Научная статья на тему 'Особенности солевого состава пластовых вод Астраханского газоконденсатного месторождения'

Особенности солевого состава пластовых вод Астраханского газоконденсатного месторождения Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

CC BY
889
163
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.
Ключевые слова
АСТРАХАНСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ / ПЛАСТОВЫЕ ВОДЫ / СОЛЕВОЙ СОСТАВ / КАТИОН КАЛИЯ / ASTRAKHAN GAS-CONDENSATE FIELD / RESERVOIR WATER / SALINE SOLUTION / POTASSIUM CATION

Аннотация научной статьи по наукам о Земле и смежным экологическим наукам, автор научной работы — Масленников Александр Иванович, Калашник Жанетта Владимировна

Определение солевого состава вод, выносимых из скважин газоконденсатных месторождений, и их генетическая классификация одна из важнейших проблем нефтегазопромысловых исследований. Ее решение возможно при использовании в качестве индикаторного элемента катиона калия. Библиогр. 2.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

Похожие темы научных работ по наукам о Земле и смежным экологическим наукам , автор научной работы — Масленников Александр Иванович, Калашник Жанетта Владимировна

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.

PECULIARITIES OF SALINE SOLUTION OF RESERVOIR WATER OF ASTRAKHAN GAS-CONDENSATE FIELD

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.

Текст научной работы на тему «Особенности солевого состава пластовых вод Астраханского газоконденсатного месторождения»

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.

i Надоели баннеры? Вы всегда можете отключить рекламу.