Нефтегазовая геология

 

 

Химический состав вод нефтяных месторождений. Ионный состав и реакционные свойства воды по Пальмеру

 

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 (SO4--) и хлориды (Сl-) и слабые кислоты ‑ карбонаты (СО2--) и бикарбонаты (НСО3-).

 

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 (SO4--), нитраты (NO3-) 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 (СО3--), бикарбонаты (НСО3-) и сульфиды (S2--)] 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 районах их выходов на дневную поверхность [28]. Из минерализованных вод нефтяных месторождений осаждались также радиоактивные соли [29].

 

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 SO4--

Сl-

НСО3-

 

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

 

 

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.

 

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

Залежь

Порода-коллектор, ее возраст

Сl-

SO4--

СО3--

HСO3-

Na++K+

Са++

Mg++

Сумма

ионов,

ч. на млн.

Литературный источник

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 (эоцен)

47100

42

288

-

27620

1865

553

77468

3

Ист-Тексас

Песчаники Вудбайн (верхний мел)

40598

259

387

-

24653

1432

335

68964

4

Бурган, Кувейт

Песчаники (мел)

95275

198

-

360

46191

10158

2206

154388

5

Родесса, Техас ‑ Луизиана

Оолитовые известняки (нижний мел)

140063

284

-

73

61538

20917

2874

225749

6

Давенпорт, Оклахома

Песчаники Пру (пенсильваний)

119855

132

-

122

62724

9977

1926

194736

7

Брадфорд, Пенсильвания

Песчаники Брадфорд (девон)

77340

730

-

-

32600

13260

1940

125870

8

Оклахома-Сити, Оклахома

Песчаники Симпсон (ордовик)

184387

268

-

18

91603

18753

3468

298497

9

Гарбер, Оклахома

Известняки Арбакл (ордовик)

139496

352

-

43

60733

21453

2791

224868

10

 

 

Таблица 5-3

Коэффициенты, используемые для перевода предполагаемого солевого состава воды в ионную форму

 

Соль

Определяемый ион

Коэффициент пере­счета

Соль

Определяемый ион

Коэффициент пересчета

KCl

К

0,524

CaSО4

Ga

0,294

NaCl

Na

0,394

MgSО4

Mg

0,202

СаСl2

Ga

0,361

K2СО3

К

0,569

MgCl2

Mg

0,255

Na23

Na

0,434

K24

К

0,449

CaCО3

Ca

0,400

Na24

Na

0,324

MgCО3

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

SO4

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

 

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 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 5-15. На 5-15, А показан широко распространенный метод Тикелла [31]. Его основной недостаток заключается в том, что на диаграмме не отражаются весовые концентрации ионов. На 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 (SO4--); 2) щелочноземельные элементы (Са и Mg) также отсутствуют в водах ряда нефтяных 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 (H2S). Это свидетельствует о том, что активное восстановление сульфатов либо происходит в настоящее 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 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 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

 

Концентрации солей в водах нефтяных месторождений

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.

 

 

К содержанию: Леворсен: ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

 

Смотрите также:

 

Поиски и разведка месторождений  Углеводороды нефть, газ, конденсат  РЕСУРСЫ МОРЯ. Нефть, газ

 

Закон О нефти и газе о недропользование  Размещение нефтяных и газовых месторождений.