Контрольная работа по "Геологии"

Элизионные воды — это  воды, попадающие в водоносные или  нефтеносные пласты (горизонты) в  элизионных водонапорных системах вследствие выжимания поровых вод из уплотняющихся  осадков и пород-неколлекторов  при увеличивающейся в процессе осадконакопления геостатической нагрузке (см. главу VII).

При инфильтрационных и элизионных процессах вследствие смешения вод, а также выщелачивания горных пород состав воды и по площади  отдельного пласта, и по разрезу  месторождения меняется.

Виды вод нефтяных и  газовых месторождений. С позиций  промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся  на собственные, чуждые и техногенные (искусственно введенные в пласт).

К собственным относятся остаточные и пластовые напорные воды, залегающие в нефтегазоносном пласте (горизонте).

 Понятие “остаточные  воды" рассмотрено выше (см. § 4 главы V).

Собственные пластовые воды — один из основных природных видов  вод месторождений УВ. Они подразделяются на контурные (краевые), подошвенные и промежуточные.

Контурными называются воды, залегающие за внешним контуром нефтеносности  залежи. Вода, залегающая под ВНК (ГВК), называется подошвенной. К промежуточным относятся воды водоносных пропластков, иногда залегающих внутри нефтегазоносных пластов.

К чужим (посторонним) относятся  воды верхние и нижние, грунтовые, тектонические.

Верхними называются воды водоносных горизонтов (пластов), залегающих выше данного нефтегазоносного, а  нижними — воды всех горизонтов (пластов), залегающих ниже его.

К грунтовой относится гравитационная вода первого от поверхности земли постоянного горизонта (расположенного на первом водоупорном слое), имеющая свободную поверхность.

Тектоническими называют воды, циркулирующие в зонах нефтегазоносное™ по дизъюнктивным нарушениям. Эти воды могут проникать в нефтегазоносные пласты и вызывать обводнение скважин при разработке залежей.

Искусственно введенными, или техногенными, называют воды, закачанные в пласт для поддержания пластового давления, а также попавшие при  бурении скважин (фильтрат промывочной  жидкости) или при ремонтных работах.

Основную массу природных  вод нефтяных и газовых месторождений  составляют более или менее минерализованные воды.

Состав и свойства пластовых  вод имеют большое значение для  разработки залежей нефти и газа и их добычи, так как от них  зависит течение многих процессов  в дренируемом пласте. Поэтому  их значение позволяет намечать более  эффективные мероприятия по контролю и регулированию разработки и  эксплуатации скважин и промысловых  систем. Все это заставляет уделять  большое внимание вопросам состава  и физических свойств подземных  вод.

Химическая классификация  подземных вод. Под химическим составом воды понимают состав растворенных в  ней химических веществ. Существует ряд химических классификаций подземных  вод (С.А. Щукарева, О.А. Алекина, Ч. Паль-мера, В.И. Вернадского и др.). Среди нефтяников общее признание получила классификация  В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирование химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.

В основу классификации положены три основных коэффициента, в %-экв/л: rNa/rCl, (rNa - rCl)/rSOA, (г CL -rNa)/rMg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме.

Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре генетических типа вод (табл. 6).

При небольших отклонениях  коэффициентов от единицы, т.е. в  зонах перехода от одного типа к  другому, воды следует относить к  переходным типам.

Каждый тип вод по преобладающему аниону делится на три группы - хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы делятся  на подгруппы — натриевую, магниевую  и кальциевую. Подгруппу следует  выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется  с преобладающим анионом, а не с другими.

Физические свойства пластовых  вод. 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 плести главных ионов (Cl~, SO2-, HC03_, Na\ Ca2+, Мо2+).

Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО2-), ионы калия (К+) и железа (Fe2+ и Fe3+). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).

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 (см. главу VIII). 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.

Газосодержание пластовой  воды не превышает 1,5-2,0м3/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.

Сжимаемость воды - обратимое  изменение объема воды, находящейся  в пластовых условиях, при изменении  давления. Значение коэффициента сжимаемости  колеблется в пределах (Зн-5)1(Г4 МПа-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Объемный коэффициент  пластовой воды нефтяных и газовых  месторождений Вв 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.

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 многолет-немерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и  химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее  влияние. В большинстве случаев  вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2- 1,5 мПа-с.

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.

Электропроводность воды зависит от ее минерализации. Пресные  воды плохо проводят или почти  не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом-м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

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 онографиях 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 это 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.

§ 3. ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ  НЕФТИ И ГАЗА

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в  пласте к забоям добывающих скважин.

Учение о природных  режимах нефтяных пластов создано главным образом российскими учеными на базе теоретических исследований в области подземной гидрогазодинамики и промысловой геологии.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее массы; напор  контурной воды в результате упругого расширения породы и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося  из нефти растворенного в ней  газа; сила тяжести нефти. При преобладающем  проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают  режимы нефтяных залежей: водонапорный, упруговодона-порный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии  являются давление, под которым находится  газ в пласте, и напор краевых  пластовых вод. Соответственно различают  газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит  залежь, и расположением залежи в  этой системе относительно области  питания; геолого-физической характеристикой  залежи - термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями  залегания и свойствами пород-коллекторов  и другими факторами; степенью гидродинамической  связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние  могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для  разработки залежи природных видов  энергии от режима зависят интенсивность  падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение  подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции  изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой. Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи -темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими  в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении  фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой  график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с  преобладанием одного из видов природной  энергии.

Нефтяные залежи. При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью  компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в  ее пределах происходит движение всей массы нефти. Объем залежи постепенно сокращается за счет подъема ВНК (рис. 52, а).

При этом режиме с целью  уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных  вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфорируют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтра-ционным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Эти предпосылки обеспечиваются при следующих геологических условиях: больших размерах законтурной области; небольшой удаленности залежи от области питания; высокой проницаемости и относительно однородном строении пласта-коллектора как в пределах залежи, так и в водоносной области; отсутствии тектонических нарушений, затрудняющих движение воды в системе; низкой вязкости пластовой нефти; при небольших размерах залежи и соответственно умеренных отборах жидкости из продуктивного горизонта, благодаря чему они могут полностью компенсироваться внедряющейся в залежь водой. Одна из важнейших предпосылок действия водонапорного режима - значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая в сочетании с другими факторами превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности динамики показателей разработки (рис. 52, б):

тесная связь поведения  динамического пластового давления с величиной текущего отбора жидкости из пласта — относительно небольшое  снижение его при увеличении отбора, неизменная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьшении отбора, восстановление почти до начального пластового давления при полном прекращении  отбора жидкости из залежи; область  снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;