Физические свойства пластовых вод

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее. В среднем плотность пластовой воды изменяется в диапазоне: 1010-1210 кг/м³, однако встречается и исключение – 1450 кг/ м³ (пластовые воды месторождений нефтей и газоконденсатов Томской области имеют небольшую плотность: для мезозойских месторождений – 1007-1014 кг/м³; для палеозойских – 1040-1048 кг/м³; сеноманские воды – 1010-1012 кг/м³).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации вязкость возрастает. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды по сравнению с гидрокарбонатнымии они приблизительно в 1,5-2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием температуры вязкость уменьшается, от давления вязкость зависит незначительно. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа·с. Примерные изменения вязкости от температуры при упругости насыщенных паров приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1 – Изменение вязкости воды в зависимости от температуры

Температура, °С
Вязкость, мПа·с	1,79	1,31		0,8	0,66	0,55	0,47
Температура, °С
Вязкость, мПа·с	0,41	0,36	0,32	0,28	0,26	0,2	0,17

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах от менее 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (Cl ^–; SO₄^{2 –}; HCO₃ ^–; Na⁺; Са²⁺; Mg²⁺).

По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа:

· пресные (Q≤1 г/л).

· солоноватые (1<Q<10 г/л);

· солёные (10<Q<50 г/л);

· рассолы (Q>50 г/л);

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

В пластовой воде содержатся ионы растворённых солей:

· анионы: OH ^–; Cl ^–; SO₄^{2 –}; CO₃^{2 –}; HCO₃ ^–;

· катионы: H⁺; K⁺; Na⁺; NH₄⁺; Mg²⁺; Ca²⁺; Fe³⁺;

· ионымикроэлементов: I ^–; Br ^–;

· коллоидныечастицы: SiO₂; Fe₂O₃; Al₂O₃;

· нафтеновые кислоты и их соли.

Больше всего в воде содержится хлористых солей, до 80-90% от общего содержания солей. В количественном отношении катионы солей пластовых вод располагаются в следующий ряд: Na⁺; Ca²⁺; Mg²⁺; K⁺; Fe³⁺.

Большое значение на растворимость солей и увеличение их концентрации в пластовых водах оказывает температура и парциальное давление СО₂. Изменение термобарической обстановки в пласте даже при небольшой минерализации пластовых вод влияет на растворимость солей и выпадение их.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется анионом. Гидрокарбонатный тип воды определяется солями угольной кислоты, необходимо наличие карбонат – CO₃^{2 –}, или бикарбонат – HCO₃ ^– аниона. Соли всех остальных кислот относятся к хлоркальциевому типу. В основном, это соли соляной кислоты – хлориды (Cl ^–).

Соли пластовых вод – электролиты [1]. Электрические свойства имеют ионную природу, в соответствии с этим пластовая вода проявляет электрические свойства в зависимости от содержания растворенных солей. Электропроводность пластовых вод имеет широкое применение. Удельная электропроводность (χ) характеризует количество электричества, которое протекает в 1 секунду через 1 см² поперечного сечения раствора электролита (S) при градиенте электрического поля в 1 в (R) на 1 см длины (L). Удельная электропроводность обратно пропорционально связана с удельным сопротивлением раствора ρ:

Удельная электропроводность имеет размерность в системе СИ [Ом·м]^-1, в системе СГС [Ом·см]^-1. С увеличением минерализации и полярности удельная электропроводность растет. Удельная электропроводность изменяется в диапазонах: у речной воды = 10^-1-10^-2; пластовой воды = 10^-1-1; морской воды = 3-4; воды с 5% содержанием NaCl = 6,6; воды с 20% содержанием NaCl = 20; нефтей = 0,5·10^-7-0,5·10^-6; газоконденсатов = 10^-10-10^-16 [Ом·м]^-1. Получается, пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток, минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

Присутствующие в пластовых водах соли влияют и определяют её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей двухвалентных катионов: кальция, магния и железа.

где m_i – концентрация i-го иона в воде (мг/л);
э_i – эквивалент i-го иона.

Эквивалент иона оценивается отношением молекулярной массы иона (М_i) к его валентности (n):

где М_i – молекулярная масса иона;
n – валентность иона.

Природные воды в зависимости от содержания в них двухвалентных катионов кальция, магния, железа подразделяются на следующие типы:

· очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л;

· мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л;

· умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л;

· жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Жесткость пластовой воды и ее тип по жесткости определяется экспериментально-расчетным путем.

Кроме этого на свойства воды влияет содержание водородных ионов, которое характеризуется показателем концентрации водородных ионов рН. Показатель рН характеризует активную часть ионов водорода, которая образовалась в результате диссоциации молекул воды и определяется по формуле:

где С_н+ – концентрация ионов водорода.

В зависимости от показателя рН воды подразделяются на:

· нейтральные (рН=7);

· щелочные (pH>7);

· кислые (p<7).

Поскольку константа диссоциации воды зависит от температуры и давления, то эти параметры влияют на величину рН. С возрастанием температуры рН уменьшается и это обстоятельство необходимо учитывать при закачке воды в пласт.

Газосодержание пластовой воды влияет на свойства воды не значительно и не превышает 1,5-2,0 м³/м³, обычно оно равно 0,2-0,5 м³/м³. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон. Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается (см. лекция 5).

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением, уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта, поэтому чёткой границы вода-нефть не существует («зеркало» не образуется). За счёт растворения воды в нефти и диспергирования их друг в друга образуется так называемая «переходная зона», высота которой зависит от величины полярности нефти.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких определений эти свойства могут быть с меньшей точностью установлены по специальным графикам, приведенным в монографиях по физике пласта или в справочниках.

Техногенные воды по своим свойствам обычно отличаются по минерализации от пластовых. Они менее минерализованы. Исходя из экологических соображений, там, где возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая и ранее закачанная вода.

Таким образом, минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.).

Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а, следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти (лекция 15). В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.

20 Газо-, водо-, нефтенасыщенность и методы ее определения.

В процессе разработки месторождений в зависимости от режима разработки, применяемой технологии или методов воздействия нефть или газ вытесняются к добывающим скважинам. В результате в поровом пространстве соотношение воды, нефти и газа изменяется, при этом выделяется остаточная нефтенасыщенность, характеризующая эффективность используемого процесса извлечения нефти.

При количественной оценке соотношения воды, нефти, газа в горных породах пользуются различными коэффициентами: коэффициентом водонасыщенности, коэффициентами нефтенасыщенности и газонасыщенности.

Коэффициент водонасыщенности определяется как отношение объема воды к объему открытых пустот матрицы, т. е. содержание воды в единице объема открытых пустот, а коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности характеризуют содержание нефти или газа в единице объема открытых пустот соответственно.

Определение нефтегазоводонасыщенности пород-коллекторов реальных месторождений на любой стадии разработки осуществляется самыми различными способами: геофизическими, физико-химическими, с применением закачки индикаторов и др. Однако все методы требуют эталонирования путем прямых определений нефтегазоводонасыщенности по керну, отобранному в специальных оценочных скважинах.

Наиболее распространенный и достаточно точный способ определения остаточной водонефтенасыщенности кернов основан на определении потери массы исследуемого образца после экстрагирования и просушки его при температуре 105-107°С, а также на определении объема отогнанной из керна или из смежного образца воды при кипячении его в растворителе с температурой кипения до 110°С. При этом методе экстрагирование образцов проводят в аппарате Сокслета, а определение объема воды – в аппарате Дина и Старка

Существует способ определения остаточной водонефтенасыщенности, основанный на поглощении воды, выходящей из образца при его нагревании, и на последующем отгоне из него нефти путем повышения температуры до 500°С.

При определении насыщенности наиболее широко используется в экспериментах по совместной фильтрации метод материального баланса.

Для определения водонасыщенности пористой среды широко применяются электрические методы, использующие зависимость измеряемых электрических величин от содержания водной фазы в поровом пространстве, поскольку скелет породы-коллектора, нефть; и газ являются диэлектриками.

Диэлектрический метод основан на различии диэлектрических свойств воды, с одной стороны, и породы, нефти и газа, с другой.

К электрическим методам также относится метод СВЧ, основанный на поглощении водой энергии высокочастотного электромагнитного излучения.

Большое распространение получили радиометрические методы, в частности, метод радиоактивных индикаторов и метод, основанный на абсорбции рентгеновского и γ-излучения.

На поглощении рентгеновского излучения и γ-излучения основывается метод компьютерной томографии. Суть метода заключается в просвечивании образца под разными углами по специальной программе, обработке сигналов от приемника излучения па ЭВМ и построении томограммы – графического отображения участков пористой среды, обладающих различной поглощающей способностью. Метод компьютерной томографии дает достоверные и информативные результаты, однако требуются специальные меры защиты, как и для других радиоактивных методов. При этом для реализации данного метода требуются дорогостоящее на сегодняшний день оборудование и специально обученный персонал.

21 Приборы для исследования свойств пластовых нефтей (ареометр, вискозиметр, установка АКИПН-1, «Реотест»).

22 Изменение свойств нефти в пределах нефтеносной залежи.