Cтраница 2
По поводу степени смешения фильтрата с пластовой водой в продуктивных пластах имеются различные мнения. Одни авторы считают маловероятным существенное изменение минерализации фильтрата в зоне проникновения, другие придерживаются противоположной точки зрения, особенно применительно к высоководонасыщенным пес-чано-алевролитовым породам. [16]
Во время подъема керна из скважины на поверхность из него частично удаляется нефть за счет энергии расширения растворенного газа. Таким образом, остаточная нефтенасыщенность керна, отобранного при промывке скважины водным глинистым раствором, при совпадении минерализации фильтрата раствора и воды в керне, характеризует вытеснение нефти из коллектора водой и выделяющимся в последующем из нефти газом. Специально поставленными опытами [143] установлено, что дополнительно вытесняется из керна при разгазировании от 0 9 до 3 % нефтп, в среднем 2 % от начальной нефтенасыщенности. [17]
Следовательно, эта возможность присуща только кривым w / ( т), построенным по результатам анализа керна, отобранного в случае применения раствора на нефтяной основе. Использование керна, отобранного на водном растворе, для рассматриваемой здесь цели возможно при промывке керна в процессе отбора фильтратом раствора и наличии данных о минерализации фильтрата, погребенной воды и воды в керне. Следовательно, литологические разности с минерализацией воды, совпадающей с минерализацией фильтрата раствора, представляют в данном случае эффективную нефтенасыщенную мощность. Наименьшая величина емкости пород и проницаемости этих литологических разностей является искомой границей, при которой фазовая проницаемость коллектора для нефти в условиях водонапорного или упруго-водонапорного режима больше нуля. Найденная таким путем эффективная нефтенасыщен-ная мощность, как уже упоминалось выше, не тождественна мощности коллектора, описываемой профилями притока или поглощения. Она обычно больше последних, так как неполный охват коллектора по данным притока и поглощения обусловлен дополнительно гидродинамическим несовершенством скважин вследствие загрязнения лризабойной зоны пласта и других факторов ( см. гл. [18]
Для снижения структурно-механических показателей раствор обрабатывают лигносульфонатами, иногда в сочетании с хроматами. Показатель рН регулируют добавками гидроокиси калия. Минерализацию фильтрата контролируют методом высушивания или по плотности фильтрата. Содержание калия определяют по одной из известных методик, количество К. [19]
Амплитуда аномалии Д С / сп потенциалов собственной поляризации в различных пластах определяется обычно относительно базисной линии глин, причем положение этой линии может быть непостоянным. Если минерализация пластовой воды выше минерализации бурового раствора, аномалия ДЕ / СП отрицательная, при обратном соотношении минерализации она имеет положительный знак. При равенстве минерализации фильтрата бурового раствора и пластовых вод аномалия Д сп в пласте отсутствует. [20]
При этом В практически не изменяется ( эффективность понизителя водоотдачи достаточна), Т, TO, CHC - jg, Кс увеличиваются, ц не возрастает, / Ст не уменьшается, Ям не возрастает. Если деструкция вызвана нагревом, то минерализация фильтрата остается неизменной. При действии электролитов состав фильтрата меняется. [21]
Следовательно, эта возможность присуща только кривым w / ( т), построенным по результатам анализа керна, отобранного в случае применения раствора на нефтяной основе. Использование керна, отобранного на водном растворе, для рассматриваемой здесь цели возможно при промывке керна в процессе отбора фильтратом раствора и наличии данных о минерализации фильтрата, погребенной воды и воды в керне. Следовательно, литологические разности с минерализацией воды, совпадающей с минерализацией фильтрата раствора, представляют в данном случае эффективную нефтенасыщенную мощность. Наименьшая величина емкости пород и проницаемости этих литологических разностей является искомой границей, при которой фазовая проницаемость коллектора для нефти в условиях водонапорного или упруго-водонапорного режима больше нуля. Найденная таким путем эффективная нефтенасыщен-ная мощность, как уже упоминалось выше, не тождественна мощности коллектора, описываемой профилями притока или поглощения. Она обычно больше последних, так как неполный охват коллектора по данным притока и поглощения обусловлен дополнительно гидродинамическим несовершенством скважин вследствие загрязнения лризабойной зоны пласта и других факторов ( см. гл. [22]
Для повышения структурных показателей раствор обрабатывают смадом ( 30 - 50 кг / м3), либо ПУЩР ( 10 - 20 кг / м3), либо глинистой пастой ( продиспергированной в пресной воде) и кальцинированной содой. Показатель рН регулируют вводом каустической соды. Вязкость и СНС снижают добавкой рассола. В процессе разбуривания соленосных отложений контролируют минерализацию фильтрата. [23]
Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависимости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, величины пластового давления и типа бурового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследования на совместимость перфорационной жидкости с породой пласта, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами. При любой категории пород и любом пластовом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов ( из-вестково-битумных, инвертных, эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только углеводородные жидкости без твердой фазы. При нормальных и аномально высоких пластовых давлениях, если продуктивные породы вскрывались растворами на водной основе, то в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного забойного давления, то выше интервала перфорации закачивают буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии, с разделительной буферной пачкой. [24]
Выбор перфорационной жидкости осуществляется в зависимости от категории продуктивных пород, физических свойств пластовых флюидов, значения пластового давления и типа бурового раствора, применявшегося при первичном вскрытии продуктивных пород. Для правильного выбора перфорационной жидкости рекомендуется проводить лабораторные исследования на совместимость перфорационной жидкости с породой пласта, насыщающим ее фильтратом бурового раствора и пластовыми флюидами. При любой категории пород и любом пластовом давлении, если продуктивные пласты вскрывались с использованием углеводородных буровых растворов ( известково-битумных, инверт-ных, эмульсионных), то в качестве перфорационной среды должны быть использованы только углеводородные жидкости без твердой фазы. При нормальных и аномально высоких пластовых давлениях, если продуктивные породы вскрывались растворами на водной основе, выбранными согласно РД 39 - 2 - 772 - 82, в качестве перфорационных сред следует применять водные растворы солей, не содержащие твердой фазы, минерализация которых должна быть не менее минерализации фильтрата бурового раствора. Если плотность выбранного водного раствора солей не обеспечивает достаточного забойного давления, то выще интервала перфорации закачивают буровой раствор, применявшийся при первичном вскрытии, разделительной буферной пачкой. [25]
Вопросу влияния солей на электропроводность глинистых и безглинистых растворов посвящено большое количество работ. Так, в работе [2] на основе положений теории электролитической диссоциации показано, что с увеличением концентрации ( С) солей удельное электрическое сопротивление ( р) уменьшается, чем выше ( С), тем менее интенсивно уменьшение. Эта способность связана с уменьшением подвижности ионов при высокой концентрации, а для солей слабых кислот - с уменьшением степени диссоциации. При одинаковом содержании в воде КС1, CaSO4, СаС1г и NaCl электрические сопротивления растворов различаются - незначительно, но изменение минерализации вод от 0 01 до 1 г / л приводит к изменению удельного сопротивления вод на несколько порядков. Исследованиями по учету влияния объема и скорости фильтрации на электрическое, сопротивление зоны проникновения для растворов, минерализация фильтрата которых меньше, чем у пластовых вод, установлено 131, что размеры промытой зоны за счет перемещения солей из переходной части зоны уменьшаются во времени, причем скорость ее уменьшается в пропластках мощностью до 5-см и составляет в первые двое суток сотые доли. Примечательно, что с увеличением содержания соли в буровом растворе закономерность уменьшения сопротивления отличается от таковой для водных растворов в области высоких концентраций. Эта особенность объясняется [4] влиянием провЪдимости, обусловленной и глинистой фазой. В работе [5] изучалось р растворов легкодиссоциирующих солей NaCl, СаС1а, MgCl2, CaSO4, A12Q3 и FeQ2, уменьшающих набухание глин, и сделан вывод, что наименьшая закупорка происходит при определенной концентрации солей. Увеличение или уменьшение концентрации солей сказывается на гидратации глин и соответственно на величину коэффициента закупорки. [26]