> Техника, страница 31 > Воды нефтяных месторождений

Воды нефтяных месторождений

Воды нефтяных месторождений. В нефтепромысловой практике установилась следующая номенклатура вод в зависимости от залегания водоносных горизонтов в нефтеносной толще: верхняя, промежуточная, краевая, или синклинальная, нижняя и подошвенная вода. Верхняя вода залегает в слоях, расположенных над нефтеносной толщей. Промежуточная вода находится в слоях, залегающих между нефтяными пластами. Краевая вода залегает в самом нефтяном пласту, занимая пониженные его места: на крыльях антиклинали, на погружениях оси складки и в синклиналях. Нижняя вода находится под нефтеносными пластами, отделяясь от них водонепроницаемым слоем; иногда такой слой отсутствует. Относительное расположение различных водоносных и нефтеносных горизонтов показано на фигуре 1.

Во избежание порчи нефтяных пластов все эти воды должен быть тщательно изолированы от них. Успешность закрытия воды зависит от правильного выбора горизонта для ее закрытия. Появление в скважине верхней воды—одно из обычных зол на промыслах— является результатом непринятия мер к изоляции верхних вод или порчи тампонажа вследствие недостаточной прочности обсадных труб, неудовлетворительных качеств

Фигура 1.

цемента или неудачного выбора горизонта для закрытия воды. Появление краевой воды указывает на истощение пласта; такой процесс затопления нефтяного пласта и превращения его в водоносный предотвратить нельзя, но замедлить этот процесс возможно, не применяя интенсивного откачивания жидкости. Нижняя вода появляется, если при бурении пробивается водонепроницаемый слой, отделяющий нефтеносный песок от нижележащего водоносного. Во всех случаях доступа воды в скважину вода может затопить не только эту скважину, но и соседние; особенно это относится к нижней воде. В нефтяных пластах с очень пологим залеганием встречается пластовая подошвенная вода, залегающая внизу нефтяного пласта. Присутствие воды в нефтяной скваяшне увеличивает эксплуатонную себестоимость нефти и может уменьшить производительность скважин «на нефть».

При бурении скважин в нефтяном месторождении и при эксплуатации их весьма важно определить, откуда притекает в скважину обнаруженная в ней вода. В зависимости от этого определения принимаются различные меры для изоляции воды от экс-плоатируемых скважиной нефтяных пластов. Иногда указания на источник питания водой скважины может дать уровень вод, наблюдаемый в скважине: часто отдельные пройденные скважиной горизонты имеют различные уровни вод. Однако наиболее надежным способом выяснения вопроса, откуда в скважину поступает вода, является изучение химического состава вод эксплоа-тируемого месторождения.

По степени минерализации В. н. м. чрезвычайно разнообразны: они бывают или почти пресными, как, например, в Грозненских месторождениях, или сильно солеными, как, например, в Бакинском и Эмбенском районах. Но главные составные части этих вод одни и те же. Из кислотных радикалов встречаются: СГ, Br, J, SO/, СО и S";

из основных: Na, К, Са", Mg", Sr", Fe", АГ" и Si"". Кроме того имеются следы солей фосфорной кислоты, следы Li, В и соли жирных кислот. Преобладающей составной частью В. н. м. являются: Cl, С0₃", Na, Са" и Mg". Некоторые воды содержат H₂S и СО а в газообразном состоянии. H₂S нередко встречается в водах Бакинских нефтяных месторождений; СО₂имеется в свободном состоянии в нижн. водах Биби-Эйбата, но особенно большое содержание наблюдается в водах Майкопского нефтяного месторождения.

Иногда на практике для классификации вод при разработке нефтяных месторождений ограничиваются указанием степени их минерализации, определяемой, например на Бакинских промыслах, ареометром Боме. Однако этого метода часто оказывается недостаточно. Для более полной характеристики вод по их химическому составу существует метод Пальмера, принятый как на наших нефтяных промыслах, так и на промыслах Америки. Для применения этого метода предварительно необходимо выразить анализ исследуемой воды в ионной форме; далее все радикалы выражаются в единицах реакционной емкости путем перемножения весовых количеств ионов на реакционные коэфф-ты. Численное значение последних получается делением валентности иона на его вес. Реакционная емкость ионов рассматриваемого анализа переводится в проценты, причем сумма всех положительных радикалов, равно как и сумма всех отрицательных радикалов, приравнивается 50%. Пальмер рассматривает основные свойства вод в зависимости от взаимного содержания различных к-т и оснований. Все кислоты группируются на сильные (НС1, H₂S0₄ и HN0₃) и слабые (Н₂С0₃ и H₂S). Основания подразделяются на щелочные (Na и К) и щелочноземельные элементы (Са и Mg). Для каждой из групп Пальмер дает соответствующее определение. Соленость определяется как свой-• ство, вызываемое наличием в солях сильных кислот, щелочность же определяется содержанием слабых к-т. Свойства, зависящие от присутствия щелочей, называются первичными, а свойства, зависящие от щелочноземельных радикалов,—вторичными. Первичная соленость вод определяется содержанием сильных к-т и щелочей. Если сильные кислоты превышают содержание щелочей и избыток кислот нейтрализуется щелочноземельными радикалами, то имеется налицо вторичная соленость. Первичная щелочность получается, когда содержание щелочей превышает содержание сильных к-т и избыток щелочей нейтрализуется слабыми кислотами. Вторичная щелочность получается при избытке щелочноземельных элементов и слабых к-т. Первичная щелочность (вода мягкая) и вторичная соленость (вода жесткая) несовместимы; жесткость при вторичной солености постоянная, при вторичной же щелочности—временная и может быть удалена кипячением.

Классификация Пальмера весьма удобна для характеристики В. н. м. На фигуре 2 дана графическ. схема, поясняющая сущность характеристики вод по этому способу. Однако для распознавания вод в нефтяных место рождениях иногда приходится прибегать еще к добавочному их подразделению на основании соотношений реакционных емкостей хлоридов, сульфатов и карбонатов.

Данные химич. анализа вод могут давать некоторые указания на происхождение этих вод. В водах нефтяных месторождений надо различать: 1) поверхностные, 2) приуроченные к нефтеносной толще и 3) глубинные воды. Поверхностные воды—б. ч. сульфатные, различной минерализации и солености. Приходя в контакт с нефтеносной толщей, они изменяют свой состав, но их характерная особенность, содержание сернокислых солей, позволяет легко отличать их от собственно нефтяных вод. Для Бакинского района поверхностными водами являются воды террас древнего Каспия и озерные воды, насыщающие пески продуктивной толщи в местах их выхода на поверхность. Для Грозненского района водами поверхностными являются грунтовые, или подпочвенные, и речные воды, проникающие в пласты продуктивной толщи путем просачивания сверху вниз или непосредственным пропитыванием пористых пород продуктивной толщи в местах их выхода да поверхность. Для Эмбенского района имеют значение грунтовые воды, которые обладают большой соленостью и просачиваются в пласты, прикрывающ. продуктивную толщу. Воды, приуроченные к нефтеносной толще, или собственно нефтяные воды, характеризуются отсутствием сернокислых солей. Генезис этих вод для каждого района различен в зависимости от его геологического строения. Для Бакинского района наиболее минерализованные воды приурочены к свитам наиболее продуктивных нефтяных пластов. Такое залегание соленых вод, их однообразный химич. состав, вполне гармонирующий с однообразным литология. составом песчаноглинистой продуктивной толщи, их t°, близкая к t° содержащих эти воды слоев, дают основание рассматривать их как ископаемые, неразрывно связанные с содержащими их слоями. Эти ископаемые воды, иначе называемые первичными, могли сохраниться даже при сильн. складчатой дислокации,

какая имела место на Апшероне, в пластах продуктивной толщи; характерной особенностью последней является непостоянство разреза, выклинивание пластов, переход глин в пески и обратно и наличие замкнутых форм залегания песков. Глубинные в о-д ы—это гипогенные воды, поднимающиеся по трещинам с глубины и поступающие в пласты продуктивной толщи. Темп-pa этих вод выше £° слоев, в которые они проникают. Свойства их чрезвычайно разнообразны. В нефтяных месторождениях возможность встречи таких вод не исключена, однако во всех ныне эксплоатируемых нефтяных месторождениях Союза, повидимо-му, не приходится иметь дела с гипоген. водами. верхностна» бода.

Умеренно

I метаморфизованные /_r

^воды ‘[тонатние Мы

! зобан воды

J Met л содерж сульфатов Omcymc. сульфатов^о^^ Смешанные Рассолы боды

Фигура 3.

Отдельные типы вод в недрах нефтяных месторождений большей частью представляют собою смеси двух основных типов: поверхностных и первичных вод, причем оба типа могут подвергаться метаморфизму под действием углеводородов. В зависимости от степени участия отдельных компонентов и степени метаморфизации Дж. Ш. Роджерс дает такую классификацию В. н. м.: 1-я группа— нормальные воды с большим содержанием сульфатов, типичного атмосферного происхождения; 2-я группа—умеренно измененные воды с меньшим содержанием сульфатов, смеси с преобладанием атмосферных вод; 3-я группа — сильно измененные воды, практически не содержащие сульфатов. В последнюю группу входят: 1) карбонатные воды—атмосферного происхождения, 2) рассолы—соленые воды первичного происхождения. Группа нормальных вод характеризуется вторичной соленостью и отношением карбонатов к сульфатам меньшим 1; содержание в них щелочноземельных элементов м. б. значительное. Во второй группе, если преобладают атмосферные воды, обнаруживаются первичная щелочность, сульфатная соленость свыше 15% общей солености, отношение карбонатов к сульфатам от 1 до 15; щелочноземельных элементов меньше, чем щелочей. В случае преобладания первичных вод, во второй группе наблюдается: вторичная соленость, сульфатная соленость свыше 1% общей солености; щелочноземельных элементов меньше 10% всей реакционной емкости. В третьей группе карбонатные воды характеризуются первичной щелочностью свыше 50% общей солености и. сульфатной соленостью меньшей 15% ее, отношение карбонатов к сульфатам выше 15;

щелочноземельных элементов меньше 8 % общей реакционной емкости. Рассолы обладают вторичной соленостью; сульфатная соленость менее 0,5% общей солености;щелочноземельных элементов от 1 до 2%. На фигуре 3 дана диаграмма, показывающая соотношение нефтяных вод атмосферного и первичного происхождения и их метаморфизацию при приближении к нефтяной зоне.

Воды Бакинского района отличаются своеобразн. составом. Это—соляные рассолы. Преобладает составная часть NaCl. Кроме того найдены: СаС1₂, MgCl₂, А1₂С1₆, РеС1₂, NaBr, MgBr₂, JSTaJ, MgJ₂, Na₂C0₃, CaC0₃, MgC0₃, Sr, соли фосфорной кислоты, C0₂, H₂S, следы Li, В, соли жирных кислот и др. Характерной особенностью нефтяных вод является почти полное отсутствие сернокислых солей (табл. 1).

Анализы обнаруживают уменьшение минерализации со стратиграфии. глубиной. Как видно из анализа, хурдаланская вода, залегающая в нижнем отделе продуктивной толщи, обладает наименьшей минерализацией из всех буровых вод Бакинского района. Если просмотреть разрез продуктивной толщи во всех промысловых районах,то бросается в глаза зависимость минерализации вод от литологического состава пород. Наиболее минерализованные воды, с плотным остатком от 125,37 до 153,21 г на л, принадлежат Сураханам, Раманам и верхним слоям Биби-Эйбата, где в разрезах продуктивной толщи развиты глины, пески же играют подчиненную роль. На Апшеронском полуострове имеется еще более минерализованная вода из пластов, залегающих в кровле продуктивной толщи. Вода эта вытекает из скважин у дер. Кала. Ее плотность по в! 18°, при удельном весе 1,148. В середине толщи во всех районах пески преобладают, и здесь видны колебания плотного остатка от 79,22 до 41,30 г на л. Наконец, в Хурдалане, то есть в низах продуктивной толщи, имеются почти сплошные пески и вода с наименьшей минерализацией (плотный остаток—16,57 г).

Зависимость минерализации вод от лито-логич. состава пород дает основание высказать предположение о насыщении вод солями, содержащимися в глинисто-песчанистых слоях продуктивной толщи. Геотермии, наблюдения дали возможность установить существование воды с t°, близкой к £° слоев забоя скважин, а химический состав этих вод выяснил принадлежность их к одному и тому же типу вод. Имеются также воды с £°, превышающей t° слоев забоя скважин, а следовательно, притекающие по трещинам из глубины. Они менее минерализованы, чем предыдущие воды. С такими водами приходится иметь дело, наприм., на Биби-Эйбате, но, повидимому, они не гипогенного, а атмосферного происхождения, так как вся продуктивная толща Биби-Эйбата, залегающая на значительной глубине, выходит на расстоянии ок. 5 км на запад, близ горы Аташ-ка, наружу; атмосферные осадки, насытив здесь мощные пески продуктивной толщи,

Таблица 1.—А нал из типичных вод Бакинского района.

Глубина при отобрании пробы и результаты анализа	Вода Каспийского моря	Воды древненас верхние слои др.-касн. отлож. на Шиховом мысе	пийских террас нижние слои др.-касп. отложений—колодец Асадулаева между Сураха-нами и д. Бина	Вода серных ванн в Сураханах
Глубина в м..	поверхн.	6,4	12,8	13,6
Уд. вес..	1,0164	—	1,00361	—
Сухой остаток в гл.	13,810	26,9	6,664	11,074
С0₂ в г/л..	0,07998	—	0,091	10,1462
so, » » ..	2,526	2,35	С, 093	2,4859
Cl » » ..	5,361	13.9	2,6512	3,8424
CaO » » ..	0,4888	1,6	0,5	0,975
MgO » »..	1,2231	1,67	0,464	0,4358
Na_sO » » ..	—	—	2,0895	3,9445
H₂0 » » ..	—	—	0,0442	0,0587
Si0₂ » » ..	0,0032	—	0,012	—
Fe.O, + ΑΙ,Ο, в г/л.	0,0052	—	0,0055	0,033
NaCl + KC1 в г/л..	8,342

Глубина при отобрании пробы и результаты анализа

Воды из нефтеносной толщи верхним отдел о 3

о Д. к ©

Биби-Эйбат

• со

Сураханы

юЯ

«Й

ий

Ра маны о

Са-

бунчи

»о

. · *-^L<к Н* ·

о ί>>«ο

Бала-

ханы

g ю η ·

о нижи. отдел

ХУР-

далан

Глубина в .н. Температура.

Уд. вес.

Сухой остаток в г/л

СО в г/л.

SOs » ».

Cl » ».

CaO * *.

MgO » ».

Na₂0» *.

H₂0 * ».

S10₂ * *.

Fe₂0₃ + Al₂0₃ в г/л

FeO в гл.

H₂S * *.

NaCl + KC1 в г/л.

42,7

15°

1,0114

13,860

0,2363

6,4944

0,196

0,1301

6,9812

0,0691

0,025

0.0839 Следы (?)

322,0

29°

1,0866 125,37 0,1171 0

76 ,703 6,076 4,349 54,022 0,4502 0,0075 0,122

847,0

44,1°

1,0541

73,88

2,0764

41,737 0,554 0,4334 37,406 1,157 0,0475 0,018

484,3

0988

752

2505

,857

,8132

,006

,514

652,8

1,0893 133,71 0,0497 0

78,8375 6,266 1,4909

0,003

0,136

110,928

416,0

144,42

0,2845

84,294

7,375

3,9081

0,037

466,6

352,0

79.22

1,0976

45,965

0,87

1,1604

41,30

2,303

21,546

0,124

0,045

420,3

16,57 0,8803 0

8,4588

0,054

0,2631

0,0152

0,028

15,201

заполняют более пониженные места пластов на Биби-Эйбате и, под влиянием гидростатического давления, поднимаются по трещинам вверх, оставляя в местах выхода их на поверхность следы циркуляции в виде мощных натеков кальцита.

Из вод Бакинского района наиболее изученными являются воды Биби-Эйбата. Здесь установлены следующие водоносные горизонты: 2 горизонта поверхностных вод в террасах современного и древнего Каспия, 2 горизонта верхних вод в песках коренных пород, прикрывающих продуктивную толщу, и 35 водоносных горизонтов в собственно продуктивной толще до глубины 1 066,8 метров Из последних наиболее постоянны 11 горизонтов. Вода первых 4 горизонтов собственно продуктивной толщи относится к «сильно измененным водам горизонтов, прикрывающих продуктивную толщу; остальные горизонты, приуроченные к наиболее продуктивным пластам, относятся к первичным водам. В этих водах сернокислые соли совершенно отсутствуют. Содержание С1, Са и Mg с глубиной уменьшается, а содержание Н₂С0₃, Si0₂, Na и К увеличивается. Из анионов преобладающую роль играет С1, из катионов—Na. В табл. 2 приведены анализы пластовых вод. Воды верхних горизонтов обладают вторичной соленостью, которая постепенно уменьшается к XIII пласту и исчезает в XIV пласту, где появляется первичная щелочность, увеличивающаяся с глубиной. Эта щелочность в низах продуктивной толщи на Хорасанской и Бинагадинской площадях доходит до 50 %.

Гидростатическ. уровень вод Биби-Эйбата расположен на различной глубине—от 50 метров (от поверхности) во II пласту до 240 метров в IV пласту. В наиболее продуктивных пластах, от IV до XI, наинизший уровень— около 240 метров От XI пласта он начинает повышаться: так, в пластах XII и XII f уровень залегает на глубине 160 м, в пластах XIII — XIV — на 140 м, в XIV —на 130 метров и в XV—на 120 метров.

Воды Грозненских месторождений по их залеганию надо разделить на

Пласты	№ скважин И участков	Глубина в м	Уд. в.	Соленость в °Ве	1	л содержит в г			Свойства вод		по Пальмеру
					С1	со₂	СаО	MgO	соленость в %		щелочность В %
					С1	со₂	СаО	MgO	первичн.	вторичн.	первичн.	вторичн.
IV	19/48	322,2	1,0865	11,5	7,67	0,011	0,607	0,434	80,00	19,76		0,24
V	34/17	601,7	1,0820	10,9	7,47	0,038	0,37	0,58	80,24	18,94	—	0,82
VII	8/56	473,7	1,0774	10,4	5,86	0,033	0,413	0,136	87,10	12,00	—	0,90
X	11/56	529,1	1,0774	10,0	5,39	0,045	0,40	0,137	86,40	12,28	—	1,32
XII	30/XX	620,9	1,0637	8,5	5,39	0,069	0,17	0,07	93,74	4,26	—	2,00
хш	19/55	757,4	1,0651	8,7	5,40	0,107	0,602	0,08	95,16	1,74	—	3,10
XIII—XIV	29/ХХ	821,4	1,0595	8,0	4,80	0,152	0,06	0,11	94,66	0,48	—	4,86
XIV	9/XX	847,0	1,0541	7,5	4,17	0,207	0,055	0,043	92,60	—	4,18	3,22
XV J	55/ХХ	949,5	1,0370	5,1	2,7	0,292	0,017	0,019	85,16	—	13,12	1,72
AY 1	45/27	1 104,2	1,0290	4,1	1,92	0,392	0,009	0,014	75,24		23,26	1,40 :

две категории: 1) воды, залегающие в пластах, прикрывающих продуктивную толщу, то есть воды акчагыльских пластов, крипто-мактровых слоев и синдесмиевых мергелей,

2) воды продуктивной толщи, то есть спанио-донтелловых и чокракско-спириалисовых песчаников.

В Старо-Грозненском месторождении ак-чагыльские пласты содержат соленую и холодную воду на южном крыле антиклинали. На выходах они дают небольшие источники соленой воды на восточном и зап. концах антиклинали. Воды криптомактровых слоев также являются солеными. Трещиноватые синдесмиевые мергеля слабо водоносны на крыльях антиклинали. В спаниодонтелловых слоях имеются 4 верхних песчаника, которые в настоящее время являются водоносными почти по всей площади, за исключением небольшой части, соответствующей наибольшему поднятью складки, и северного крыла антиклинали. Все остальные спаниодонтелловые и чокракско-спириали-совые песчаники, от I до XVIII пласта, нефтеносны, но нефтеносность их приурочена только к центральным частям месторождения, то есть к сводовым частям антиклинали. На крыльях же и на погружении оси антиклинали нефтеносные горизонты становятся водоносными, давая вместо нефти так иазыв. синклинальную, или краевую, воду.

Воды Грозненских месторождений недостаточно изучены. Вследствие неправильной разработки месторождений многие пласты обводнены водами как верхними, так и нижними, и поэтому дать точный состав вод по пластам и глубинам их залегания не представляется возможным. Однако анализы изолированных вод XI и XIII пластов все же имеются (приведены в таблице 3).

Присутствие солей серной кислоты в XI пласте указывает на обводненность пласта синклинальной водой. Вода XIII пласта относится к типу ископаемых В. н. м. Гидростатич. уровень спаниодонтелловых вод колеблется ок. 192 метров на своде антиклинали, а на южных участках около 85,3 м, считая от устья скважин. Уровень спи-риалисовых вод для южных участков залегает на 416,0 метров Темп-pa вод Грозненского района спаниодонтелловых и спи-риалисовых слоев очень высока; так, в Соленой балке на глубине 874,8 метров получена вода с t° 80°, а на участке 42, скважина № 1, с глубины 548,3 м-из спириалисовой толщи получена вода с t° 78°.

В Ново-Грозненском месторождении отмечены водоносные горизонты: 1) в галечниках и песках, залегающих на небольших глубинах в подошве после-третичных отложений, воды пресны и сульфатны; 2) в сарматских и синдесмиевых слоях (нижний сармат) воды значительно· минерализованы; главная составная часть их—хлористый натрий; они содержат иод, жестки и бессульфатны; 3) в спаниодонтелловых слоях продуктивной толщи воды слабо минерализованы, обладают малой жесткостью, содержат сульфаты, имеют высокую· t° (ок. 90°), большой дебит и высокий гидростатич. уровень, вызывающий иногда вытекание воды через устье скважины. III спанио-донтелловый песчаник водоносен почти во всей площади. В остальных достигнутых бурением песчаниках, повидимому на крыльях антиклинали нефть замещается водой.

Таблица 3.—Анализы вод нефтяных месторождений.

Пластовые воды		Вода Май-	Вода Вере
Старо-Грозненского		копских	кейског о
района		промыслов
		промыслов
XI	XIII
19	114	В/42	—
1	38	2	3
742,5	1122,3	—	471,5
1,0064	1,0108 ·	—	—
3,95	10,80	7,88	71,10
(при 180°)	(при 180°)	(при 110°)
—	—	7,25	_
0,4048	2,4647	0,7872	39,7500
—	—	—	0.2400
—	0,0020	—	_
0,5262	—	—	0
0,8734 СВ. 1,7820	2,0100 св. 4,1820	j- 0,4064	0,1500
0,0185	0.0095	0,0048	2,3000
0,0199	Следы	0,4047	0,5400
1,7174	5.2182	3,6864	27,7800
—	—	0,0481	7,4300
—	—	—	0,0500 0,0100
—	—	—	0,0500 0,0100
0,0340	0,0100	0,0120	—
—	—	—	0,0400
0,0408	0,0296	0,0360	0,0200

Наименование данных

№ пласта.

№ участка.

№ скважины.

Глубина в .и.

Уд. вес.

Сухой остаток в г/л.

Остаток после прокаливания в г/л.

С1 в г/л.

Вт » ».

J » ».

SO_a » ».

со₂ » ·>.I

СаО * ».

MgO » ».

Na,0 » ».

К,О » ».

А1,Оа * ».

Fe.O, ·> »..

Fe₂0₂ + А1,0, в г/л.

NH, в г/л.

Si0₂ в г/л.

	к „			1	Л с	оде	р ж и т в		г		Свойство вод по Пальмеру
№	go eti Н д О К $ % а	Глубина скважины в м	С1	so.	со,	Na	Са	Mg	Fe₂0,+	SiOj	соленость в %		щелочность в %
пласта	go eti Н д О К $ % а	Глубина скважины в м	С1	so.	со,	Na	Са	Mg	+ AI2O3	SiOj	пер- вичн.	вто- ричн.	пер- вичн.	вто- ричн.
Верхняя вода	15/22	371,2	36,7945		0,72 0,729	19,77	0,92	0,8106	0,0236	0,1132	88,4	9,4		2,2
I	1/34	428,9	3,3775	—	0,72 0,729	2,639	0,0441	0,0446	0,0172	0,0284	79,6	—	15,6	4,8
II	1/74	484,3	0,3433 0,0517	0,3713	0.684	0,8841	0,0081	—	0,006	0,034	43,2	—	55,8	1,0
X	3/18	588,9	0,3433 0,0517	0,1564	0,4108	0,4161	0,0062	—	0,0252	—	25,6	—	72,8	1,6
XI	7/42	740.4	0,1127	0.2761	0.5625	0,6546	0,0265	0,0013	0,0066	0,0586	32,2	—	63.0	4,8
XIII	4/35	815,0	0,1212	0,2634	0,1949	0,3233	0,0267	—	0,0176	—	57,8	—	33,6	8,6
Горячеводский источник		-	0,0683	0,225	0,225	0,2813	0,008	Следы	0,003	0,058	46,8	—	50,0	3,2

Воды Эмбенского района сильно минерализованы (от 7 до 21° Βέ). По своей минерализации они напоминают воды Бакинского района, но с глубиной минерализация их увеличивается. Это увеличение находится в соответствии с геологическ. строением района. Продуктивные нефтяные горизонты двух получивших промышленное значение месторождений Доссора и Маната приурочены к свите слоев средней юры, подстилаемых толщей грубозернистых песков и галечника, мощностью около 170,7 λι; ниже последних залегает красноцветная толща мергелистых глин, подстилаемых в свою очередь отложениями гипса и каменной соли пермской системы. Эти последние отложения и являются первоисточниками минерализации вод, циркулирующих в месторождении. Тектоника района для такой циркуляции вод крайне благоприятна: район представляет собою ряд куполов с пологим залеганием пород, разбитых сбросами; по ских нефтяных промыслов. Здесь имеются три типа вод: пресная—верхняя, сероводородная—промежуточная, и углекислая—

Таблица 5.—Соленость вод Эмбенского района (в ° Βέ).

Нефтян. место-рождения Возраст	Доссор	Манат
Белый мел.	7
Сеноман.	10—11	—
Неоком.	—	8—9
Средняя юра I горизонт.	_	12
II ».	11	—
III ».	17	17
IV ».		21

нижняя. Пресная вода залегает в толще песков, подстилающих горизонт Нефтянских колодцев майкопской свиты с тяжелой нефтью. Эта толща мощных песков выходит на

Фигура 4.

сбросовым трещинам сильно минерализованная вода поднимается кверху и пропитывает встречающиеся на пути как пустые, так и нефтеносные пески на границе контура последних. Подходя к поверхности, соляные рассолы разбавляются поверхностными водами, поступившими в месторождение сверху, и в результате получается то распределение вод, какое имеет место в Эмбенском районе и какое показано в таблице 5 и на разрезах месторождения (фигура 4).

Из вод Ку бано-Чер поморского района лучше изучены воды Майкоп-

поверхность и питается атмосферными водами. Сероводородная вода залегает в основании горизонта Ширванских колодцев майкопской свиты, тоясе с тяжелой нефтью. Этот водоносный горизонт отделяется от лежащего выше нефтеносного песка небольшим прослоем глины. Углекислая вода приурочена к песчаным линзам пласта, залегающего в кровле горизонта темносерых битуминозных глин, которые покрывают линзы нефтяного пласта с легкой нефтью, залегающие на фораминиферовых глинах. Анализ воды этого пласта показан в таблице 3.

Воды месторождения Берекей залегают на глубине около 426,7 метров непосредственно над нефтяным фонтанным пластом и имеют <° ок. 51°. Воды эти обладают значительным дебитом и затрудняют эксплоа-тацию месторождения. По составу они относятся к типу вод с вторичной соленостью и характеризуются отсутствием сернокислых солей (смотрите табл. 3 и 6).

Таблица 6. —С войства воды месторождения Берекей по Пальмеру.

Соленость в %		Щелочность в %
первичная	вторичная	первичная	вторичная
90,4	8,6	-	1

Воды газового месторождения Дагестанские Огни, в котором можно предполагать присутствие нефти, залегают на небольшой глубине. Здесь имеются поверхностные воды, залегающие в песках нижних слоев древнекаспийск. террасы. Они обладают значительным дебитом, нормальной темп-рой и содержат сернокислые соли. Воды, выделяющиеся из газоносной толщи спириалисовых слоев, бессульфатны и имеют повышенную температуру, хотя и залегают на глубине 29,9 метров (смотрите табл. 7).

При разработке нефтяных месторождений от успешной борьбы с водой зависит и успех рациональной эксплуатации нефтяных пластов и возможность эксплуатации слоев газовых. Вода, поступившая в скважину из водоносных горизонтов, залегающих выше или ниже нефтяного пласта, препятствует извлечению из него нефти, оттесняя ее от забоя скважины. В зависимости от давления газа в пласте и степени его истощенности вода в большей или меньшей степени проникает в пласт, обводняет его и делает дальнейшую эксплуатю его затруднительной. Обводнение нефтяных месторождений в большинстве случаев является результатом нерациональной или хищнической разработки, когда проводят скважину без прочной изоляции пройденных водоносных горизонтов. В некоторых случаях обводнение является результатом естественного истощения нефтяных пластов, когда нефть в пласту постепенно замещается так называемым краевой, или синклинальной, водой. В таких случаях иногда для замедления надвигания воды возможно принятие некоторых мер, как, например, накачивание в пласт сжатого воздуха или газа. Присутствие в эксплоатируемых пластах значительных количеств воды обусловливает потерю большого количества нефти, которую вода может задержать в недрах,

потерю газа, выходящего из скважины, увеличение расходов на откачку, возможность оттеснения нефти на соседний, не затронутый эксплуатей участок и образования эмульсий, для выделения из которых нефти требуются иногда сравнительно значительные расходы. Т. о. разработка обводненного месторождения ложится тяжелым бременем на финансово-экономич. сторону предприятия, повышая себестоимость нефти.Примером сильно обводненных месторождений вследствие неправильной эксплуатации их могут служить старые площади Балахано-Сабунчи-Раманииского района. Ныне здесь, при годовой добыче в 3 млн. т нефти, приходится извлекать из недр ок. 30 млн. ж воды; уже один этот фактор сильно увеличивает себестоимость добычи нефти на этих площадях. Для успешной борьбы с водой в нефтяном месторождении должны быть точно установлены местоположения различных водоносн. горизонтов, и приняты меры при бурении скважин для прочной изоляции вод от нефтеносных и газовых пластов. Для предупреждения обводнения недр эксплуатю скважин необходимо производить осторожно, так как при резких колебаниях уровня жидкости в скважине обсадные трубы легко м. б. смяты или сломаны давлением воды в затрубном пространстве и воды могут проникнуть в нефтяной пласт. Особенно осторожной эксплуатации требуют скважины с забоем в нефтяных пластах, имеющих пластовую воду. При интенсивной эксплуатации пластовая вода может промыть пористую породу у забоя скважины и, образовав водяной запор, закрыть приток нефти в скважину.

Для некоторых нефтяных месторождений синклинальная, или так называемым краевая, вода является иногда, повидимому, главным фактором производительности скважины, т. к. она создает гидростатич. давление, под влиянием которого нефть притекает к забою при вскрытии скважиной пласта. Регулирование производительности таких скважин для более продолжителы-юй^х эксплуатации необходимо, так как форсирование ее может вызвать прорыв воды к забою и затопление ей пласта. Для повышения продуктивности скважин пользуются иногда напором воды, вызывая искусственное обводнение нефтяных пластов. Такой метод повышения продуктивности скважин применяется при разработке некоторых уже достаточно истощенных нефтян. месторождений в Америке (например Бредфордское месторождение), где по границам участков устраивают так называемым водяные заборы из особо проведенных сква-

Таблица 7.—Анализ вод месторождения Дагестанские Огни.

		§4	«	1	л содержит в				Свойства вод по Пальмеру
Пласт	et «	п О о О О			со,	Na	Са	Mg	соленость η О ^а /О		щелочность в %
	О ί» п	о^7-1и а о а	С1	so.	со,	Na	Са	Mg	пер- вичн.	ВТО- ричн.	пер- вичн.	вто- ричн.
Древнекасп. терраса.	14,0	42,692	28,3209	0,748	1,3466	15,2489	0,6256	0,3863	92,74	2,10		5,16
Спириалисовые газоносные слои	29,9	66,880	40,6849	Следы	0,4182	25,5611	0,2101	0,4239	96,10	2,7	-	1,2

жин, в которые накачивают воду. Поступая в пласт, вода гонит нефть к забою эксплоа-тационных скважин и увеличивает т. о. продуктивность скважин в несколько раз. Применение этого метода окончательно портит месторождение и возможно только при особом литологическом характере пласта и соответственных условиях его залегания.

Лит.: Абрамович М. В.,*Иеследование буровых вод в нефтяных скважинах, «Нефт. дело», Баку, 1912, 11·, Голубятников Д. В., Буровые воды Биби-Эйбата, «Труды Геологич. комитета», П., 1916, вып. 141; е г о ж е, Буровые воды нефт. месторошд. Бакинского района, «Нефт. и сланц. хоз.», Μ.—П., 1922, 7—8; его ж е, Берекейская нефтеносная площадь, «Изв. Геологич. комитета», СПБ, 1906, 7; М е-ликов А. А., Буровые воды и водоносность недр Биби-Эйбатекой бухты, «Аз. нефт. хоз.», Баку, 1926, в—7; Шульгин С. В., Промышленные горизонты Сураханск. района, там же, 1927, 1; Ульянов А., Водоносн. горизонты Бпнагадинских нефтеносных месторождений, там же, 1927, S; Апресов С.М., Сабун-чинская нефтеносная площадь, Баку, 1927; Сельски и В., О буровых водах Грозненской нефтеносн. площади, «Грози, нефт. хоз.», Грозный, 1922; С а х а-н о в А. Н. и Лучинский И. О., Буровые воды Грозненского района, «Нефт. и сланц. хоз.», М., 1924, 2;Линдроп Η. Т., Буровые воды Ново-Грозненского района, там же, 1925, 6; А н о с о в А., Минер, воды Майкопск. нефт. промыслов, «Аз. нефт. хоз.», Баку, 1925, в—7, 8—9; СкворцовВ. П., Эмбенские районы Доссор ίι Манат, «Нефт. хоз.», М.—Л., 1926, 8,5. 7; Амброз А. В., Подземные условия нефтяных месторождений, перевод е англ., М.—П., 1923; Роджерс Д. Ш., Химическое соотношение вод нефтяных месторождений, пер. с англ., Μ.—П., 1924; Суигарт Т. И., Бичер С. И. иДжердж X. С., Эксплоатация нефтяных месторождений, пер. с англ., Баку, 1926; Справочник по нефтяному делу, Сов. нефтян. пром., М., 1925; Holer Н., Das Was-ser in den Erdolgebieten, Das ErdOl, B. 2, Leipzig, 1909; Palmer Ch., The Geochemical Interpretation of Water Analyses, «U. S. Geological Survey», Washington. 1909, Bull. 479. Д. Голубятнинов.