Химическая классификация  подземных вод. Под химическим составом воды понимают состав растворенных в ней химических веществ. Существует ряд химических классификаций подземных вод (С.А. Щукарева, О.А. Алекина, Ч.Пальмера, В.И. Вернадского и др.). Среди нефтяников общее признание получила классификация В.А. Сулина. Она основана на генетическом принципе, согласно которому формирование химического состава вод происходит в определенных природных условиях (континентальных, морских, глубинных) и вследствие процессов взаимодействия вод с породами или вод различного генезиса между собой. При этом происходит их обогащение специфическими компонентами.

В основу классификации положены три основных коэффициента, в %-экв/л: rNa/rCI, (rNa - rCl)/rSO₄, (rCL - rNa)/rMg. Буква перед химическим символом иона означает, что содержание данного иона выражено в эквивалентной форме.

Пользуясь этими коэффициентами, выделяют четыре генетических типа вод (табл. 2).

При небольших отклонениях  коэффициентов от единицы, т.е. в  зонах перехода от одного типа к  другому, воды следует относить к  переходным типам.

 Каждый тип вод по  преобладающему аниону делится  на три группы — хлоридную,  сульфатную и гидрокарбонатную. По преобладающему катиону группы  делятся на подгруппы — натриевую, магниевую и кальциевую. Подгруппу следует выделять лишь в том случае, если преобладающий катион соединяется с преобладающим анионом, а не с другими.

Физические свойства пластовых вод. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выражаемое в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений меняется в очень широких пределах — от менее 1г/л (пресные воды) до 400 г/л и более (крепкие рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов (С1^- , SO₄^2- , НСО₃-, Na⁺, Са²⁺, Мg²⁺).

Значительно распространены в водах также карбонат-ион (СО₃^2- ), ионы калия (К⁺) и железа (Fe²⁺ и Fe³⁺). Остальные элементы встречаются в ничтожных количествах (микрокомпоненты).

Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное  натяжение, электропроводность и др.).

Для нефтегазопромысловой геологии существенно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов-коллекторов. Их использование при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти, а следовательно, и конечного коэффициента извлечения нефти. В то же время высокая минерализация пластовых вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.

Газосодержание  пластовой воды не превышает 1,5— 2,0м³/м³, обычно оно равно 0,2—0,5м³/м³. В составе водорастворенного газа преобладает метан, затем следует азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов  в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации воды их растворимость уменьшается.

Сжимаемость воды — обратимое изменение объема воды, находящейся в пластовых условиях, при изменении давления. Значение коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3¸5)10^-4МПа^-1. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается; сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей. Это свойство играет существенную роль при формировании режимов залежей.

Объемный коэффициент пластовой воды нефтяных и газовых месторождений b зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластовых давления и температуры и колеблется от 0,8 до 1,2. Наиболее влияют на его величину пластовая температура и минерализация.

Плотность пластовой воды зависит главным образом от ее минерализации, пластовых давления и температуры. В большинстве случаев она меньше плотности в поверхностных условиях (не более чем на 20%), поскольку пластовая температура выше стандартной. Однако в условиях пониженных пластовых температур, например, в зоне развития многолетнемерзлых пород, плотность воды может быть равной плотности воды в поверхностных условиях или даже больше ее.

Вязкость пластовой  воды зависит в первую очередь, от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2— 1,5 мПа×с.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено. Это имеет существенное значение для разработки нефтяных залежей с заводнением — уменьшение поверхностного натяжения повышает ее вымывающую способность, что способствует увеличению коэффициента вытеснения нефти водой.

Электропроводность  воды зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Минерализованные воды относятся к хорошим проводникам. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, за единицу измерения которого принят 1 Ом×м. Знание удельного сопротивления подземных вод необходимо для интерпретации материалов электрометрии скважин.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определяются по глубинным  пробам, отбор которых осуществляется специальными глубинными герметичными пробоотборниками. При отсутствии таких  определений эти свойства могут  быть с меньшей точностью установлены  по специальным графикам, приведенным  в монографиях по физике пласта или  в справочниках.

Техногенные воды по своим  свойствам обычно отличаются по минерализации  от пластовых. Они менее минерализованы. Исходя из экологических соображений, там, где это возможно, для нагнетания в пласт используют воду, попутно  добываемую вместе с нефтью, в полном ее виде или в смеси с поверхностной  водой. В результате в состав попутной воды могут входить пластовая  и ранее закачанная вода.

Все залежи углеводородов  обладают большим или меньшим  запасом различных видов энергии  для перемещения нефти и газа к забоям скважин. Потенциальные  возможности залежей в этом плане  зависят от разновидностей природных  режимов залежей. В проявлении режимов  большое место занимают значение начального пластового давления и поведение  давления в процессе разработки.

Различают два вида давления в земной коре - горное и гидростатическое.

Горное  давление – создается суммарным действием на породы геостатического и геотектонического давления.

Геостатическим называется давление вышележащих горных пород (от поверхности земли до точки замера).

Геотектоническое  давление – отражение напряжений, создаваемых в земной коре различными непрерывно-прерывистыми тектоническими процессами. Его величину и вектор в каждой точке не поддаются замеру.

Горное давление Р_гор – давление в жестком каркасе пород, их матрице, оно передается и жидкости, заполняющей пустотное пространство пород.

1. НАЧАЛЬНОЕ ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ

Пластовое давление — один из важнейших факторов, определяющих энергетические возможности продуктивного пласта, производительность скважин и залежи в целом.