Характеристика вод нефтяных месторождений

Классификация вод нефтяных месторождений

Вода

Пропуск стр. 146-147

Распределение газа, нефти и воды в резервуаре

Распределение газа, нефти и воды в природном резервуаре зависит от взаимодействия ряда факторов: соотношения плотностей флюидов, относительной насыщенности порового пространства пород каждым из них, капиллярного давления и давления вытеснения (см. стр. 421-427: глава 10, капиллярное давление, А.Ф.), гидродинамических условий в коллекторском пласте, его пористости, проницаемости и литологических особенностей. В ловушках, содержащих одновременно газ, нефть и воду, флюиды закономерно распределяются по вертикали, и каждый из них занимает в общем горизонтальный слой. Наиболее легкий из флюидов ‑ газ ‑ располагается в поровом пространстве вблизи вершины ловушки; основным флюидом, заполняющим поры в нижележащем слое, является нефть; еще ниже поровое пространство заполнено только водой. Граница между двумя последними слоями называется водо-нефтяным контактом (ВНК). В ловушках, где нефть отсутствует, а пластовые флюиды представлены только газом и водой, граница между ними называется газо-водяным контактом (ГВК).

Все сказанное выше относится к основному флкшду в каждом из слоев. Однако поровая вода присутствует в природном резервуаре повсеместно. Она может занимать от нескольких процентов до 50 % объема порового пространства, но обычно занимает 10-30 % этого объема. Вода не поступает в скважины до тех пор, пока отношение количества нефти и газа к количеству ее в породах-коллекторах не уменьшится до такой степени, что порода станет более проницаемой для воды, чем для других флюидов. Соотношение газа, нефти и воды в природном резервуаре схематически показано на фиг. 5-1, причем предполагается, что пластовые флюиды представлены здесь водой, свободным газом, нефтью с растворенным в ней газом и чистой нефтью. В целом однотипное распределение углеводородов в резервуаре по горизонтальным слоям местами нарушается. Эти нарушения, вероятно, объясняются незакономерными изменениями пористости и проницаемости, локальными тектоническими разрывами, линзовидностью коллекторов и другими аномальными условиями, которые обычно не могут быть установлены на основании имеющихся данных.

Иногда при изучении характера ВНК (водонефтяного контакта) залежи удается получить некоторые сведения о ловушке, ее геологической истории и ее влиянии на аккумуляцию нефти и газа. Например, на месторожде

Фиг. 5-1. Схематический разрез, показывающий относительное распределение газа, нефти и воды в типичном природном резервуаре (Jersey-Humble report, Committee of Reservoir Development and Operations, p. 12, Fig. 2, 1942). A ‑ поперечный разрез структуры; Б ‑ насыщенность флюидами; 1 ‑ вода; 2 ‑ нефть; 3 ‑ газ.

Фиг. 5-2. Разрез продуктивной толщи месторождения Конро в округе Монтгомери,

Техас (Michaux, Buck, in Gulf Coast Oil Fields, p. 802, Fig. 5, 1936). Общие водонефтяной и газонефтяной контакты указывают на наличие проницаемой связи между различными продуктивными песчаными пластами пачки Кукфилд в группе Клейборн (эоцен).

Воды, ассоциирующие с нефтяными и газовыми залежами, называются водами нефтяных месторождений (oil-field waters) [5]. Скважины, вскрывшие перспективно нефтегазоносные пористые породы и показавшие при испытании только воду или воду с непромышленными количествами нефти и газа (т.е. скважины, которые не обнаружили нефтяную или газовую залежь), называются сухими, водяными или непродуктивными (dry holes, wet wells, clusters, failures). Как уже было отмечено ранее, нижняя поверхность расположенной вниз по падению слоев границы большинства нефтяных и газовых залежей представляет собой водо-нефтяной или газо-водяной контакт. Свободные воды, окружающие залежь и заполняющие поровое пространство пород ниже залежи и вокруг нее, называются подошвенными или краевыми водами в зависимости от их положения

Фиг. 5-6. Схематический разрез, показывающий положение подошвенных и краевых вод относительно нефтяной залежи.

О скважине говорят, что она прошла залежь нефти и вскрыла подошвенные воды или что она не попала в залежь нефти и вскрыла краевые воды.

относительно залежи. Соотношение краевых и подошвенных вод с залежью показано на фиг. 5-6.

По мере снижения дебитов нефти и газа из большинства скважин начинает поступать все увеличивающееся количество свободной воды. Это поровые, подошвенные или краевые воды. На некоторых залежах вода поступает вместе с нефтью из скважин уже на ранних стадиях эксплуатации, в других же случаях нефть никогда не сопровождается сколько-нибудь заметным количеством воды. Пластовые воды в вышележащих толщах, изолированные от природного резервуара, содержащего нефть или газ, называются верхними водами. Воды из водоносных формаций, залегающих между продуктивными горизонтами, называются промежуточными.

Аномальной в этом отношении является залежь Мьюзик-Маунтин в Пенсильвании (см. стр. 286-287: прибрежные бары и фиг. 7-17). Здесь было добыто 5 млн. баррелей нефти, и, хотя в настоящее время залежь почти выработана, ни одна из скважин так и не дала свободной воды. Природный резервуар представляет собой песчаное тело рукавообразной формы; никаких данных о содержании поровой воды в песчаниках нет. В Аппалачском регионе встречаются и другие залежи, на которых не было установлено краевых или свободных вод. Это, например, месторождение Кабин-Крик [6], залежь Копли [7], залежи Гриффитсвилл, Гранни-Крик и Робинсон-Синклайн [8] в Западной Виргинии.

По своему генезису воды нефтяных месторождений могут быть разделены на три группы: метеорные, погребенные и смешанные.

Метеорные воды ‑ это воды, которые выпадают в виде дождей и заполняют пористые и проницаемые породы верхних горизонтов разреза или просачиваются сквозь них вдоль поверхностей напластования, по системе трещин и проницаемым прослоям. Воды этого типа содержат связанный кислород, главным образом в виде углекислого газа. Они проникают в породы из вадозной зоны над зеркалом грунтовых вод, где кислород вступает в реакцию с сульфидами, образуя сульфаты, а двуокись углерода входит в состав карбонатов и бикарбонатов. Присутствие карбонатов, бикарбонатов и сульфатов в водах какого-либо нефтяного месторождения указывает на то, что по крайней мере частично эти воды поступили сюда с поверхности. Подобные метеорные воды могут быть генетически связаны с современной поверхностью земли и свидетельствовать о смешении грунтовых вод с водами нефтяных месторождений. Они также могут быть связаны с погребенными поверхностями несогласия, ранее обнажавшимися и подвергавшимися воздействию атмосферных осадков. Характер вод многих нефтяных месторождений в Скалистых горах, например, позволяет предполагать, что они смешаны с метеорными водами [9].

Под погребенными водами (connate waters) первоначально понимали морские воды, в которых отлагались осадки; вероятно, они сначала заполняли все поры. Сомнительно, однако, чтобы воды нефтяных месторождений действительно представляли собой автохтонные [унаследованные] морские воды. В настоящее время погребенными водами называют связанные воды (interstitial waters), находившиеся в коллекторах до вскрытия их бурением [10]. Причиной изменения содержания термина явилось то, что большинство вод в подземных коллекторах совершенно отлично по химическому составу от морских; они, без сомнения, циркулировали и перемещались, а первичные седиментационные воды были, вероятно, полностью замещены другими водами. Большинство вод нефтяных месторождений представляет собой растворы солей или рассолы [в СССР рассолами называют воды с содержанием солей более 3,5%], характеризующиеся значительным содержанием хлоридов, особенно хлористого натрия. Концентрация растворенных твердых веществ в них часто во много раз выше, чем в современной морской воде. Из этого следует, что если содержание растворенных минеральных веществ в древних морях было приблизительно таким же, как в современных, то в первичные воды, после того как они проникли в породы, должно было дополнительно поступить определенное количество минеральных соединений.

[Точный перевод термина «connate waters» вызывает большие трудности. В буквальном смысле слова это сингенетичные, или автохтонные, воды, попавшие в осадок одновременно с его образованием и сохранившиеся в нем после его превращения в породу (реликтовые воды). Нередко эти воды называют погребенными. Все перечисленные русские (собственно русские и иноязычные, но принятые в нашей литературе) термины при их буквальном понимании создают впечатление об унаследованности в породе вод, когда-то попавших в исходный для нее осадок из бассейна седиментации. Между тем в геологической действительности такого типа реликтовые, или погребенные, воды (если иметь в виду не просто Н₂О, а реальные растворы) относятся к категории редких, так как уже в процессе диагенеза происходят, и иногда весьма существенные, изменения состава сингенетичных (т.е. седиментационных) вод. На поздних этапах диагенеза, а тем более на стадии катагенеза вода выжимается из глинистых осадков в силу их уплотнения. В недрах эта выжатая (элизионная) вода попадает в песчано-алевритовые и другие пористые и проницаемые пласты, являющиеся потенциальными коллекторами, и часто полностью вытесняет содержавшуюся в них «реликтовую» воду.

Как показал проф. А.А. Карцев, в ряде случаев объем воды, вновь поступившей в коллекторы из окружающих глинистых пород, превышает объем «своей» воды в несколько раз.

Один из современных крупных геохимиков, специалистов в области геохимии осадочных образований, Э.Дегенс (США) под «соnnаte waters» понимает только морскую воду, захваченную осадками при их отложениях; вода аналогичного происхождения, но пресная исключается из объема понятия о «соnnаte waters». Проф. А.А. Карцев для «соnnаte waters» в понимании Э. Дегенса предложил термин «талассогенные воды» (примечание редактора в книге Э. Дегенса «Геохимия осадочных образований», 1967, изд-во «Мир», стр. 171-172).

[По смыслу определения «соnnаte waters», даваемому А. Леворсеном в настоящей книге, это связанные воды (interstitial waters» - этот термин иногда переводится как (поровые воды); именно так это трактует и Э. Дегенс). «Cоnnаte waters» - это все воды не являющиеся в полной мере свободными, а в той или иной, хотя бы и очень слабой степени, связанные с породой и. естественно, находящиеся в ее порах. Такие воды, быть может, следовало бы именовать плененнымы, или в переводе с латинского, каптивными].

Смешанные воды оодержат как хлоридные, так и сульфат-карбонат-бикарбонатные соединения. это указывает на их сложную природу, вероятно, метеорные воды смешивались с погребенными водами или частично замещали их в породах. [смешанные воды могут бьтть о6наружены вблизи современной дневной поверхностут или под поверхностями несогласия. Воды нефтяных месторождений могут быть классифицированы также и по условиям залегания на свободные и связанные

Свободные воды. Большинство заленжей нефти и газа встречается в водонасьтщенных проницаемых породах. По генезису свободные воды могут быть метеорными, погребенными или смешанными. Вода, заключенная во взаимосвязаттвой системе пор коллекторов, может рассматриваться как непрерывное единое водное тело, в которое погружены минеральные частицы. Вода служит путем, по которому мигрирует нефть, концентруясь в залежи. В подобншх условиях вода, как и в системе городского водопровода, немедленно начнет перемещаться в сторону любого пункта, где давление снижено. Такие воды называются свободными в отличие от связанных вод.

Связанные воды. Раньше считали, что все поровое пространство нефтегазонасыщенного природного резервуара заполнено только нефтью или газом. Однако позже при изучении образцов керна выяснилось, что вместе с нефтью и газом во всех залежах в различных количествах присутствует связанная (поровая) вода [11]. В настоящее время полагают, что связанная вода сохранилась в породах со времени отложения осадков. Эта вода настолько тесно связана с частицами пород, что она не была вытеснена во время аккумуляции нефти и газа. Связанные воды на практике часто называют «погребенными», однако термин «связанные воды» представляется более предпочтительным, поскольку его употре6ление не требует знания генезиса вод. В нефтегазонасыщенном природном резервуаре основная часть связанной воды абсорбирована минеральными частицами или удерживается капиллярным давлением в тонких капиллярных отверстиях. Связанные воды шрисутствуют во всех природных резервуарах, и по мере уведичения водонасыщенности к подошве залежи они переходят в свободные воды. Именно свободные воды вытесняются нефтью и газом во время аккумуляции залежи.

Количество связанной воды в нефтегазонасьтщенном природном резервуаре редко бывает меньше 10 %, достигая 50 % и даже более от общего объема порового пространства практически во всех скоплениях нефти и газа присутствие связанной воды устанавливается с полной уверенностью [12]. Она была обнаружена в гипсометрически наиболее высокой части природного резервуара, расположеннои на 2000 футов выше ВНК. В образцах керна, взятых в 600 футах выше ВНК на залежи Рейнджли в Колорадо, 50% порового пространства занято связанной водой.

Связанная вода играет особо важную роль в аккумуляции залежей нефти и газа и при разработке месторождений.

1. По-видимому, существует общая взаимосвязь между содержанием связанной воды в природном резервуаре и характером пористости и проницаемости, а также размером зерен в слагающих этот резервуар породах-коллекторах. На фиг. 5-7 можно видеть свойственное множеству природных

Фиг. 5-7. Соотношение между процентным содержанием связанной воды и проницаемостью пород в различных нефтеносных природных резервуарах (Bruce, Wеlge, in Drilling and Production Practice, p. 170, Fig. 9, 1947).

l ‑ Лейк-Сент-Джон; 2 ‑ Луизиана, Галф-Кост (миоцен ‑ уэлла); 3 ‑ Креол; 4 ‑ Синтетик-Алуноум; 5 ‑ Луизиана, Галф-Кост; 6 ‑ Домингьюз, вторая зона; 7 ‑ Хокинс; 8 ‑ Магнолиа; 9 - песчаник Огайо; 10 ‑ Норт-Белридж, Калифорния; 11 ‑ Вашингтон; 12 ‑ Элк-Бейсин; 13 ‑ Норт-Белридж, Калифорния (данные анализов керна); 14 ‑ Рейнджли.

резервуаров общее увеличение процентного содержания воды с уменьшением проницаемости. Количество связанной воды в целом увеличивается также и по мере снижения пористости¹. Эти закономерности частично объясняются следующим. Поскольку большинство осадков преимущественно гидрофильны (см. стр. 416-421: глава 10, смачиваемость, А.Ф.), более тонкозернистые осадки с их гораздо большей площадью поверхности на единицу объема адсорбируют соответственно большее количество воды. Кроме того, капиллярное давление, удерживающее воду, выше в более тонких порах (см. стр. 421-427: глава 10, капиллярное давление, А.Ф.). Эта связь высокого содержания воды с тонкозернистыми отложениями показана также Траском [13],

¹Это обстоятельство само по себе указывает, что было бы неправильно переводить «interstitial waters» как «поровые воды». ‑ Прим. ред.

который установил, что во время отложения осадков вода первоначально занимает примерно 45 % объема порового пространства в хорошо отсортированных мелкозернистых песчаниках, 50 % ‑ в алевролитах, 80 % ‑ в глинах и свыше 90 % ‑- в коллоидах.

В породах-коллекторах с непостоянной пористостью, изменяющейся от очень мелких до крупных пор, большее процентное содержание связанной воды обычно приурочено к более мелким капиллярным пустотам и порам, характерным для глинистых песчаников, в то время как нефть заполняет относительно крупные поры. На фиг. 5-8 показаны два примера этих соотношений для коллекторов в отложениях третичного и мелового возраста (см. также фиг. 10-11). Адсорбированная и связанная вода¹ не играют столь значительной роли в тех нефтенасыщенных природных резервуарах, где размеры пор велики или где коллекторские свойства пород связаны с их трещинова-тостыо. Кристаллические известняки и доломиты чаще, чем чистые песчаники, характеризуются высоким содержанием связанных [плененных] вод и тем не менее дают безводную нефть, так как межкристаллические поры в них, как правило, мельче.

2. Извлекаемые запасы нефти и газа в залежи уменьшаются в результате того, что поровое пространство занято водой. Поэтому, прежде чем оценивать объем порового пространства, которое может быть заполнено нефтью и газом, необходимо установить объем содержащейся в нем воды.

Фиг. 5-8. Диаграмма увеличения водонасыщенности с уменьшением проницаемости песчаников Вудбайн (верхний мел) на месторождении Ист-Тексас и третичных песчаников месторождений Анауак и Томболл в провинции Галф-Кост, Техас (Sсhilthuis, Trans. Am. Inst. Min. Met, Engrs., 127, 132, p. 269).

l ‑ Анауак; 2 ‑ Томболл; 3 ‑ Ист-Тексас.

3. Пластовые воды вместе с растворенными в них минеральными веществами представляют собои химический агент и могут оказывать сильное химическое и физическое воздействие на минералогический состав пород-коллекторов. Особенно сильно это влияние сказывается на глинистых и коллоидных веществах, которые в отдельных случаях могут быть химически весьма неустойчивыми.

¹Автор допускает здесь логическую ошибку, говоря об адсорбированной и связанной воде («adsorbed and interstitial water»), ибо адсорбированная вода представляет собой по меньшей мере частный случай связанной воды. ‑ Прим. ред.

По прошествии определенного периода геологического времени соотношение между водой и глиной стабилизируется и достигается равновесие между содержанием флюидов и вмещающей их средой. Это равновесие может быть нарушено при любых изменениях характера пластовых вод как в результате геологических явлений, так и в результате искусственного введения воды в пласт во время бурения или при применении вторичных методов эксплуатации. При изменении условий в природном резервуаре некоторые глинистые породы могут разбухать, вследствие чего уменьшится или даже полностью исчезнет проницаемость, добыча упадет и могут серьезно пострадать результаты всех работ. Другим фактором, почти совершенно не изученным, но безусловно существующим, является каталитическое воздействие минерализованных

Фиг. 5-9. Схематизированный увеличенный разрез песчаной породы.

Видны песчаные зерна с облекающей их пленкой воды и нефть с растворенным в ней газом, занимающая внутренние части более крупных пор.

пластовых вод на сложные химические и биохимические реакции, происходящие в коллекторских породах.

Пленка адсорбированной воды вокруг гидрофильных минеральных зерен не позволяет нефти, находящейся в порах коллекторов, соприкасаться с частицами самой породы (фиг. 5-9); поверхности раздела между породой и нефтью здесь в действительности не существуют, а имеются лишь контакты нефти с водой. В результате вода как бы играет роль «смазки» для нефти.

В большинстве извлеченных на поверхность нефтей в виде мельчайших кристаллов присутствует каменная соль (NaCl). По-видимому, это частично объясняется осаждением соли из связанных вод коллекторов по мере падения пластового давления во время, эксплуатации залежи. Поэтому остаточные связанные воды будут иметь несколько иной химический состав по сравнению с первоначальными. Для того чтобы содержащиеся в поровом пространстве флюиды вновь пришли в равновесное состояние, требуется некоторое время. Перепад температур и давлений между природным резервуаром в недрах и поверхностью земли также способствует осаждению соли из извлекаемой воды. Однако осаждение соли из воды после удаления ее из коллектора не влияет на концентрацию солей, остающихся в пластовых водах.

Воды нефтяных месторождений с растворенными в них солями представляют собой электролиты, и их удельное электрическое сопротивление уменьшается с увеличением солености. Эта закономерность является основой для интерпретации электрокаротажных кривых удельных сопротивлений. Породы, насыщенные солеными водами, имеют обычно низкое сопротивление, поскольку вода, находящаяся в связанной системе пор и обладающая высокой электропроводностью, маскирует низкую электропроводность самих пород. Даже в некоторых природных резервуарах, заполненных нефтью и газом с низкой электропроводностью, высокое процентное содержание связанной воды со значительной электропроводностью может привести к тому, что высокие сопротивления нефти и газа не отразятся на электрокаротажных кривых, и в результате будет допущена ошибка при выделении нефтегазоносных пластов. Там, где содержание связанной воды в нефтегазосодержащем природном резервуаре ниже 10 %, что отмечается редко, электрическое сопротивление толщи стремится к бесконечности. Измеренное удельное сопротивление оказывается высоким, так как количество воды недостаточно для обеспечения непрерывной связи, а следовательно, и электропроводности между порами, вода в которых находится в виде изолированных капелек [т.е. является плененной водой]. По мере увеличения содержания воды все большее ее количество образует сплошные пленки вокруг минеральных частиц, и отдельные капельки воды приходят в соприкосновение друг с другом. В результате связующие пленки связанной (поровой) воды образуют направленные во все стороны проводящие пути для электрического тока.

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 (water saturation).

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 [14].

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 [15]. Если построить в логарифмическом масштабе диаграмму зависимости коэффициента электрического сопротивления песчаного коллектора от его пористости, то окажется, что с уменьшением пористости коэффициенты возрастают (фиг. 5-10). Аналогичная связь между пористостью и коэффициентом электрического сопротивления отмечается и для коллекторов, образованных известняками [16]. Подобная же линейная зависимость существует между коэффициентом электрического сопротивления пласта и его проницаемостью: при уменьшении проницаемости значения коэффициента увеличиваются. Эта связь графически показана на фиг. 5-11.

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 (фиг. 5-12).

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

Фиг. 5-10. 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 [17]. 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 [18] 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.

Фиг. 5-11. 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 фиг. 5-10,

Плотность² вод возрастает с увеличением количества солей в растворе. Приблизительное соотношение между удельным весом рассола и общим количеством содержащихся в нем растворенных минеральных веществ показано в табл. А-1 в Приложении.

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 [19]. Приблизительный состав рассолов можно быстро установить по диаграмме, подобной показанной на фиг. 5-13, которая представляет собой график зависимости состава растворенных веществ в водах Канзаса от плотности рассола.

Фиг. 5-12. 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

¹Принимается, что любое количество раствора состоит из миллиона весовых частей (миллион весовых частей = 100 %). Определенное число входящих в состав раствора весовых частей (вес. %×1 000 000) и есть весовые части на миллион (ч. на млн.). Концентрация растворенных минеральных веществ обычно выражается в частях на миллион, в миллиграммах на литр, в гранах на галлон или в процентах. Один гран на американский галлон равен 17,12 ч. на млн., а на английский галлон ‑ 14,3 ч. на млн. Если значение концентрации в частях на миллион умножить на 0,0583, то будет получено ее значение, выраженное в гранах на американский галлон.

²Плотность чистой воды при нормальных условиях (давление 14,73 фунт/кв. дюйм и температура 60°F) составляет 62,34 фунт/куб.фут. Это эквивалентно 0,433 фунт/кв.дюйм/фут, или 43,33 фунт/кв.дюйм/100 фут. Баррель, или 42 галлона, чистой воды весит 350 фунтов. Удельный вес чистой воды при 14,73 фунт/кв. дюйм и 60°F равен 1,00 (10°API).

благоприятныхловушек. Для примера можно привести месторождение Кирикире в восточной Венесуэле [20] (см. стр. 324 и фиг. 7-57, А.Ф.), 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%) [21], и многие другие залежи в регионе Скалистых гор в США [22].

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 [23]. На фиг. 5-14 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.

Фиг. 5-13. График зависимости состава вод нефтяных месторождений Канзаса от их удельного веса (Jeffоrds, Bull. 76, Kansas Geol. 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.) [24]. 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

Фиг. 5-14. 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.

нижних слоях лучше связаны с зоной питания и больше разбавлены метеорными водами, чем воды в верхних горизонтах осадочного чехла.

Химический состав вод нефтяных месторождений. Результаты большинства анализов вод нефтяных месторождений [25] даются в ионной форме, которая считается наиболее удобной. На ней же основана интерпретация по системе Пальмера [26]. 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»¹ [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. 5-1. 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

¹«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 [27]

= 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 5-1 Ионный состав и реакционные свойства воды

	Миллиграммы на литр	Грамм-эквиваленты на миллион, или «реагирующая величина»	Реагирующая величина, % (по Пальмеру)
Положительные ионы Na+ и К+ (определены по разности как Na+) Са++ Mg++	17 610¹ 2 960	765,0 148,2 76,2	38,67 7,48 3,85
Итого		989,4	50,00
Отрицательные ионы SO₄^-- Сl^- НСО₃^-	2 620 34 000	54,5 932,0 2,9	2,75 47,10 0,15
Итого	36 797	989,4	50,00
Всего	58 294	1978,8	100,00

Реакционные свойства (по Пальмеру)

Первая соленость
(хлориды и сульфаты Na⁺ и К⁺)		38,67×2=77,34
Вторая соленость
(сульфаты Са⁺⁺ и Mg⁺⁺)		(47,10 +2,75‑38,67)× 2 = 22,36
Первая щелочность
(карбонаты Na⁺ и К⁺)		00,00
Вторая щелочность
(карбонаты Са⁺⁺ и Mg++)		(11,33‑11,18)×2 = 0,30

¹B оригинале ‑ 17 000, по-видимому, опечатка. - Прим. ред.

районах их выходов на дневную поверхность [28]. Из минерализованных вод нефтяных месторождений осаждались также радиоактивные соли [29].

В табл. 5-2 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 [30].

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. 5-3.

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. 5-4приведен пример таких

Таблица 5-2 Анализы вод нефтяных месторождений (ч. на млн.)

Залежь	Порода-коллектор, ее возраст	Сl^-	SO₄^--	СО₃^--	HСO₃^-	Na⁺+K⁺	Са⁺⁺	Mg⁺⁺	Сумма ионов, ч. на млн.	Литературный источник
Морская вода (ч. на млн.)					-
Морская вода (%)		55,3	7,7	0,2	-	31,7	1,2	3,8	-
Лагунильяс, западная Венесуэла	2000-3000 футов (миоцен)		-
Конро, Техас	Песчаники Конро (эоцен)				-
Ист-Тексас	Песчаники Вудбайн (верхний мел)				-
Бурган, Кувейт	Песчаники (мел)			-
Родесса, Техас ‑ Луизиана	Оолитовые известняки (нижний мел)			-
Давенпорт, Оклахома	Песчаники Пру (пенсильваний)			-
Брадфорд, Пенсильвания	Песчаники Брадфорд (девон)			-	-
Оклахома-Сити, Оклахома	Песчаники Симпсон (ордовик)			-
Гарбер, Оклахома	Известняки Арбакл (ордовик)			-

1. W. Dittmar, Report on Researches into the Composition of Ocean Water, Collected by Challenger, Challenger Reports, 1, Physics and Chemistry, pp. 1-251, 1884.

2. Staff of Caribbean Petroleum Company, Oil Fields of Royal Dutch-Shell Group in Western 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 Texas Oil Field, Rusk, Cherokee, Smith, Gregg and Upshur Counties, Texas, in Stratigraphic Type Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., p. 639, 1941, Stanolind № 1 Everetts.

5. The Gulf Oil Corp.

6. H.B. Hill, R.K. Guthri c, Engineering Study of the Rodessa Oil Fields in 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 Cattaraugus County, 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, Analysis J. Carter Oil Go. Dimniven № 1, at 6,454 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 5-3

Коэффициенты, используемые для перевода предполагаемого солевого состава воды в ионную форму¹

Соль	Определяемый ион	Коэффициент пересчета	Соль	Определяемый ион	Коэффициент пересчета
KCl	К	0,524	CaSО₄	Ga	0,294
NaCl	Na	0,394	MgSО₄	Mg	0,202
СаСl₂	Ga	0,361	K₂СО₃	К	0,569
MgCl₂	Mg	0,255	Na₂CО₃	Na	0,434
K₂SО₄	К	0,449	CaCО₃	Ca	0,400
Na₂SО₄	Na	0,324	MgCО₃	Mg	0,288

1. F.G. Тiсbеll, A Method for the Graphical interpretation of water analyses, Summary of Operations, California Oil Fields, 6, № 9, p. 7, 1921.

Таблица 5-4

Анализы вод в песчаных пластах, вскрытых одной из скважин в округе Расселл, Канзас¹

Приблизительная глубина залегания, футы	Содержани е (мг/л, или ч. на млн.)
	Сl	SO₄	Общее содержание минеральных веществ








3300²

¹L.С. Сase, Oil Weekly, p. 54, 1945.

²Анализ воды из нефтеносной зоны Арбакл. Это единственный в разрезе горизонт, где воды содержат H₂S.

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 фиг. 5-15. На фиг. 5-15, А показан широко распространенный метод Тикелла [31]. Его основной недостаток заключается в том, что на диаграмме не отражаются весовые концентрации ионов. На фиг. 5-15, Б показана диаграмма, построенная по методу Паркера [32]. 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 [33], 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.

[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

Фиг. 5-15. 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.

месторождений, но имеются в морской воде [34]. Отсутствие сульфатов в водах месторождения Сан-Хоакин-Валли, Калифорния, объяснялось их восстановлением до сульфидов, сопровождавшимся образованием карбонатов [35]. По-видимому, такое объяснение пригодно, по крайней мере частично, и для бессульфатных вод верхнемеловых толщ Скалистых гор [34].

Восстановление сульфатов может происходить под воздействием живых организмов, таких, как бактерии, или органических веществ [36]. 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

Фиг. 5-16. 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 [катагенетических] изменений.

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 [37].

На фиг. 5-16 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 [38]. Эта фаза характеризуется выпадением из раствора сульфатов и карбонатов кальция и магния.

На фиг. 5-17 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

Фиг. 5-17. 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.

водами во время обнажения известняков Арбакл на дневной поверхности в течение предпенсильванского периода эрозии или гидродинамическими условиями, вызывающими миграцию пластовых вод.

Использование анализов воды. Анализы воды используются при разрешении различных проблем, связанных с разведкой и эксплуатацией нефтяных и газовых залежей [39]. 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 [41 ].

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

Фиг. 5-18. 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.

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 [42].

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 [43]. Карта распространения различных по составу вод над куполом Барберс-Хилл приведена на фиг. 5-18. 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.