Формы изображения химического состава вод, правила их химического наименования. Химическая классификация вод по В.А.Суслину

Воды нефтяных месторождений характеризуются: 1) повышенной минерализацией; 2) присутствием в составе вод хлоридов кальция и натрия или гидрокарбонатов натрия; 3) отсутствием сульфатов или весьма незначительным их содержанием; 4) повышенным содержа­нием ионов J, Br, NH₄; 5) часто присутствием H₂S; 6) наличием в во­де солей нафтеновых кислот; 7) наличием в воде растворенных угле­водородных газов.

Формирование подземных вод связано с проникновением воды в земную кору с поверхности в капельно-жидком виде или в виде водяного газа, затем конденсирующегося под землей в воду. В фор­мировании подземных вод участвуют также и воды, захороненные в морских осадках и затем преобразованные при диагенезе осадков.

Условия формирования различных типов вод весьма разнооб­разны и характеризуются: 1) взаимодействием вод и горных пород; 2) взаимодействием вод с нефтью и газами; 3) воздействием на воды микробиологических процессов; 4) различными геологическими фак­торами — литолого-физическим составом пород и их коллекторскими свойствами, тектоникой, температурными условиями и т. д.

Обычно в водах газонефтяных месторождений содержатся сле­дующие компоненты:

1. Ионы растворимых солей — а) анионы: ОН", Cl^- , SO₄^--_,
СО₃^--, HCO₃^-; б) катионы: Н⁺, К⁺, Na⁺, NH₄⁺, Mg^{+ +} , Ca^{+ +} , Fe^{+ +} ,
Mn^{+ +} .

2. Растворимые ионы микроэлементов: Br ^-, J^-, B^{+ + +} , Sr^{+ +} .

3. Коллоиды: SiO₂, Fe₂O₃, A1₂O₃.

4. Газообразные вещества: СО₂, H₂S, CH₄, H₂, N₂.

5. Органические вещества — нафтеновые кислоты и их соли.
Существуют три основные формы выражения химического анализа воды.

1. И о н н а я форма, при которой химический анализ воды выражается в виде весовых количеств отдельных ионов (обычно в миллиграммах или граммах на 1 л воды), образующихся вследствие диссоциации растворенных в воде солей. Соединения, не диссоции­рующие в воде (кремний, железо, алюминий), присутствуют в ней в виде коллоидов и выражаются окислами. Ионная форма выраже­ния анализа широко распространена и является исходной для полу­чения других форм.

2. Эквивалентная форма изображения состава вод основана на том, что ионы реагируют между собой не в равных весовых количествах, а в определенных соотношениях, зависящих от их атомного (или молекулярного) веса и валентности. Таким об­разом, различные ионы соединяются один с другим в строго опре­деленных весовых соотношениях, определяемых их эквивалентными весами. Эквивалентньш весом называется отношение атомного или молекулярного веса иона к его валентности. Например, для иона

Na⁺ эквивалентный вес составит 23/1 = 23, для Са⁺⁺ - 40/2 = 20,

для SO₄^-- - 96/2 = 48, для Сl^- - 35.5/1 = 35,5 и т. д. Тогда на каж­дые 23 весовых единицы иона Na⁺ требуется 35,5 весовых единицы иона С1^-, 48 весовых единиц иона SO₄^-- ; на 20 весовых единиц иона Са⁺⁺ требуется 48 весовых единиц иона SO₄^-- и т. д.

Для перехода от весовой ионной формы анализа к эквивалентной форме необходимо содержание иона, выраженное в мв (или в г) на 1 л воды, разделить на величину эквивалента иона или, вычислив предварительно величину, обратную эквивалентному весу и назы­ваемую переводным коэффициентом, умножить весовое значение иона на этот коэффициент.

В результате такого перехода от ионной формы к эквивалентной получают содержание ионов в мг-экв (миллиграмм-эквивалентах) или в г-экв на то же количество воды. Например, содержание иона Na⁺, равное 46 мг/л воды, в эквивалентной форме будет равно 46/23 = 2 мг-экв; для SO₄^-- — при содержании в воде 144 мг/л будет 144/48 = 3 мг-экв и т. д.

Если содержание какого-либо иона выражают в эквивалентной форме, то перед символом иона ставят знак г (реагирующая величина), например гС1^-, гСа⁺⁺ и т. д.

3. Процент-эквивалентная форма изображе­ния состава вод показывает относительную долю (в процентах), занимаемую разными ионами во всей ионно-солевой массе, содер­жащейся в воде. При пересчете анализов в процент-эквивалентную форму сумма всех ионов, взятых в эквивалентной форме, принимается за 100%:

Следовательно, сумма анрюнов и сумма катионов каждая порознь, составляет 50%-экв.

Содержание каждого иона в процентах вычисляют от общей суммы мг-экв (∑г) следующим образом. Например: rCa = (rCa/∑r)*100%

Процент-эквивалентная форма выражения анализа получила большое распространение, так как она наглядно представляет ион­но-солевой состав воды, соотношения между ионами и позволяет

Классификация В. А. С у л и н а. В классификации Сулина, получившей в последние годы широкое признание, природ­ные воды подразделяются на четыре типа по характерным соотно­шениям между главнейшими ионами и затем на группы и подгруппы по преобладанию различных анионов и катионов. Характерные отношения между ионами, положенные в основу классификации, выражаются тремя коэффициентами, названными Сулиным «гене­тическими»:

rNa/ rCl; (rNa – rCl)/ rSO₄ ; (rCl—rNa)/rMg.

При помощи этих коэффициентов выделяются четыре генетиче­ских типа вод (табл.). Типы называются генетическими потому,

что они приблизительно отвечают определенным обстановкам фор­мирования и существования природных вод.

Преимущество классификации Сулина заключается в ее достаточ­ной детальности. Эта классификация в значительной мере позволяет, исходя из химизма воды, определить природную обстановку ее су­ществования. Несмотря на имеющиеся некоторые недостатки, клас­сификация В. А. Сулина заслуженно пользуется широким распро­странением и обычно применяется в геолого-промысловой практике вместе с характеристиками Ч. Пальмера.

5. Проницаемость горных пород. Закон Дарси.

Проницаемостью горной породы называется способность её пропускать жидкость или газ. Одни породы (например, некоторые глины) могут иметь большую пористость, но малую проницаемость, другие (например, известняки), наоборот, малую пористость, но высокую проницаемость. Между пористостью и проницаемостью нет функциональной зависимости.

Проницаемость определяется размером пор. Почти все осадочные породы, например; пески, песчаники, конгломераты, известняки, доломиты, - в большей или меньшей степени проницаемы. Однако глины, плотные известняки и доломиты, несмотря иногда на значительную пористость, проницаемы только для газа и то при весьма значительных градиентах давления. _ Это обусловлено малыми (субкапиллярными) размерами пор, в которых не происходит движения жидкости и даже газа.

Проницаемость пород - способность фильтровать жидкости и газы при перепаде давления. Абсолютной называется проницаемость, наблюдающаяся при фильтрации через породу одной какой-либо жидкости (нефти, воды) или газа при полном насыщении пор этой жидкостью или газом. Обычно абсолютная проницаемость измеряется по воздуху (азоту) или по газу, или по газу, чтобы избежать влияния жидкостей на структуру порового пространства (отложений парафина, разбухания глин в воде и т.д.). В природных условиях поры, как правило, насыщены двумя или тремя компонентами ( фазами) одновременно (нефть - газ, вода - газ, или вода -нефть - газ). Фазовой или эффективной называется проницаемость, определённая для какого-либо одного из компонентов при содержании в порах других сред. Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью.

Абсолютную и фазовую проницаемость кернов горных пород определяют по закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкостей и газов в пористой среде при

плоскопараллельном потоке пропорциональна перепаду давлений и обратно пропорциональна динамической вязкости:

где v - скорость линейной фильтрации; Q - объёмный расход жидкости через породу; F -площадь фильтрации (площадь сечения образца породы); к - коэффициент пропорциональности, который принято называть коэффициентом проницаемости породы; ц -динамическая вязкость фильтрующейся фазы; р, и р₂ - соответственно давление на входе и выходе из образца породы длиной L.

В случае фильтрации газа объёмный его расход Q при среднем давлении рпо длине
образца составит

где Qo - расход газа при атмосферном давлении р₀.

Величины, входящие в формулу, имеют размерности: [L] = м; [F] = м²; [Q] = м7с; [р] = Н/м²; [и] = Па-с. Тогда [к] = м², т.е. проницаемостью в 1м² обладает пористая среда, при фильтрации через образец которой площадью поперечного сечения 1м² при перепаде давления 1 Па на 1м длины расход жидкости вязкостью 1 Па*с составляет 1м³/с.

Проницаемость пород высока, если она измеряется единицами квадратных микрометров. Пласты многих газовых и нефтяных месторождений сложены породами, проницаемость которых изменяется в широких пределах - от десятков до нескольких сот квадратных микрометров. Промышленные притоки газа можно получить (например, после проведения мощных гидроразрывов или крупных взрывов в пластах) при проницаемости пород в десятые и сотые доли квадратных микрометров.