ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 23

 

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

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  21  22  23  24   ..

 

 

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА (Арвилл Леворсен) - часть 23

 

 

(эоцен)

Ист-Тексас

Песчаники
Вудбайн
(верхний
мел)

40598

259

387

-

24653

1432

335

68964

4

Бурган,
Кувейт

Песчаники
(мел

)

95275 

198

-

360

46191

1015
8

2206

154388

5

Родесса,
Техас

 -

Луизиана

Оолитовые
известняки
(нижний мел)

140063

284

-

73

61538

2091
7

2874

225749

6

Давенпорт,
Оклахома

Песчаники
Пру
(пенсильвани
й)

119855

132

-

122

62724

9977

1926

194736

7

Брадфорд,
Пенсильвани
я

Песчаники
Брадфорд
(девон)

77340

730

-

-

32600

1326
0

1940

125870

8

Оклахома-
Сити,
Оклахома

Песчаники
Симпсон
(ордовик)

184387

268

-

18

91603

1875
3

3468

298497

9

Гарбер,
Оклахома

Известняки
Арбакл
(ордовик)

139496

352

-

43

60733

2145
3

2791

224868

10

1.

W. Dittmar, Report on Researches into the Composition of Ocean Water, Collected by

Challenger, Challenger Reports, 1, Physics and Chemistry, pp. 1-251, 1884.

2.

Staff of Caribbean Petroleum Company, Oil Fields of Royal Dutch-Shell Group in

Western Venezuela, Bull. Am. Assoc. Petrol. Geol., 32, p. 557, 1948.

3.

F.W. Mi

Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., p. 810, 1936, Sun Company Stewart № 3.

4.

H. E. Minor, M. A. Han n a, East Texas Oil Field, Rusk, Cherokee, Smith, Gregg and

Upshur Counties, Texas, in Stratigraphic Type Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., p.
639, 1941, Stanolind № 1 Everetts.

5.

The Gulf Oil Corp.

6.

H.B. Hill, R.K. Guthri c, Engineering Study of the Rodessa Oil Fields in Louisiana,

Texas, and Arkansas, RI 3715, U. S. Bur. Mines, p. 90, № H, 194 3.

7.

S.B. White, Davenport Field, Lincoln County, Oklahoma,  in  Stratigraphic Type Oil

Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., p. 4 03, 1941, Texas. Co., Patterson № 1.

8.

J.B.   New   by   et   al.,   Bradford   Oil   Field,   McLean   County,   Pennsylvania,   and

Cattaraugus County, New York,  in  Structure of Typical American Oil Fields, Am. Assoc, Petrol.
Geol., Tulsa, Okla., 2, p. 435, 1929.

9.

H.B. Hill, E. L. Rawlins,  С.R. Bopp, Engineering Report on Oklahoma City Field,

Oklahoma, RI 3330, U. S. Bur. Mines, p. 214, 1937, Analysis J. Carter Oil Go. Dimniven № 1, at
6,454 feet.

10.

W. Gish, R.M. Carr, Garber Field, Garfield County, Oklahoma, in Structure of Typical

American Oil Fields, Am. Assoc. Petrol. Geol., Tulsa, Okla., 1, p. 191, 1929.

Таблица 5-3

Коэффициенты, используемые для перевода предполагаемого солевого состава

воды в ионную форму¹

Соль

Определяемый

ион

Коэффи

циент

пере-

Соль

Определяемый

ион

Коэффициент

пересчета

KCl

К

0,524

CaSО

4

Ga

0,294

NaCl

Na

0,394

MgSО

4

Mg

0,202

СаСl

2

Ga

0,361

K

2

СО

3

К

0,569

MgCl

2

Mg

0,255

Na

2

3

Na

0,434

K

2

4

К

0,449

CaCО

3

Ca

0,400

Na

2

4

Na

0,324

MgCО

3

Mg

0,288

1. F.G. Тiсbеll, A Method for the Graphical interpretation of water analyses, Summary of

Operations, California Oil Fields, 6, № 9, p. 7, 1921.

Таблица 5-4

Анализы вод в песчаных пластах, вскрытых одной из скважин в округе Расселл, Канзас¹

Приблизительная глубина

залегания, футы

Содержани е (мг/л, или ч. на млн.)

Сl

SO

4

Общее содержание

минеральных веществ

70

50

48

419

250

2300

510

5000

360

3240

720

7000

600

28250

7500

59000

780

33500

9000

68000

2510

97000

1600

157000

2625

98600

1100

160000

2990

88000

0

141000

3300²

11000

300

20000

¹L.С. Сase, Oil Weekly, p. 54, 1945.
²Анализ воды из нефтеносной зоны Арбакл. Это единственный в разрезе горизонт, где

воды содержат H

2

S.

различий для одной скважины, расположенной в округе Расселл, Канзас, Эта скважина

вскрыла разрез, в верхней части которого залегают пермские отложения, подстилаемые

породами   пенсильванского   возраста.   Последние   несогласно   перекрывают   толщу

кембро-ордовикских известняков Арбакл. Были предложены различные типы диаграмм

для наглядного изображения анализов вод нефтяных месторождений и сравнения их с

химическими   анализами   других   вод.   Такой   метод   особенно   эффективен,   когда

результаты   анализов   (в   виде   диаграмм)   наносятся   на   те   точки   на   структурных   и

стратиграфических   разрезах,   откуда   отобраны   пробы   воды.   Три   типа   подобных

диаграмм показаны на фиг. 5-15. На фиг. 5-15,  А  показан широко распространенный

метод Тикелла [31]. Его основной недостаток заключается в том, что на диаграмме не

отражаются   весовые   концентрации   ионов.   На   фиг.   5-15,   Б   показана   диаграмма,

построенная  по методу Паркера [32]. К достоинствам этого метода следует  отнести

возможность   привести   большее   по   сравнению   с   другими   методами   количество

детальных данных на относительно небольшой площади. Диаграмма В на этой фигуре

представляет метод Стиффа [33], преимущества которого заключаются в возможности

показать   концентрации   солей   так,   что   сглаживается   эффект   их   разбавления.

Достоинством   этого   метода   является   также   четкая   картина,   позволяющая   легко

различать воды различных типов.

[Удобными   и   достаточно   выразительными   являются   другие   диаграммы   для

изображения  состава  вод, предложенные  советскими  гидрогеологами  и химиками, в

частности   график-квадрат   Н.И.   Толстихина,   векторная   диаграмма   В.И.   Лаэрта,

векторная диаграмма-квадрат О.С. Джикия и др. Н.И. Толстихиным был предложен

также особый метод «химической нумерации» природных вод по ионному составу - на

основе   стоклеточного   квадрата.   В   1967   г.   этот   метод   был   усовершенствован   путем

комбинации с векторной диаграммой-квадратом О.С. Джикия.]

Химические   составы   морской   воды   и   минерализованных   рассолов   нефтяных

месторождений  различаются  по двум показателям:  1) в отличие  от морской  воды в

некоторых водах нефтяных месторождений отсутствует сульфатный радикал (SO

4

--

); 2)

щелочноземельные элементы (Са и Mg) также отсутствуют в водах ряда нефтяных

Фиг. 5-15. Диаграммы, используемые для изображения химических анализов вод

нефтяных месторождений [Тiскеll, Summ. of Oper., Calif. Div. Mines, 6, № 9, p. 10, Fig.
3, 1921 (диаграмма A); J.S. Parker, Southwell, Jour. Inst. Petrol. Technol., 15, p. 158, Fig. 5,
1929 (диаграмма В); H.A. Stiff, Tech. Note 84, Trans. Am. Inst. Min. Met. Engrs., 192, p.
377, Fig. 3, 1951 (диаграмма В)].

Такие диаграммы облегчают быстрое визуальное сопоставление разных типов

вод.

На диаграмме Б: 
I. Характеристика качества пробы: А - хорошая проба из известного горизонта;

В   -   хорошая   проба,   точное   место   отбора   пробы   не   известно;   С   -   плохая   проба,
возможно   загрязненная,   место   отбора   известно;   D  -  плохая   проба,   место   отбора   не
известно. II. Оценка профильтрованной пробы по цветовой шкале: 1 - прозрачный; 2 -
бледно-желтый; з - желтый; 4 - темно-желтый; 5 - светлый красновато-коричневый; 6 -
красновато-коричневый; 7 - темный красновато-коричневый.

месторождений,   но   имеются   в   морской   воде   [34].   Отсутствие   сульфатов   в   водах

месторождения Сан-Хоакин-Валли, Калифорния, объяснялось их восстановлением до

сульфидов,   сопровождавшимся   образованием   карбонатов   [35].   По-видимому,   такое

объяснение   пригодно,   по   крайней   мере   частично,   и   для   бессульфатных   вод

верхнемеловых толщ Скалистых гор [34].

Восстановление   сульфатов   может   происходить   под   воздействием   живых

организмов, таких, как бактерии, или органических веществ [36]. Вопрос о том, шел ли

процесс   восстановления   во   время   деагинетического   преобразования   осадков   или   он

идет   и   в   настоящее   время   в   минерализованных   водах   нефтяных   месторождений,

остается нерешенным.

Там,   где   в   регионе   Скалистых   гор   распространены   сульфатные   воды,   как,

например,   в   каменноугольных   отложениях,   они   часто   ассоциируются   с   нефтями

нафтенового основания, так называемыми черными нефтями; часто здесь присутствует

также   сероводород   (H

2

S).   Это   свидетельствует   о   том,   что   активное   восстановление

сульфатов либо происходит в настоящее

Фиг. 5-16. Состав различных групп вод нефтяных месторождений в процент-

эквивалентах растворенных солей Na

++

  K

+

, Са

++

  и Mg

++

  (Sitter, Bull. Am. Assoc. Petrol.

Geol., 31, p. 2033, Fig. 1, 1947).

Высокое содержание Mg

++

 (8,5%) в морской воде резко противопоставляется его

низкому (обычно 2 - 5%) содержанию в водах нефтяных месторождений. Ближе всего к
морской воде стоят воды из наиболее молодых плиоценовых отложений. Эти воды,
вероятно,   представляют   собой   морскую   воду,   находящуюся   на   ранней   стадии
диагенетических [катагенетических] изменений.

время в более глубоко залегающих формациях, либо такой процесс имел место в какой-

то   более   ранний   период   эрозии,   которому   соответствует   несогласие   в   осадочном

разрезе.   Считают,   что   удаление   кальция   и   магния   из   вод   меловых   отложений

Скалистых гор осуществлялось в результате ионного обмена с бентонитовыми глинами

[37].

На   фиг.   5-16   показаны   некоторые   соотношения   между   различными   водами

нефтяных месторождений. Здесь приведены составы растворенных солей в процент-

эквивалентном   выражении   для  Na

+

+

,   Са

++

  и  Mg

++

.   Направление   нормального

изменения солевого состава морской воды при испарении показано сплошной линией.

Эта линия протягивается прямо в область диаграммы, где располагаются анализы вод

наиболее молодых, третичных отложений. Отсюда следует вывод, что воды третичных

отложений   представляют   собой   морскую   воду,   находящуюся   на   ранней   стадии

преобразования [38]. Эта фаза характеризуется выпадением из раствора сульфатов и

карбонатов кальция и магния.

На   фиг.  5-17   концентрации   минерализованных   вод   нефтяных   месторождений

сопоставлены с изменяющейся «реагирующей величиной» иона Na

+

. Жирной линией

показано теоретическое изменение концентрации морской воды при удалении из нее

всех   солей,   кроме   NaCl.   Анализы   вод   молодых   третичных   отложений   Калифорнии

располагаются   вдоль   этой   линии,   опять-таки   свидетельствуя   о   том,   что   они

представляют   собой   погребенную   морскую   воду,   находящуюся   на   ранней   стадии

изменения.   На   последующих   стадиях   происходит   увеличение   концентрации   и

постепенный  рост содержания ионов кальция и магния. Низкая концентрация вод в

формации Арбакл Канзаса, возможно, обусловлена их разбавлением метеорными

Фиг. 5-17. Концентрации солей в различных водах нефтяных месторождений в

отношении к процент-эквивалентному содержанию Na

+

 (Sitter, Bull. Am. Assoc. Petrol.

Geol., 31, p. 2034, Fig. 2, 1947).

Жирная   линия,   идущая   вверх   от   точки,   отвечающей   составу   морской   воды,

отражает изменение концентрации солей в последней при постепенном удалении из нее
всех   солей,   кроме   NaCl   и   соответствующем   снижении   концентрации   от
первоначальных 3,5% до теоретической величины 2,9%. Отмечается близость состава
вод,   отраженных   этой   линией,   с   водами   из   молодых   третичных   отложений   и
повышение концентраций вод с увеличением возраста вмещающих отложений.

водами во время обнажения известняков Арбакл на дневной поверхности в течение

предпенсильванского   периода   эрозии   или   гидродинамическими   условиями,

вызывающими миграцию пластовых вод.

Использование  анализов воды.  Анализы воды используются при разрешении

различных   проблем,   связанных   с   разведкой   и   эксплуатацией   нефтяных   и   газовых

залежей [39]. Вот некоторые из этих проблем:

1. Вероятно, наиболее важный аспект использования анализов пластовых вод в

геологии  -  это применение их для интерпретации данных промыслово-геофизических

исследований   в   скважинах.   При   выполнении   химических   анализов   вод   нефтяных

месторождений  обычно  определяется  их сопротивление  в омметрах  при  нескольких

различных   значениях   температуры.   Сопротивления,   которые   не   были   определены

экспериментально, могут быть рассчитаны исходя из анализов минерального состава

растворенных веществ [41 ].

2.   Данные   химического   анализа   вод   часто   позволяют   распознавать   и

коррелировать   пласты   коллекторов   в   многопластовых   месторождениях.   Этот   метод

особенно ценен тогда, когда коллекторы представляют собой линзовидные песчаные

тела.   Детальная   корреляция   отложений   на   основании   анализов   вод   обычно   дает

достоверные результаты  лишь при изучении  ограниченных участков.  Однако состав

вод тех или иных формаций

Фиг.   5-18.   Влияние   погребенного   соляного   купола   Барберс-Хилл   в   округе

Чеймберс,   Техас,   на   состав   неглубоко   залегающих   грунтовых   вод   (Minor,  in  The
Structure of Typical American Oil Field, 3, p. 894, Fig. 2, 1934). 

Такая картина типична для ряда куполов провинции Галф-Кост.

и   в   региональном   плане   может   в   целом   обладать   характерными   диагностическими

признаками,   позволяющими   выделить   эти   формации   в   разрезе   и,   таким   образом,

облегчить   региональную   корреляцию.   Так,   в   Скалистых   горах   воды   в   отложениях,

залегающих  стратиграфически  выше формации  Чагуотер (триас),  сильно обогащены

солями натрия, в то время как в водах более древних отложений преобладают сульфаты

кальция и магния [42]. 

3.   Существенные   изменения   концентраций   или   других   характерных

особенностей   вод   при   переходе   от   залегающих   в   верхах   разреза   к   более   глубоко

погруженным   формациям   отражают   различие   геологической   обстановки.   Внезапное

уменьшение   концентрации   рассолов   в   условиях,   когда   связь   пластовых   вод   с

поверхностью   отсутствует,   может   означать,   что   скважиной   была   пересечена

поверхность   несогласия.   Увеличение   солености  пластовых   вод   в   одной   стороне

седиментационного   бассейна   и   уменьшение   ее   в   другой   указывает   на   положение

области питания и является косвенным показателем направления потока флюидов.

4.   Анализы   воды,   добываемой   из   скважин   вместе   с   нефтью,   могут   показать,

поступает ли эта вода к забою скважины из коллекторов или она представляет собой

пластовую   воду   из   вышезалегающих   формаций   и   попадает   в   скважину   из-за   плохо

выполненного цементирования обсадной колонны труб или ее разрыва.

5.   Увеличение   солености   вод   в   верхних   горизонтах   осадочного   разреза

отмечается в районах развития соляных куполов. Этот факт установлен в грунтовых

водах   над   соляным   куполом   Барберс-Хилл,   Техас,   где   располагаются   воды,

характеризующиеся   второй   соленостью,   в   то   время   как   окружающим   этот   участок

нормальным   водам   свойственна   первая   щелочность   [43].   Карта   распространения

различных   по   составу   вод   над   куполом   Барберс-Хилл   приведена   на   фиг.   5-18.

Появление   подобных   вод   аномального   состава   оказало   помощь   при   поисках

погребенных соляных куполов.

6. Необходимо знать влияние нагнетаемой в пласт воды на минеральный состав

пород-коллекторов и на оборудование, используемое для законтурного заводнения и

удаления   соленой   воды   из   продукции   скважины.   Эти   данные   получают   на   основе

анализов воды.

7. Весьма обычна коррозия оборудования, особенно в результате присутствия

сероводорода.   При   смешении   разнотипных   вод   образуется   «твердая   накипь»,

состоящая из сульфатов бария, стронция и кальция, и «мягкая накипь», сложенная в

основном   карбонатом   кальция.   Поэтому   образование   накипи   внутри   оборудования,

используемого   на   нефтяных   промыслах,   часто   объясняется   негерметичностью

обсадной   колонны   труб.   «Мягкая   накипь»   возникает   главным  образом   в  результате

потери водой СО

2

, что связано в свою очередь со снижением давления.

Происхождение соленых вод нефтяных месторождений 

Известно, что воды нефтяных месторождений резко отличаются от современной

морской воды как по количеству содержащихся в них солей, так и по химическому

составу этих солей. И все же полагают, что породы-коллекторы отлагались в морских

условиях. Для объяснения изменений характера этих вод было предложено несколько

концепций; некоторые из них рассматриваются ниже.

1.   Наиболее   логичным   объяснением   высокой   концентрации   растворенных

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  21  22  23  24   ..