой воды, Па^-1;

S_г - количество газа, растворенного в воде, м³/м³.

Коэффициент теплового расширения пластовых вод определяется отношением

(1.52)

где ΔV_в - изменение объема воды при изменении температуры на величину Δt;

V_в - объем воды в нормальных условиях.

Из соотношения (1.52) следует, что коэффициент теплового расши­рения воды характеризует изменение единицы объема воды при изменении ее температуры на 1°С (1°К). По экспериментальным данным для пласто­вых условий он колеблется в пределах 18·10^-5  90·10^-5 1/°С, возрастая с увеличением температуры и несколько уменьшаясь с ростом пластового давления.

Изменение химического состава пластовых вод в процессе разработки месторождений. Смешивание закачиваемой и пластовой вод даже при условии их химической совместимости зачастую приводит к формированию попутно до­бываемой воды совершенно нового состава. Это, в свою очередь, способствует изменению растворимости отдельных компонентов. Это вполне естественно, так как известно, что введение или присутствие более растворимой при данной температуре соли снижает растворимость менее растворимой. Например, в таблице 1.10 показано влияние содержания NaCl на растворимость СаСО₃, СаSО₄ и ВаSО₄ в дистиллированной воде. Из данных таблицы 1.11 следует, что при высокой концентрации NаС1 в растворе заметно повышается растворимость СаСОз и СаSO₄. Максимумы рас­творимости СаСО₃ отмечаются при содержании NаС1 в количестве 20 г/л, а гипса -150 г/л, а растворимость ВаSО₄ повышается в 10 раз.

Таблица 1.10 - Влияние содержания NaCl на растворимость других солей

в воде

Соли	Содержание NаС1, г/л
	0	40	50	100	120	150	200	250	300	350
	Растворимость солей N, мг/л
СаСО3 (t=20°С)	-	-	1632	1736	1750	1720	1576	1416	1256	1056
ВаSО4 (t=25°С)	2,8	18,4	-	26,8	28,4	-	-	-	-	-
СаSО4 (t=20°С)	3200	-	6000	7000	-	7280	7200	-	-	-

Пластовые воды большинства месторождений, разработка которых осложнена солеотложениями, являются водами хлоркальциевого типа. В таких водах растворимость гипса невелика. Если при отсутствии в воде СаСl₂ равновесная концентрация гипса составляет 2080 мг/л, то при содержании в растворе 367,85 г/л СаСl₂ она уменьшается до 32 мг/л.

Таким образом, в двухкомпонентных системах различные соли по-разному влияют на равновесную концентрацию основных компонентов неорганических осадков. Реальные пластовые и попутно добываемые воды - это многокомпонентные водно-солевые системы. Это наглядно подтверждается зависимостью растворимости ангидрита и гипса от суммарной минерализации воды и от массовой доли отдельных компонентов, которая имеет сложный характер и изменяется в широком диапазоне. При увеличении содержания ионов Сl^- до 4 % для большинства значений реальных для скважин температур растворимость сульфата кальция возрастает. При дальнейшем повышении содержания ионов Сl^- в системе уменьшается равновесная концентрация сульфата кальция. Таким образом, изменение минерализации попутно добываемой воды может привести к ее перенасыщению и выпадению солей в осадок.

Движение смеси нефти и воды в проницаемых средах. Графики зависимости k¹ от S_в (водонасыщенность) называют диаграммами фазовых относительных проницаемостей. Для различных коллекторов, нефтей и вод они имеют свои количественные соотношения, но однотипны по форме (рисунок 1.10) [1].

Рисунок 1.10 - Зависимость фазовых относительных проницаемостей для нефти и воды от водонасыщенности песков

При небольшой водонасыщенности песков и их сцементированных разностей (песчаников) вода при фильтрации нефти удерживается в мелких и тупиковых порах в виде пленок и микрокапель на твердой поверхности коллектора и оказывается неподвижной (скважины подают безводную нефть).

Количество неподвижной (связанной) воды может быть различным: для указанной категории пород от 20 до 30 % (S_В = 0,20,3). Но вода оказывает тормозящее действие на углеводородную фазу, снижая при S_н = 0,3 относительную проницаемость для нефти до 2-х раз. Величина предельного водонасыщения, когда она начинает включаться в процесс фильтрации, контролируется многими геолого-физическими факторами. Например, для карбонатных пород предельная водонасыщенность может достигать S_Впр = 0,4.

Из изложенного следует, что уже при вскрытии пласта скважиной необхо­димо применять буровые растворы и технологии, предохраняющие проникновение фильтрата бурового раствора в ПЗП, в противном случае усложняется и удлиняется процесс освоения скважины, а за счет уменьшения фазовой проницаемости для нефти дебит скважины падает. Водные фильтраты промывочных жидкостей обычно прочно удерживаются породами пласта вследствие гидрофильной природы пород пласта и с большим трудом удаляются из ПЗП даже при повышенных депрессиях при освоении скважин.

В нефтепромысловой практике известны случаи неверного заключения о промышленной ценности разведочных площадей по данным освое­ния первых скважин. Возврат на те же площади с новыми технологиями освоения скважин подтверждает промышленную продуктивность тех же пластов.

На рисунке 1.10 представлены кривые зависимости относительной проницаемости для нефти и воды. Их анализ показывает, что при водонасыщенности песков 80 % относительная проницаемость для нефти равна нулю. Это означает, что при вытеснении нефти водой из несцементированных песков остаточная нефтенасыщенность составляет не менее 20 %, а в песчаниках оказывается еще большей.

Изменение физико-химических свойств жидкостей вызывает отклонение в количественных соотношениях по k¹ и S, но характер кривых сохраняется. Например, с уменьшением поверхностного натяжения на границе раздела «нефть – вода» уменьшается капиллярное давление в пористой среде и увеличивается подвижность нефти и воды. Известно, что щелочные воды по этой именно причине способствуют лучшему отрыву пленок нефти от породы, чем хлоркальциевые воды, так как последние способны создавать большее поверхностное натяжение нефти и капиллярное давление менисков на границе раздела фаз. Отсюда и более высокие фазовые проницаемости для нефти, то есть более полное вытеснение и отмывка нефти щелочными водами.

Для высокопроницаемых пород изменение вязкости нефти дает незначительное изменение в соотношениях относительных проницаемостей для жидкостей, которые в основном зависят от насыщенности.

Для низкопроницаемых пород влияние соотношения вязкостей нефти и воды требует изучения конкретных условий в пластовой системе по насыщенности, фильности, компонентному составу нефтей, по петрофизическому составу как обломочной части коллектора, так и цемента.

С уменьшением проницаемости при одной и той же пористости, как правило, повышается суммарная поверхность поровых каналов. Воды, лучше смачивающие поверхность породы, начнут фильтроваться в таких пластах при большей водонасыщенности. В то же время малопроницаемые породы меньше отдают нефть. Для низкопроницаемых пород влияние соотношения вязкостей нефти и воды изучено недостаточно.

На относительную проницаемость влияют градиент давления, поверхностное натяжение на границе раздела фаз, характер смачиваемости, порядок насыщения образца и т.д.

Для выработки корректности условий фильтрации в модели и пластовых условиях Д. А. Эфросом были предложены критерии подобия, где, кроме равенства в модели и натуре углов смачивания θ и пористости пород m, должны выполняться соотношения по величинам поверхностного натяжения, проницаемости и градиентов давления [2]:

(1.53)

или

(1.54)

где μ - вязкость жидкостей;

V_ф - суммарная скорость фильтрации обеих фаз.

Следовательно, в общем случае, фазовые относительные проницаемости являются функциями водонасыщенности и безразмерных комплексов. Кроме того, относительная проницаемость зависит от ря­да других факторов.

Поэтому для конкретных пластов целесообразно использовать практические кривые фазовых относительных проницаемостей, получаемых при исследовании представительных образцов керна.

Работы данного направления трудоемки, занимают много времени и по опыту в Западной Сибири результаты достигаются лишь через 1-1,5 года исследований.

В качестве примера влияния типа пород на вид зависимостей k¹_н = ƒ(S_в) и k¹_в = ƒ(S_в) на рисунке 1.11 приведены экспериментальные кривые В. М. Добрынина - В. Н. Черноглазова (МИНХ и ГП) по полимиктовым и кварцевым песчаникам горизонта БВ₈ Самотлорского месторождения.

Анализ кривых показывает, что здесь особенно ощущается разница в относительной проницаемости для воды в полимиктовых и кварцевых песчаниках.

При одинаковой водонасыщенности породы с меньшей проницаемостью по воде дают большие значения k¹_н. Авторы [1] объясняют этот эффект тем, что «потеря для нефти проходных пор в низкопроницаемых разностях будет наименьшей». При этом относительная фазовая проницаемость для воды в полимиктовых песчаниках почти не зависит от проницаемости.

Рисунок 1.11 - Зависимость относительной проницаемости полимиктовых песчаников пласта БВ₈ Самотлорского месторождения от водонасыщенности при совместной фильтрации нефти и воды.

Шифр кривых – проницаемость по воде в мкм². Пунктиром нанесены кривые для кварцевого песчаника.

Движение смеси жидкости и газа. Закономерности в движении жидкости и газа в различных типах коллекторов наглядно прослеживаются на зависимостях,представленных на рисунке 1.12 [3-7,13,16].

Анализ зависимостей показывает, что для песков и пористых известняков при содержании в поровом объеме до 30 % жидкости, а в песчаниках до 60 %, относительная проницаемость для жидкой фазы к¹_ж = 0. По газу соответственно для песков и известняков k¹_г = 0,6, а для песчаников k¹_г = 0,3. То есть увеличение содержания жидкости в пористой среде почти не влияет на фильтрацию газа. В то же время при содержании в породах жидкости от 30 до 60 % от объема пор из пласта можно добывать чистый газ.

При газонасыщенности песка и песчаника до 10-15 %, известняка до 25-30 % газ остается неподвижным (k¹_г=0). Но при этом сильно ухудшаются условия для фильтрации жидкости - относительная проницаемость снижается до 0,22 для известняков, до 0,7 для песков и до 0,6 для песчаников. Это указывает на отрицательное влияние свободного газа, выделяю­щегося из нефти в пласте, на условия ее фильтрации.

Рисунок 1.12 – Зависимость относительной проницаемости песка для газа и жидкости от его водонасыщенности

Как следует из анализа кривых относительных проницаемостей, для различных пород они как бы сдвигаются вдоль осей, причем величина сдвига контролируется распределением пор по размерам. Как и в случае совместной фильтрации нефти и воды, для жидкостей и газов требуется тщательный анализ кернов по конкретным месторождениям и пластам. Эти иссле­дования сопровождаются значительным разбросом точек фактических результатов, что затрудняет учет влияния различных факторов на относи­тельную проницаемость.

Движение смеси нефти, воды и газа в пористой среде. Экспериментальные исследования процессов совместной фильтра­ции нефти, воды и газа (эти условия неизбежно возникают при разработке нефтегазовых месторождений в условиях заводнения пластов) пока­зали, что в зависимости от объемного насыщения поровых пространств различными компонентами (фазами) возможно одно-, двух- и трехфазное движение. Результаты опытов принято изображать в виде треугольных диаграмм (рисунок 1.13), в которых наносятся кривые, соединяющие точки с одинаковым содержанием соответствующей компоненты смеси в потоке. Для кривой 1 содержание воды в потоке равно 5 %, для кривой 2-5 % нефти, а для кривой 3 - точки с со­держанием в потоке 5 % га­за. При этом вершины тре­угольника соответствуют 100 %-му насыщению породы одной из фаз 3-х фазной смеси; противоположные стороны вершин треугольника - нулевому насыщению образом кривые на диаграмме выделяют возможные области одно-, двух- и трехфазного потока. Например, при газонасыщенности пористой среды менее 10 % и нефтенасыщенности менее 20 % в потоке будет находиться только вода.

Трехфазный поток будет существовать для песка при насыщенности нефтью от 23 до 50 %, водой - от 33 до 64 %, газом - от 14 до 30 %. Для дру­гих типов коллекторов эти пределы могут быть другими.

Рисунок 1.13 - Области развития одно-, двух- и трехфазного потока