Стан перехідних зон нафта – вода, нафта – газ та вода – газ
Водо-нафтовий контакт у пласті є різною потужністю перехідну зону від води до нафти. Будова цієї зони та розподіл у ній води та нафти визначаються в основному гравітаційними та капілярними силами. Останні знаходяться у складній залежності від властивостей та складу порід та фізико-хімічних властивостей пластових рідин. Велике різноманіття властивостей порід зумовлює значні зміни потужності перехідної зони в одному й тому ж покладі. У пісковиках високої проникності, що відрізняються відсортованістю зерен, потужність перехідної зони не перевищує кількох десятків сантиметрів. У дрібнозернистих пісковиках із погано відсортованими зернами її потужність сягає 6 – 8 м-коду.
Стан вільної та зв'язаної води та нафти в перехідній зоні також визначається властивостями всіх фаз системи та ступенем водонафтонасиченості порід. У лабораторії фізики нафтового пласта МІНХ і ДП встановлено, наприклад, що в пісковиках Зольненського родовища проникністю 0,350 мкм 2 при водонасиченості 35 - 40% порові канали заповнені сумішшю нафти та води, в яких нафта не є суцільною фазою. За проникності 0,650 мкм 2 суцільність нафти порушується при 28 – 30% водонасиченості. Фактично безводний приплив нафти з пісковиків Бавлінського і Туймазинського родовищ отримують при водонасиченості їх до 32 – 35% обсягу пор.
Для оцінки величини та будови перехідної зони, крім геофізичних методів, іноді використовують експериментальні усереднені залежності водонасиченості від капілярного тиску (рис. 4.3), отримані шляхом витіснення води нафтою.
Мал. 4.3. Схема зміни водонасиченості
порід по вертикалі
За цими залежностями можна приблизно визначити розподіл нафти і води повертикалі, і навіть середню водонасыщенность перехідної зони пласта. При цьому припускають, що під дією капілярних сил вода в порових каналах пласта проникла до висоти, на якій капілярний тиск зрівнявся гідростатичним стовпом води, тобто справедливе співвідношення
, (4.1)
де – капілярний тиск;
– відповідно щільності пластової води та нафти;
- Прискорення сили тяжіння;
- Висота над рівнем 100% насичення пласта водою.
. (4.2)
Так як капілярний тиск - функція водонасиченості, тоді
. (4.3)
. (4.4)
Величина інтеграла у цій формулі визначається площею під кривою між відповідними значеннями та .
Слід враховувати, що в практичних умовах розподіл нафти та води в перехідній зоні може бути значно складнішим унаслідок великого різноманіття властивостей порід пластової системи. Тому при використанні посередніх кривих залежності «капілярний тиск — водонасиченість», отриманих за результатами усереднення великої кількості аналізів, отримуємо суто наближене уявлення про розподіл води і нафти в перехідній зоні і по вертикалі в пласті в цілому. Одна з причин цього обумовлена, ймовірно, впливом капілярної гістерези на висоту капілярного підняття та розподілу води в пластових умовах.
М. М. Кусаков та Д. Н. Некрасов встановили, що в капілярах змінного перерізу може існувати кілька рівноважних висот підйому (капілярний гістерезис) залежно від форми капіляра.
Дійсно, для капіляра із профілем, наведеним на рис. 4.4 існує кілька висот капілярного підйому рідини, для яких дотримується умова, що визначає рівноважну висоту підйому :
, (4.5)
де- Потенційна енергія змочує рідини в капілярі:
. (4.6)
Рис.4.4 Схематичний графік функції для
капіляра «синусоїдальної» форми
Тут - капілярний тиск, виражений у тих самих одиницях, що і тиск стовпа рідини заввишки; - Об'єм рідини в капілярі.
Для пористих середовищ, що складаються з нескінченно великої кількості капілярів різного перерізу складної форми і сполучених один з одним, капілярний гістерезис може виражатися великою кількістю рівноважних висот капілярного підйому.
Ще складніша будова водо-нафтового контакту виникає при витісненні нафти водою у процесі експлуатації поклади: крім проникності, капілярного підйому і фізико-хімічних властивостей рідини, на будову водо-нафтової зони впливають динамічні чинники – градієнти тисків, фазові проникності системи тощо. .
Іноді цей контакт має похилий стан, що пов'язується з рухом підземних вод, характером проникності колектора та іншими специфічними факторами у будові покладу. На газо-нафтовому контакті також є перехідна зона від нафтової до чисто газової частини пласта. Будова цієї частини покладу також визначається рівновагою гравітаційних та капілярних сил, а також фізичними та фізико-хімічними властивостями системи нафта – порода – газ.
Якщо не враховувати впливу третьої фази (залишкової води), то рівняння, аналогічні (4.1) і (4.2), можна використовувати для наближеної оцінки розподілу нафти і газу в перехідній зоні. Проте слід враховувати, що фактичний характер розподілу нафти і газу ускладнюється присутністю залишкової води. Капілярне підйом рідини в умовах трифазної системи недостатньо досліджено. З рівняння (4.2) все ж таки випливає, що висота перехідноїзони нафту — газ має бути меншим за висоту водо-нафтової перехідної зони, оскільки різниця щільностей між нафтою і газом більша, ніж між водою і нафтою, а поверхневе натяг нафти на кордоні з водою і на кордоні з газом можуть бути близькими за значенням.
Мінералізація пластових вод
За ступенем мінералізації пластові води поділяються на чотири групи:
• розсоли (Q & 50 г/л);
• солоні (10 3 в прісній воді до 300 кг/м 3 концентрованих розсолах.
Склад пластових вод визначається багатьма факторами: мінеральним складом порід пласту, характером його гідрогеологічного режиму, віком пластів, температурними умовами, величиною пластового тиску тощо.
Нафтові поклади, що мають промислове значення, перебувають у більшості випадків у зоні утрудненого водообміну. Однак присутність у деяких пластах прісних вод обумовлена гідродинамічною зв'язком, що існує між нафтоносними пластами та поверхневими областями живлення. Є багато родовищ, де нафту залягає разом із прісною водою чи з водами, що характеризуються низькою концентрацією солей. Тому наявність гідродинамічного зв'язку нафтового пласта з поверхневими джерелами живлення не завжди супроводжується вимиванням нафти з пасток та руйнуванням покладу.
Тип пластової води
За типом розчинених у воді солей розрізняютьхлоркальцієві (хлоркальцієво-магнієві) ігідрокарбонатні (гідрокарбонатно-натрієві, лужні) пластові води. Тип пластової води визначається аніоном.
Гідрокарбонатний тип води визначається солями вугільної кислоти, обумовлений наявністю карбонат-аніонів ( ), або бікарбонат-аніонів ( ). Солі решти кислот відносяться дохлоркальцієвого типу. В основному це солісоляної чи сірчаної кислот і тип води, обумовлений їх наявністю, характеризується присутністю хлораніонів (Cl – ) та сульфатаніонів ( ).
Жорсткість пластових вод
Постійна твердість або некарбонатна (ЖНК) обумовлена наявністю у воді сульфатів або хлоридів (або солі інших кислот) двовалентних металів: кальцію, магнію, заліза.
Загальна жорсткість води визначається як сума карбонатної та некарбонатної:
Жк, Жнк оцінюють як суму жорсткостей всіх i-их іонів (∑gi): Ж = Sgi.
Жорсткість іона оцінюється ставленням маси іона до його еквіваленту:
, (4.3)
де mvi - концентрація i-го іона у воді (мг/л); еi - еквівалент i-го іона.
Еквівалент іона оцінюється ставленням молекулярної маси іона (МI) до його валентності (n):
, (4.4)
де Мi – молекулярна маса іона; n - валентність іона.
Природні води в залежності від вмісту в них двовалентних катіонів кальцію, магнію, заліза поділяються на такі групи:
- дуже м'яка вода – до 1,5 мг-екв/л;
- м'яка вода – 1,5–3,0 мг-екв/л;
- помірно тверда вода – 3,0–6,0 мг-екв/л;
- тверда вода – понад 6 мг-екв/л.
Жорсткість пластової води та група пластової води за жорсткістю визначаються експериментально-розрахунковим шляхом.
Тимчасову (карбонатну) жорсткість можна усунути термічним методом, тривалим кип'ятінням або хімічним методом – додаванням гідроксиду кальцію Са(ОН)2. В обох випадках випадає в осад карбонат кальцію СаСО3.
Постійну жорсткість усувають хімічним способом за допомогою додавання соди або лугу.