Състояние на преходните зони нефт-вода, нефт-газ и вода-газ
Контактът вода-нефт в резервоара е преходна зона с различна дебелина от вода към нефт. Структурата на тази зона и разпределението на водата и нефта в нея се определят главно от гравитационни и капилярни сили. Последните са в сложна зависимост от свойствата и състава на скалите и физикохимичните свойства на пластовите течности. Голямото разнообразие от скални свойства причинява значителни промени в дебелината на преходната зона в едно и също находище. В пясъчници с висока пропускливост, характеризиращи се със сортирани зърна, дебелината на преходната зона не надвишава няколко десетки сантиметра. В дребнозърнести пясъчници с лошо сортирани зърна дебелината му достига 6–8 m.
Състоянието на свободната и свързана вода и нефт в преходната зона също се определя от свойствата на всички фази на системата и степента на наситеност на скалите с вода и нефт. В лабораторията по физика на нефтените резервоари на Министерството на националната икономика и Държавното предприятие например беше установено, че в пясъчниците на Золненското находище с пропускливост 0,350 μm 2 при водонасищане 35–40% каналите на порите са запълнени със смес от нефт и вода, в която нефтът не е непрекъсната фаза. При пропускливост от 0,650 µm 2, непрекъснатостта на маслото се нарушава при 28-30% водонасищане. Притокът на почти безводен нефт от пясъчниците на находищата Бавлинское и Туймазинско се получава, когато водонаситеността им е до 32-35% от обема на порите.
За да се оцени размерът и структурата на преходната зона, в допълнение към геофизичните методи, понякога се използват експериментални усреднени зависимости на насищането с вода от капилярното налягане (фиг. 4.3), получени чрез изместване на вода с нефт.
Ориз. 4.3. Схема за промяна на водонаситеността
скали вертикално.
Въз основа на тези зависимости е възможно приблизително да се определи разпределението на нефта и водатавертикална, както и средната водонаситеност на преходната зона на водоема. В същото време се приема, че под действието на капилярните сили водата в порите на пласта е проникнала до височина, при която капилярното налягане се балансира от хидростатичния воден стълб, т.е.
, (4.1)
къде е капилярното налягане;
- съответно плътността на пластовата вода и нефта;
е ускорението на гравитацията;
- височина над нивото на 100% насищане на пласта с вода.
. (4.2)
Тъй като капилярното налягане е функция на насищането с вода, тогава
. (4.3)
. (4.4)
Стойността на интеграла в тази формула се определя от площта под кривата между съответните стойности на и .
Трябва да се има предвид, че в практически условия разпределението на нефт и вода в преходната зона може да бъде много по-сложно поради голямото разнообразие от свойства на скалите в системата на резервоара. Следователно, когато използваме средните криви на зависимостта "капилярно налягане - водонасищане", получени от резултатите от осредняването на голям брой анализи, получаваме чисто приблизителна представа за разпределението на вода и нефт в преходната зона и вертикално в резервоара като цяло. Една от причините за това вероятно се дължи на ефекта на капилярния хистерезис върху височината на капилярното издигане и разпределението на водата в условията на резервоара.
М. М. Кусаков и Д. Н. Некрасов установиха, че в капилярите с променливо напречно сечение може да има няколко равновесни височини на издигане (капилярен хистерезис), в зависимост от формата на капиляра.
Наистина, за капиляр с профил, показан на фиг. 4.4 има няколко височини на капилярното издигане на течността, за които е изпълнено условието, което определя равновесната височина на издигането:
, (4.5)
Къдетое потенциалната енергия на омокрящата течност в капиляра:
. (4.6)
Фиг.4.4 Схематична графика на функцията за
синусоидален капиляр
Тук е капилярното налягане, изразено в същите единици като налягането на течен стълб с височина ; е обемът на течността в капиляра.
За пореста среда, състояща се от безкраен брой капиляри с различно напречно сечение със сложна форма и комуникиращи помежду си, капилярният хистерезис може да бъде изразен чрез голям брой равновесни височини на капилярното издигане.
Още по-сложна структура на контакта вода-нефт възниква, когато нефтът се измества от вода по време на работа на резервоара: в допълнение към пропускливостта, капилярното издигане и физико-химичните свойства на течността, структурата на зоната вода-нефт се влияе от динамични фактори - градиенти на налягането, фазова пропускливост на системата и др.
Понякога този контакт има наклонено положение, което е свързано с движението на подземните води, естеството на пропускливостта на резервоара и други специфични фактори в структурата на резервоара. На газонефтения контакт има и преходна зона от нефтената към чисто газовата част на пласта. Структурата на тази част от резервоара също се определя от баланса на гравитационните и капилярните сили, както и от физичните и физико-химичните свойства на системата нефт-скала-газ.
Ако влиянието на третата фаза (остатъчна вода) не се вземе предвид, тогава уравнения, подобни на (4.1) и (4.2), могат да се използват за приблизително разпределение на нефт и газ в преходната зона. Трябва обаче да се има предвид, че действителният характер на разпространението на нефт и газ се усложнява от наличието на остатъчна вода. Капилярното издигане на течност в условията на трифазна система не е достатъчно проучено. От уравнение (4.2) все още следва, че височината на преходазоните нефт-газ трябва да са по-малки от височината на преходната зона вода-нефт, тъй като разликата в плътността между нефт и газ е по-голяма, отколкото между вода и нефт, а повърхностното напрежение на нефта на границата с водата и на границата с газа може да бъде близко по стойност.
Минерализация на пластови води
Пластовите води се разделят на четири групи според степента на минерализация:
• саламура (Q> 50 g/l);
• солени (10 3 в прясна вода до 300 kg/m 3 в концентрирани саламура.
Съставът на пластовите води се определя от много фактори: минерален състав на пластовите скали, характер на неговия хидрогеоложки режим, възраст на пластовете, температурни условия, пластово налягане и др.
Нефтените находища с промишлено значение са в повечето случаи в зона на труден водообмен. Въпреки това, наличието на прясна вода в някои образувания се дължи на хидродинамичната връзка, която съществува между нефтоносните образувания и повърхностните зони за презареждане. Има много полета, където нефтът се среща със сладка вода или с води, характеризиращи се с ниска концентрация на сол. Следователно наличието на хидродинамична връзка на нефтен резервоар с повърхностни източници на доставка не винаги е придружено от измиване на нефт от уловители и разрушаване на находището.
Тип произведена вода
Според вида на разтворените във водата соли се разграничаваткалциево-хлоридни (калциево-хлоридно-магнезиеви) ихидрокарбонатни (хидрокарбонатно-натриеви, алкални) резервоарни води. Типът на пластовата вода се определя от аниона.
Хидрокарбонатният тип на водата се определя от солите на въглеродната киселина, поради наличието на карбонатни аниони ( ) или бикарбонатни аниони ( ). Солите на всички други киселини принадлежат към типакалциев хлорид. Най-вече солсолна или сярна киселина и типът вода поради тяхното присъствие се характеризира с наличието на хлорни аниони (Cl - ) и сулфатни аниони ( ).
Твърдост на водата в пласта
Постоянната твърдост или некарбонат (ZHNK) се дължи на наличието във водата на сулфати или хлориди (или соли на други киселини) на двувалентни метали: калций, магнезий, желязо.
Общата твърдост на водата се определя като сбор от карбонатна и некарбонатна:
Zhk, Zhnk се оценява като сумата от твърдостта на всички i-ти йони (∑gi): Zho = Sgi.
Твърдостта на един йон се оценява чрез съотношението на масата на йона към неговия еквивалент:
, (4.3)
където mvi е концентрацията на i-тия йон във вода (mg/l); ei е еквивалентът на i-тия йон.
Йонният еквивалент се оценява чрез отношението на молекулното тегло на йона (MI) към неговата валентност (n):
, (4.4)
където Mi е молекулното тегло на йона; n е валентността на йона.
Природните води, в зависимост от съдържанието на двувалентни катиони на калций, магнезий, желязо, се разделят на следните групи:
- много мека вода - до 1,5 mg-eq / l;
- мека вода - 1,5–3,0 mg·-eq/l;
- умерено твърда вода - 3,0–6,0 mg-eq / l;
- твърда вода - повече от 6 mg-eq / l.
Твърдостта на пластовата вода и групата на твърдостта на пластовата вода се определят експериментално и изчислително.
Временната (карбонатна) твърдост може да се елиминира чрез термичен метод, продължително кипене или химичен метод - чрез добавяне на калциев хидроксид Ca (OH) 2. И в двата случая калциевият карбонат CaCO3 се утаява.
Постоянната твърдост се елиминира химически чрез добавяне на сода или основа.