Промислова класифікація пластових вод
Підземні води, що зустрічаються в надрах нафтових родовищ, поділяють на ґрунтові (зазвичай безнапірні), пластові напірні та води тектонічних тріщин.
Ґрунтові води залягають на порівняно невеликій глибині від поверхні – на першому водотривкому шарі; їхній режим залежить від гідрометеорологічних умов.
Пластові напірні води (рис. 7) стосовно нафтоносного пласта поділяються так:
Мал. 7. – Пластові води
а - вода, б - нафта, в - глини
вода: 1 - з вільною поверхнею (ненапірна); 2 – верхня щодо нафтоносного горизонту (верхня напірна); 3 – крайова приконтурна зона (нижня крайова напірна); 4 – нижня щодо нафтоносного горизонту (нижня напірна); 5 – підошовна; 6 - глибинна, висхідна по скиду; 7 – проміжна (е.о. – експлуатаційний об'єкт); 8 – верхня крайова; Н – глибина рівня; h – натиск
1) нижні крайові (контурні), що залягають у знижених частинах нафтоносного пласта і підпирають нафтову поклад;
2) підошовні, що залягають у нижній підошовній частині нафтоносного пласта в межах усієї структури (включаючи її склепіння);
3) проміжні, приурочені до водоносних пропласток (або водоносних пластів), що залягають у нафтоносному пласті, що є єдиним об'єктом експлуатації;
4) верхні крайові, що залягають або в розмитій склепінній частині антиклінально вигнутих нафтоносних пластів, або в головній частині моноклінально залягають нафтоносних пластів. Головні частини таких пластів (часто оголюються на поверхні) зазвичай обводнені поверхневими вадозовими водами;
5) верхні, приурочені до чисто водоносних пластів, що залягають вище нафтоносного пласта;
6) нижні, приурочені до чисто водоноснихпластів, що залягають нижче нафтоносного пласта.
За наявності нижніх крайових вод становище контакту нафта-вода (рис. 8) визначає зовнішній (по покрівлі пласта) та внутрішній (підошва пласта) контури нафтоносності.
Мал. 8. – Схема розташування контакту нафтовода (ВНК)
контур нафтоносності: 1 - зовнішній (по покрівлі пласта); 2 – внутрішній (по підошві пласта); зони: 3 – нафтова; 4 – приконтурна (зона розташування «водоплавної» нафти)
Частина пласта, розташована у межах внутрішнього контуру нафтоносності, містить нафту по всій потужності від покрівлі до підошви включно. Частина пласта, розташована між внутрішнім та зовнішнім контурами нафтоносності, містить вгорі нафту, внизу воду і називаєтьсяприконтурною зоною.
У процесі видобутку нафти зазвичай відбувається просування контурів нафтоносності. Однією із завдань раціональної розробки є забезпечення рівномірного їх просування.
При нерівномірному просуванні контурів нафтоносності утворюються мови обводнення, що може спричинити появу розрізнених ціликів нафти (рис. 9), захоплених водою. Нерівномірне просування контурів нафтоносності залежить від неоднорідності пласта (особливо за його проникністю), відбору рідини із пласта тощо.
Мал. 9. Схема розташування мов обводнення та ціликів нафти
1 – мови обводнення; 2 - цілики нафти
За наявності підошовних вод (кордон нафтоносності проходить лише по покрівлі пласта) завдання полягає в тому, щоб при розтині пласта не перетнути водонафтовий контакт свердловиною (вибій свердловини повинен бути вищим за цей контакт), щоб уникнути появи конусів обводнення вже на самому початку експлуатації (рис.10 ,а).За наявності в пласті (особливо в його підошовній частині) глинистих прошарківборотьба з конусами обводнення ведеться шляхом цементування вибоїв свердловин (рис.10 б); у ряді випадків за наявності у підошовній частині пласта глинистих прошарків конуси обводнення взагалі не утворюються.
Мал. 10. Схема розташування конусів обводнення за наявності підошовних вод
1 – нафта; 2 – вода; 3 – глинистий прошарок; 4 – цементна пробка; К.о. – конуси обводнення
Якщо в межах експлуатаційного об'єкта залягає більш менш потужний водоносний прошарок (проміжні води), то слід проводити цементування всього об'єкта з наступним прострілом колони лише проти нафтоносної частини пласта. Якщо часто перемежовуються малопотужні нафтові та водяні (проміжні) прошарки, то такий «шаровий пиріг» доводиться експлуатувати в цілому (спільно нафтові та водяні пропластки), забезпечуючи можливе велике відкачування рідини із пласта.
У разі виходу нафтоносного пласта на поверхню, як зазначалося вище, може статися обводнення його головної частини з утворенням верхніх крайових вод (ширванський горизонт Апшеронського родовища нафти). У цьому випадку доцільно провести розвідувальні роботи вниз по падінню пласта для виявлення можливого покладу нафти, а не базувати свої негативні висновки про відсутність нафти в пласті даних про наявність води в його головній частині.
Верхні води (називаються іноді чужими по відношенню до нафтоносного пласта) необхідно різними методами, що викладаються в курсі "Буріння", ізолювати від нафтоносного пласта.
Нижні води не слід розкривати, а при випадковому розтині їх слід ізолювати шляхом цементування забою свердловини.
За наявності тектонічних вод, що циркулюють по тектонічним тріщинам, в які вони надходять з різних, головним чином високонапірних водоноснихпластів, можуть обводнитися головні ділянки нафтоносних пластів або ж у цих пластах може статися повне заміщення нафти водою. Обводнення головних ділянок пласта тектонічною водою (рис. 11) спостерігалося на ряді нафтових родовищ (Небіт-Даг, Балахани-Сабунчі-Рамани та ін.). Якщо є тектонічні води, про нафтоносність пласта не можна судити за даними розвідувальних свердловин, що розкрили пласт поблизу його контакту з поверхнею порушення. У цьому випадку необхідно бурити додаткові розвідувальні свердловини на відстані від цієї зони вниз по падінню пласта [5].
Мал. 11. Схема обводнення нафтоносного пласта тектонічними водами
а – нафта; б - вода