ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 22

 

  Главная      Учебники - Разные     ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - 1970 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 22

 

 

каротажных материалов, проведенное в свете этого уравнения, привело к открытию

ряда залежей нефти и газа.

Общее  количество  растворенных   солей,   или   концентрация.  Общее

количество   минеральных   веществ,   растворенных   в  водах   нефтяных   месторождений,

обычно изменяется от нескольких сотен частей на миллион¹ (нескольких сотых долей

процента)   в   практически   пресных   водах   до   300 000   ч.   на   млн.   (30 %)   в   тяжелых

рассолах.   Известны   и   более   высокие   концентрации.   Самая   высокая   концентрация

отмечена Кейсом [18] для рассолов (плотностью 1,458) из доломитов Салайна (силур) в

Мичигане,   содержащих   642   798   ч.   на   млн.,   или   64,3%   растворенных   минеральных

веществ.   В   морской   воде  содержание   растворенных   минеральных   компонентов,   как

видно   из   табл.   5-2,   составляет   около   35 000   ч.   на   млн.   (3,5 %).   Некоторые   воды

нефтяных   месторождений,   особенно   те   из   них,   которые   имеют   метеорное

происхождение, а также воды в районах, характеризующихся значительным наклоном

пьезометрической поверхности, содержат меньше растворенных минеральных веществ

по сравнению с морскими. В других случаях содержание минеральных веществ в них

больше, чем в морской воде. В водах нефтяных месторождений, кроме того, гораздо

более изменчивы концентрации различных минералов.

Фиг.   5-11.   Зависимость   коэффициента   электрического   сопротивления   от

проницаемости   для   нескольких   продуктивных   песчаных   пластов   (Archie,  Bull.  Am.
Assoc. Petrol. Geol., 34, p. 957, Fig. 9, 1950). А, Б, В, Г и Д - то же, что на фиг. 5-10,

Плотность²   вод   возрастает   с   увеличением   количества   солей   в   растворе.

Приблизительное соотношение между удельным весом рассола и общим количеством

содержащихся   в   нем   растворенных   минеральных   веществ   показано   в   табл.   А-1   в

Приложении.

Таблица   плотности   воды   позволяет   получить   приблизительные   данные   о

количестве   растворенных   минеральных   веществ   в   тех   случаях,   когда   других

определений   концентраций   не   имеется.   Другой   способ   получения   приближенных

данных   о   количестве   растворенных   минеральных   компонентов   был   применен   при

изучении вод, приуроченных к верхнемиссисипским песчаникам Честер в Иллинойсе.

В   этих   водах   количество   хлоридов   достигает   примерно   60 %   от   общего   веса

растворенных твердых веществ [19]. Приблизительный состав рассолов можно быстро

установить  по  диаграмме,  подобной  показанной   на  фиг.  5-13,  которая   представляет

собой график зависимости состава растворенных веществ в водах Канзаса от плотности

рассола.

Фиг.   5-12.   Зависимость   пластового   коэффициента   (коэффициента

электрического сопротивления пласта) от пористости песчаников, характеризующихся
различной степенью цементации (Martin, О. and G. Journ., p. 111, 1953).

Песчаная   порода   с   пористостью   15 %   может   характеризоваться   пластовым

коэффициентом, равным 12, если она не консолидирована. Но если эта порода прочно
сцементирована, пластовый коэффициент повышается до 60.

Ионные   анализы   вод,   обладающих   низкой   концентрацией   солей,   обычно

подобны анализам вод с высокой концентрацией. Это объясняется тем, что первые из

них   являются   разбавленными,   а   низкая   концентрация   растворенных   веществ   может

быть   обусловлена   инфильтрацией   метеорных   вод,   связанной   либо   с   современной

дневной   поверхностью,   либо   с   поверхностями   несогласия   в   геологическом   разрезе.

Присутствие пресных или слабосоленых вод иногда свидетельствует о существовании

проницаемой   связи   с   участком   дневной   поверхности,   откуда   поступают   питающие

воды.   Эта   связь   в   свою   очередь   указывает   на   такой   характер   гидродинамических

условий,   который   мог  вызвать   вымывание   нефти   и   газа   из   некоторых   структурных

ловушек.   Однако   на   земном   шаре   известно   много   нефтяных   месторождений,   из

которых нефть добывается вместе с пресными или слабосолеными водами, поэтому

присутствие таких вод в общем не может служить препятствием для положительного

заключения о нефтегазоносности 

¹Принимается,   что   любое   количество  раствора   состоит   из   миллиона   весовых  частей

(миллион весовых частей = 100 %). Определенное число входящих в состав раствора весовых
частей   (вес.   %×1 000 000)   и   есть   весовые   части   на   миллион   (ч.   на   млн.).   Концентрация
растворенных минеральных веществ обычно выражается в частях на миллион, в миллиграммах
на литр, в гранах на галлон или в процентах. Один гран на американский галлон равен 17,12 ч.
на млн., а на английский галлон  -  14,3 ч. на млн. Если значение концентрации в частях на
миллион   умножить   на   0,0583,   то   будет   получено   ее   значение,   выраженное   в  гранах  на
американский галлон.

²Плотность чистой воды при нормальных условиях (давление 14,73  фунт/кв. дюйм  и

температура 60°F) составляет 62,34 фунт/куб.фут. Это эквивалентно 0,433 фунт/кв.дюйм/фут,
или 43,33  фунт/кв.дюйм/100  фут.  Баррель, или 42  галлона, чистой воды весит 350  фунтов.
Удельный вес чистой воды при 14,73 фунт/кв. дюйм и 60°F равен 1,00 (10°API).

благоприятныхловушек.   Для   примера   можно   привести   месторождение   Кирикире   в

восточной   Венесуэле   [20]   (см.   стр.   324   и   фиг.   7-57,  А.Ф.),   где   концентрация

растворенных   солей   изменяется   от   совершенно   незначительной   до   2300   ч.   на   млн.

(0,23%), а в среднем составляет около 1400 ч. на млн. (0,14 %); месторождение Лас-

Крусес в западной  Венесуэле  с пресными,  пригодными для бытовых целей водами,

концентрация растворенных солей в которых составляет всего 323 ч. на млн. (0,03%)

[21], и многие другие залежи в регионе Скалистых гор в США [22].

Региональные изменения солености пластовых вод удобно показывать на картах

равных   концентраций  -  изоконцентраций,   или   изокон   (isocon   maps),   где   линиями

соединяются точки с равными концентрациями. На этих картах можно видеть характер

изменения концентрации растворенных солей в водах непрерывно протягивающегося

песчаного горизонта [23]. На фиг. 5-14 в качестве примера приведена карта равных

концентраций для песчаников Сент-Питер-Симпсон (ордовик) в центральных штатах

США.   Карты   изокон   могут   быть   использованы   для   грубой   проверки   данных,

полученных   из   пьезометрических   карт   (карт   потенциометрической   поверхности),

поскольку и на тех и на других видно общее направление движения вод в коллекторах

от области питания к области разгрузки.

Фиг. 5-13. График зависимости состава вод нефтяных месторождений Канзаса от

их удельного веса (Jeffоrds, Bull. 76, Kansas Geol. Surv., Part 1, p. 11, Fig. 6, 1948).

Для пластовых вод большинства районов отмечается увеличение концентрации

растворенных   минеральных   веществ   с   глубиной.   Это   увеличение   минерализации,

возможно, определяется тем, что соленые воды тяжелее пресных. И если соленые воды

в результате тектонических движений окажутся поднятыми выше пресных, они, как

более тяжелые, со временем придут в равновесие с легкими пресными водами, заняв

возможно более низкое гипсометрическое положение в водоносном пласте. Или же, что

более вероятно, увеличение солености пластовых вод с глубиной связано с тем, что

глубже   расположенные   воды   более   длительное   время   подвергались   процессам,

приводящим к увеличению концентрации растворенных веществ.

Исключения из общей закономерности увеличения концентрации растворенных

солей с глубиной установлены на некоторых месторождениях района Баку и на Ново-

Грозненском   нефтяном   месторождении   в   СССР.   Верхние   воды   Ново-Грозненской

площади соленые, концентрация растворенных в них веществ порядка 60 г 1 л (60 000

ч. на млн. или 6 %), в то время как воды в нижележащих нефтенасыщенных природных

резервуарах характеризуются концентрацией от 0,80 до 5,0 г 1 л (800-5000 ч. на млн.)

[24]. Другое исключение подобного же рода известно в Канзасе (см. табл. 5-4), где

концентрация солей в водах пенсильванских отложений составляет 10 000-125 000 ч. на

млн.   (1-12 %),   а   в   водах   более   глубоко   залегающих   ордовикских   отложений   5000-

35 000 ч. на млн. (0,5-3,5 %). Возможно, что это объясняется разбавлением пластовых

вод метеорными, которое происходило во время предпенсильванского периода эрозии,

а   также   существованием   непроницаемого   раздела,   препятствовавшего   миграции

флюидов   вкрест   поверхности   несогласия.   Положение   этой   поверхности   в   разрезе

отмечено   резким   изменением   концентрации.   Внезапное   уменьшение   с   глубиной

концентрации солей в пластовых водах и в других районах можно считать результатом

наличия   в   разрезе   поверхности   несогласия.   Вероятным   объяснением   этому   в   ряде

областей, включая и Канзас, может служить также предположение, что воды в

Фиг. 5-14. Карта равных концентрации пластовых вод в песчаниках Сент-Питер,

центральные штаты США (Dоll, Ginter, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 14, p. 1216, Fig. 1,
1936).

Значения изолиний даны в частях на миллион.
1 - надордовикские отложения; 2 - кембро-ордовик; 3 - докембрий. 

нижних   слоях   лучше   связаны   с   зоной   питания   и   больше   разбавлены   метеорными

водами, чем воды в верхних горизонтах осадочного чехла.

Химический состав вод нефтяных месторождений. Результаты большинства

анализов вод нефтяных месторождений [25] даются в ионной форме, которая считается

наиболее   удобной.   На   ней   же   основана   интерпретация   по   системе   Пальмера   [26].

Группы  вод   по   Пальмеру   объединяют   радикалы,   химически   схожие   или

ассоциирующиеся   в   геологических   условиях.   Так,   распространенные   металлические

основания, натрий  (Na

+

) и калий (К

+

), а также щелочноземельные,  кальций (Са

++

) и

магний (Mg

++

), объединяются в группу щелочей, и все они являются положительными

радикалами. Кислоты, или отрицательные радикалы, включают две группы: сильные

кислоты  -  сульфаты  (SO

4

--

) и хлориды (Сl

-

) и слабые кислоты  -  карбонаты  (СО

2

--

) и

бикарбонаты (НСО

3

-

).

Характер   минерализованных   вод   может   быть   описан   с   точки   зрения   их

«реагирующей величины»¹ [эквивалентной формы выражения солевого состава воды]

при помощи сочетания четырех следующих характеристик:

1.  Первая   соленость.   Сильные   кислоты   [сульфаты   (SO

4

--

),   нитраты   (NO

3

-

)   и

хлориды (Сl

-

)] сочетаются с первичными основаниями [натрием (Na

+

) и калием (К

+

)].

2. Вторая соленость. Сильные кислоты сочетаются с вторичными основаниями

[щелочноземельными  -  кальцием   (Са

++

),   барием   (Ва

++

)   и   магнием   (Mg

++

)].   Вторая

соленость известна также как постоянная жесткость.

3. Первая щелочность. Слабые кислоты [карбонаты (СО

3

--)

, бикарбонаты (НСО

3

-

)

и сульфиды (S

2

--

)] сочетаются с первичными основаниями. Воды с первой щелочностью

обычно содержат кремний. Их называют также мягими водами.

4.  Вторая   щелочность.   Слабые   кислоты   сочетаются   со   вторичными

основаниями. Воды со второй щелочностью характерны для карбонатных толщ. Она

известна также как временная жесткость.

Первая   соленость   и   вторая   щелочность   всегда   свойственны   водам   нефтяных

месторождений. Если содержание сильных кислот превышает содержание первичных

оснований,   для   воды   будет   характерна   также   вторая   соленость.   И   наоборот,   если

количество сильных кислот не больше количества первичных оснований, воде будет,

кроме того, свойственна не вторая соленость, а первая щелочность.

Пример   определения   свойств   воды   по   Пальмеру   на   основании   содержания

ионов, как это делается при анализах вод нефтяных месторождений, приведен в табл. 5-

1.   Можно   отметить,   что   весовое   содержание   положительных   ионов   не   равно

содержанию   отрицательных,   но   зато   в   точности   одинаковы   их   «реагирующие

величины» [т.е. данные, выраженные в эквивалентной форме]. Смешение вод может

вызвать осаждение солей в обсадных и насосно-компрессорных трубах.

Когда производят полные анализы воды, то, кроме обычных элементов - натрия,

калия,   кальция   и  магния,   -  обнаруживают   небольшие   количества   или  только  следы

других   элементов.   Их   количественное   содержание   непостоянно   и   обычно   не

определяется при анализах. В число малых элементов входят барий, стронций, йод,

бром,   бор,   медь,   марганец,   серебро,   олово,   ванадий   и   железо.   Барий,   например,

обнаружен во многих минерализованных водах в палеозойских отложениях Аппалачей.

Полагают, что первоначально барий находился в осадках в виде барита, осаждавшегося

в результате реакции, которая вызывалась метеорными водами, попадавшими в толщи

в

¹«Реагирующие   величины»   (reaction   values)   различных   ионов   в   водах   нефтяного

месторождения не пропорциональны их весу. «Реагирующая величина» каждого иона может
быть   выражена   в   миллиграммах   на   литр   или   как   процент   от   суммы   всех   «реагирующих
величин»   (по   данным   анализа).   «Реагирующая   величина»   определяется   по   следующей
формуле:

«Реагирующая величина» =
= весовое содержание (мг/л) × реакционный коэффициент [27] 
= весовое содержание (мг/л)= атомный вес/валентность 
= грамм-эквиваленты на миллион 
= миллиграмм-эквиваленты на литр.
Когда   «реагирующие   величины»   присутствующих   в   воде   ионов   упрощаются   до

процентного выражения, характер воды может быть установлен без использования данных о
концентрации.   Реакционные   коэффициенты   для   ионов,   обычно   присутствующих   в   водах,
равны:

Натрий (Na

+

) - 0,0434 

Сульфат (SO

4

--

) - 0,0208

Калий (К

+

) - 0,0256 

Хлорид (Cl

-

) - 0.0282

Кальций (Са

++

) - 0,0499 

Нитрат (NO

3

-

) - 0,1061

Магний (Mg

++

) - 0,821 

Карбонат (CO

3

--

) - 0,0333

Водород (Н

+

) - 0,992 

Бикарбонат (HСO

3

-

) - 0,0164

Таблица 5-1 Ионный состав и реакционные свойства воды

Миллиграммы на

литр

Грамм-эквиваленты на

миллион, или

«реагирующая

величина»

Реагирующая величина, %

(по Пальмеру)

Положительные

ионы Na+ и К+

(определены по

разности как Na+)

Са++

Mg++

17 610¹

2 960 

927

765,0
148,2

76,2

38,67 

7,48 
3,85

Итого

21497

989,4

50,00

Отрицательные

ионы SO

4

--

Сl

-

НСО

3

-

2 620

34 000

177

54,5

932,0

2,9

2,75

47,10

0,15

Итого

36 797

989,4

50,00

Всего

58 294

1978,8

100,00

Реакционные свойства (по Пальмеру)

Первая соленость
(хлориды и сульфаты Na

+

 и К

+

)

38,67×2=77,34

Вторая соленость

(сульфаты Са

++

 и Mg

++

)

(47,10 +2,75-38,67)× 2 = 22,36

Первая щелочность
(карбонаты Na

+

 и К

+

)

00,00

Вторая щелочность

(карбонаты Са

++

 и Mg++)

(11,33-11,18)×2 = 0,30

¹

B оригинале - 17 000, по-видимому, опечатка. - Прим. ред

.

районах их выходов на дневную поверхность [28]. Из минерализованных вод нефтяных

месторождений осаждались также радиоактивные соли [29].

В табл. 5-2 приведено несколько типичных примеров анализов вод нефтяных

месторождений вместе с анализом среднего состава морской воды. Анализы пластовых

вод содержатся в большинстве описаний нефтяных месторождений, многочисленные

списки таких анализов были опубликованы в литературе [30].

Когда анализы химического состава воды приводятся в форме солей, реальное

соотношение   между   которыми   в   растворе   гипотетично,   возникает   необходимость

перевести их в ионную форму. Коэффициенты, используемые для расчета содержания

положительных радикалов в различных солях, перечислены в табл. 5-3.

Химические   анализы   вод   и   общее   количество   содержащихся   в   них   твердых

веществ   оказываются   существенно   различными   в   разных   песчаных   пластах   даже   в

одной и той же скважине. В табл. 5-4приведен пример таких

Таблица 5-2 Анализы вод нефтяных месторождений (ч. на млн.)

Залежь

Порода-
коллектор,   ее
возраст

Сl

-

SO

4

--

СО

3

--

HСO

3

-

Na

+

+K

+

Са

++

Mg

++

Сумма
ионов,
ч.   на
млн.

Литера
турный
источн
ик

Морская
вода   (ч.   на
млн.)

19350

2690

150

-

11000

420

1300

35000

1

Морская
вода (%)

55,3

7,7

0,2

-

31,7

1,2

3,8

-

Лагунильяс,
западная
Венесуэла

2000-3000
футов
(миоцен)

89 

-

120

5263

2003

10

63

7548

2

Конро, Техас

Песчаники
Конро

47100 

42

288

-

27620

1865

553

77468

3

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  20  21  22  23   ..