CC BY
164
УДК 622.276.8
А. И. Масленников, Ж. В. Калашник
ОСОБЕННОСТИ СОЛЕВОГО СОСТАВА ПЛАСТОВЫХ ВОД АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Глубинные воды нефтяных и газовых месторождений, несмотря на разнообразие геологического возраста и литологического состава слагающих их пород, принадлежат по своему химическому составу в основном к двум типам - хлоркальциевому и гидрокарбонатно-натриевому и в незначительной степени - хлормагниевому и сульфатно-натриевому [1].
Основными обстановками существования вод нефтяных и газовых месторождений являются: для хлоркальциевого типа вод - глубинная, для гидрокарбонатно-натриевого - континентальная. Морская обстановка хлормагниевого типа и континентальная обстановка сульфатнонатриевого типа - частные обстановки нахождения вод нефтяных и газовых месторождений. Верхние участки месторождений, в зависимости от раскрытости разреза, охватываются континентальной обстановкой сульфатно-натриевого типа и морской - хлормагниевого типа.
По мере углубления в недра идет преобразование вод от гидрокарбонатной группы к сульфатным и хлоридным. На больших глубинах гидрокарбонатно-натриевый тип воды перестает существовать и появляется хлормагниевый тип вод - как промежуточная ступень преобразования вод в конечный глубинный хлоркальциевый тип. Иногда гидрокарбонатно-натриевый тип непосредственно переходит в хлоркальциевый тип.
Оценка химических типов вод, выносимых из скважин газоконденсатных месторождений (ГКМ), проводится по результатам аналитических определений химического состава попутных вод, добываемых с пластовым газом. Для определения типа вод используются следующие генетические коэффициенты по классификации В. А. Сулина [1]:
г№ гС1 - Жа Жа - гС1
гС1’ гМ^ ’ г80
4
С учетом гидрохимических особенностей Астраханского газоконденсатного месторождения (АГКМ) были скорректированы количественные пределы коэффициентов, определяющих тип вод.
1 гг
1. При------= 1 или при отсутствии одного из ионов вода относится к неопределенному типу.
гС1
. ^ г№ 1 , Жа - гС1
2. При------> 1 используется коэффициент-------------.
гС1 г804
Если Г^а—гС1 < 0,95, то воды относятся к сульфатно-натриевому типу,
г804
если Г^а—гС1 > 1,05 - к гидрокарбонатно-натриевому. г804
_ „ г№ - гС1 , , гС1 - Жа
3. При----------< 1 используется коэффициент--------------.
г804 гMg
гС1 - Жа С1 - №
Если -----------< 0,95, то воды относятся к хлормагниевому типу, если г----------> 1,05 -
гMg Mg
к хлоркальциевому.
_ Жа - гС1 гС1 - Жа
При попадании коэффициентов --------------- и --------- в пределы от 0,95 до 1,05 воды
г804 rMg
относят к переходному типу.
Результаты определения химических типов вод приведены в табл. 1.
Таблица 1
Результаты определения химических типов вод в 2006-2007 гг.* (выборка 50 определений)
Распределение типов воды, %
Тип вод Хлор- кальциевый Гидро- карбонатно- натриевый Хлор- магниевый Сульфатно- натриевый Переходный Неопреде- ленный
Скважины с наличием пластовой
(подошвенной) воды, а также 55,43 15,8 2,48 4,57 1,9 19,8
конденсационные, конденсационно- 64,35 11,03 2,99 2,76 2,53 15,86
технологические воды
Скважины с наличием 58,54 18,7 2,44 5,69 1,63 13,0
подошвенной воды 64,34 15,5 5,43 0,78 3,1 10,85
Скважины без подошвенной воды: конденсационные, конденсационно- 54,48 14,93 2,49 4,23 1,99 21,89
64,38 9,5 1,96 3,59 2,29 18,63
технологические воды
Над чертой - 2006 г.; под чертой - 2007 г.
Результаты оценки, приведенные в табл. 1, свидетельствуют, что в большинстве случаев воды, выносимые скважинами АГКМ, относятся к хлоркальциевому типу - более 55 %, вод неопределенного типа - до 20 %, вод гидрокарбонатно-натриевого типа - до 15 %. Воды сульфатно-натриевого и хлормагниевого типов встречаются в единичных случаях.
Кроме подошвенных и конденсационных вод, в продуктивных пластах присутствуют также и остаточные (рыхлосвязанные, целиковые и др.) воды [2].
Анализ результатов промысловых исследований, выполненных на многих газовых и газоконденсатных месторождениях России, показал, что доля подошвенных вод в воде, выносимой из скважины, во времени обычно возрастает, а доля остаточных вод уменьшается. Следовательно, между суммарным отбором газа и отбором подошвенных вод существует прямая зависимость, а между отбором газа и отбором остаточных - обратная.
Остаточные воды обычно выносятся из залежей в малых количествах в течение длительного времени, а целиковые (останцовые) - в больших количествах в течение короткого времени.
Конденсационные и техногенно-конденсационные воды по сравнению с подошвенными водами того же типа характеризуются более низкими средними значениями почти всех компонентов, а также более низкими значениями плотности и общей минерализации.
В табл. 2 приведены основные гидрохимические показатели пластовых, подошвенных и подошвенно-конденсационных вод АГКМ. Содержание основных компонентов в подошвенных водах значительно - до 10 раз - выше, чем в конденсационных. Наиболее существенное различие -в 100 и более раз - наблюдается по содержанию ионов калия. Если в подошвенных водах хлоркаль-циевого типа его содержание составляет 470,0 мг/л, то в собственно конденсационных - 3,1—4,6 мг/л.
Таблица 2
Основные гидрохимические показатели конденсационных и подошвенных вод АГКМ
Конденсационные воды Подошвенные воды
Компонент, мг/л Тип
Хлоркальциевый Г идрокарбонатно-натриевый Хлоркальциевый Г идрокарбонатно-натриевый
Кальций-ион 194,9 35,1 2 100 700
Калий-ион 3,1 4,6 470 -
Натрий- ион 3 272,1 608,3 28 000 2 740
Магний-ион 28 1,5 600 200
Аммоний-ион 26,8 12,3 115 115
Хлор-ион 5415,9 710,1 51 300 38 000
Сульфат-ион 61,2 83,2 510 200
Г идрокарбонат-ион 67,1 456 1 760 6 200
Бром-ион 1,7 1,4 34 100
Бор 1 Не обнаружен 71 76
Общая минерализация, г/л 9,1 2,41 88 70
Плотность, г/см3 1,000 0,999 1,057 1,043
Различное содержание калия в конденсационных и подошвенных водах объясняется его происхождением и появлением в вышеназванных водах. Калий входит в состав многих породообразующих минералов (полевые шпаты, слюды). В результате действия воды и углекислого газа на горные породы, содержащие калий, он переходит в растворимые соединения. Соли калия содержатся в морской воде, рапе многих соляных озер, в подземных рассолах и пластовых водах нефтяных и газовых месторождений.
Поскольку конденсационные воды находятся в пластовых условиях в парообразном состоянии, то формирование их солевого состава и минерализации определяется процессами и закономерностями уноса минеральных солей насыщенным водяным паром из пластовой водной среды. Из соединений, образующих солевой комплекс конденсационных вод, наибольшей растворимостью в водяном паре обладает NaCl, затем в процессе убывания следуют CaCl2, Na2SO4, CaSO4, в последнюю очередь - соли калия и других металлов. Этим объясняется столь низкое, по сравнению с другими компонентами, содержание калия в конденсационных водах. Следовательно, калий может считаться основным индикатором появления подошвенных вод в продукции скважин.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Сулин В. А. Гидрогеология нефтяных месторождений. - М.: ГОСТОПТЕХИЗДАТ, 1948. - 474 с.
2. Инструкция по гидрохимическому контролю за эксплуатацией газовых скважин Астраханского ГКМ: отчет о НИР / Волго-Урал. науч.-исслед. и проект. ин-т газ. пр-сти; Рук. Севастьянов О. М. -Оренбург, 1989. - 19 с.
Статья поступила в редакцию 21.10.2008
PECULIARITIES OF SALINE SOLUTION OF RESERVOIR WATER OF ASTRAKHAN GAS-CONDENSATE FIELD
A. I. Maslennikov, Zh. V. Kalashnik
Defining of saline solution of water, taken from boreholes of gas-condensate field, and its genetic classification is one of the main problems of oil-and-gas production observation. Solution of this problem is possible at the use of potassium cation as an indicator element.
Key words: Astrakhan gas-condensate field, reservoir water, saline solution, potassium cation.
