Состав и физические свойства пластовых вод: минерализация, плотность, вязкость, сжимаемость. Их зависимость от давления и температуры

Подземные воды представляют собой сложную многокомпонентную систему, включающую целый комплекс неорганических и органических соединений, газов и живого вещества.

Неорганические вещества — макро- и микрокомпоненты. В зависимости от концентрации неорганических веществ в подземных водах выделяют макрокомпоненты (десятки и сотни мг/л) и микрокомпоненты (менее 1 мг/л). Макрокомпоненты определяют химический тип воды и, как следствие, ее основные потребительские свойства. В первую очередь, к ним следует отнести Ca2+ , Mg2+ , Na+, K+, Cl- , SO42- и HCO3-.

Органические вещества. Подземные воды всегда содержат то или иное количество органического вещества. В естественных условиях их содержание, как правило, уменьшается с глубиной. Состав органических веществ довольно сложен и может быть представлен всеми классами органических соединений. Наиболее распространены высокомолекулярные кислоты (например, гуминовые кислоты и фульвокислоты). Они постоянно присутствуют в грунтовых водах в количестве от одного до нескольких мг/л. В последние годы в подземных водах обнаружен целый ряд аминокислот, являющихся структурными элементами белков. Кроме того, в пресных подземных водах нефтегазоносных провинций, как правило, присутствуют нафтеновые кислоты и различные углеводородные соединения.

Микроорганизмы. Из микроорганизмов наибольшее значение в пресных подземных водах имеют бактерии, также встречаются микроскопические водоросли, простейшие и вирусы.

Газы. Основными газами, растворенными в пресных подземных водах, являются кислород, азот, углекислый газ и сероводород. В незначительных количествах встречаются и все остальные газы. По генетическим признакам выделяют газы воздушного происхождения(O2, N2, CO2), биохимические (CO2, H2S, N2) и газы ядерных превращений (He, Ra). Сероводород вызывает интенсивную коррозию металлических обсадных труб и другого оборудования в результате образования гидротроилита (FeS•nH2O).

Минерализация пластовых вод. Минерализация вод нефтяных месторождений колеблется от нескольких сотен г/м³ в пресной воде до 300 кг/м³ в концентрированных рассолах. Основные минеральные вещества, входящие в состав пластовых вод, представлены солями натрия, калия, кальция, магния и некоторых других металлов. Основными солями пластовых вод являются хлориды, карбонаты щелочных металлов и бикарбонаты щелочей и щелочноземельных металлов. Вблизи нефти сульфаты встречаются редко. Многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием йода, брома и NH₄. Из газообразных веществ в пластовых водах содержатся углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода.

По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре группы:

рассолы (Q > 50 г/л); солёные (10 < Q < 50 г/л); солоноватые (1< Q < 10 г/л); пресные (Q <1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

Состав пластовых вод определяется многими факторами: минеральным составом пород пласта, характером его гидрогеологического режима, возрастом пластов, температурными условиями, величиной пластового давления и т. д.

Еще плохо изучены органические вещества пластовых вод. Установлено, что в большинстве из них содержатся анионы и мыла нафтеновых и жирных кислот, фенолы и азотсодержащие кислоты. Общее содержание органических анионов достигает иногда 5 кг/м³. В жестких водах, содержащих большие количества кальция, нафтенаты выпадают из раствора в виде кальциевых мыл. Предполагается, что часть веществ, относимых в минерализованных водах к нафтеновым кислотам, представляет собой фенолы и их производные (феноляты). Все упомянутые органические составляющие перешли в воду из нефти, и они влияют на нефтевымывающие свойства вод при вытеснении нефти из пласта.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, то есть содержания растворённых в ней солей. В среднем плотность пластовых вод изменяется в диапазоне 1010–1210 кг/м³.

Однако встречаются и исключения, например плотность пластовых вод может достигать величины 1450 кг/м³.

С ростом минерализации и давления плотность воды возрастает, с ростом температуры – уменьшается.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит от температуры и минерализации. С возрастанием минерализации пластовых вод вязкость их возрастает.

Наибольшую вязкость имеют воды хлоркальциевого типа воды. Вязкость их приблизительно в 1,5–2 раза больше вязкости чистой воды. С возрастанием температуры вязкость пластовых вод уменьшается. Влияние давления на величину вязкости пластовых вод проявляется двояко. В области низких температур (0–32⁰ С) с возрастанием давления вязкость уменьшается, а в области температур выше 32⁰ С возрастает.

Сжимаемость. Коэффициент сжимаемости пластовой воды характеризует относительное изменение объёма воды при изменении давления на единицу:

β_П= –∆V / V∆P

Вода – слабо сжимаемая система. Коэффициент сжимаемости воды изменяется для пластовых условий от 3,7•10^–10 Па^–1 до 5,0•10^–10 Па^–1.

При наличии растворённого газа величина коэффициента сжимаемости пластовой воды увеличивается.

Чем больше температура, тем больше коэффициент сжимаемости. Чем выше давление, тем меньше коэффициент сжимаемости.

В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод: подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); промежуточные (между пропластками); остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1 ⁰С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)*10^-5 1/⁰С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7*10^-10 – 5,0*10^-10 Па^-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды).

Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: рассолы (Q>50 г/л); солёные (10<Q<50 г/л); солоноватые (1<Q<10 г/л); пресные (Q<=1 г/л).

Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов.

По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые(хлоркальциево-магниевые) и щелочные(гидрокарбонатные, гидрокарбонатно- натриевые) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей:анионов: OH^–; Cl^–; SO42^–; CO32^–; HCO3^–; катионов: H⁺; K⁺; Na⁺; NH4⁺; Mg2⁺; Ca2⁺; Fe3⁺; ионов микроэлементов: I^–; Br^–; коллоидных частиц SiO₂; Fe2O3; Al2O3; нафтеновых кислот и их солей.

Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа.

Жёсткость подразделяется на временную(карбонатную) и постоянную(некарбонатную).

Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа).

Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной:

Жо = Жк + Жнк

Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов:очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л; мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л; умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л; жёсткая вода – более 6 мг-экв./л.

Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)2.

В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3.

Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи.

В зависимости от рН различают следующие типы воды: нейтральная (рН=7); щелочная (pH>7); кислая (p<7).

Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт.

За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти.