Набухание - глинистый цемент
Cтраница 1
Набухание глинистого цемента является результатом массообмена между глинистыми минералами и находящимися в воде ионами металлов и приводит к изменению структуры пористой среды, а следовательно, к изменению ее основных фильтрационных характеристик. При уменьшении минерализации или изменении ионного состава фильтрующейся воды возможны уменьшение проницаемости коллектора в десятки раз, увеличение объема глинистого цемента в несколько раз и диспергирование глинистых минералов. Набухание глин определяется типом глинистых минералов. [1]
Проникновение фильтрата зачастую приводит к набуханию глинистого цемента коллектора, осложнениям при освоении скважин и снижению в последующем их производительности. Глубина проникновения фильтрата и промывочной жидкости в пласт, а также ее количество, при прочих равных условиях, в значительной степени определяются перепадами давлений в процессе его вскрытия. Следует отметить, что значительные знакопеременные перепады давлений способствуют проникновению фильтрата в пласт и образованию в нем стойких водонефтяных эмульсий. [2]
Переход на закачку воды, вызывающей набухание глинистого цемента, меняет динамику этих показателей: дебиты жидкости и нефти начинают резко падать. [3]
Отмеченное связано в первую очередь с набуханием глинистого цемента при увеличении водонасыщенности в процессе заводнения. [5]
Как видно из рис. 5.5.5, учет набухания глинистого цемента породы-коллектора снижает дебиты скважин, растягивает сроки разработки, за счет отключения резко обводнившихся скважин добыча жидкости мало отличается от добычи нефти. [6]
Отмеченное обстоятельство связано в первую очередь с набуханием глинистого цемента при увеличении водонасыщенности в процессе заводнения. Вследствие этого происходит отжимание капиллярно-защемленной нефти в активную зону фильтрации и расширяется область совместной фильтрации нефти и воды. [7]
Для поиска эффективных технологий глиностабилизации, снижающих отрицательные последствия набухания глинистого цемента, были проведены лабораторные экспериментальные исследования. [8]
Для количественной оценки влияния минерализации воды и закачки реагентов на набухание глинистого цемента были проведены исследования процесса набухания бентонита в растворах различных реагентов, применяемых в технологиях повышения нефтеотдачи. Для экспериментов использовался прибор Жигача-Ярова модификации УфНИИ, позволяющий определять зависимость коэффициента набухания k от времени. На рис. 43 показаны некоторые кривые набухания бентонитовой глины в растворах с концентрацией 0 5 % масс, а в табл. 4.2 - предельные значения коэффициента набухания k №, соответствующие завершению процесса. [9]
Проведенные на водочувствительных кернах эксперименты показали, что, благодаря набуханию глинистого цемента, существенно повышается коэффициент вытеснения. [10]
Как видно из рис. 7.1.4, закачка в слоисто-неоднородный гли-носодержащий пласт воды, вызывающей набухание глинистого цемента в призабойной зоне добывающей скважины, приводит к наблюдаемому в промысловых условия резкому падению деби-тов по жидкости и нефти при обводнении добывающей скважины. Динамика обводнения в этом случае характерна для кинжального прорыва закачиваемой воды в добывающие скважины. [11]
С моделированием условий вскрытия малопроницаемых коллекторов ( 10 - 15) 10 - 3мкм2 Ямбургского ГКМ было установлено, что снижение коэффициента набухания глинистого цемента коллектора в два раза ( с 0 7 до 0 34) сопровождается пропорциональным увеличением показателя восстановления естественной проницаемости. [12]
Бурение скважин на глинистом буровом растворе, подземные ремонты с применением жидкостей глушения на водной основе, эксплуатация скважин с закачкой несовместимых с глинами водных растворов химических реагентов приводит к уменьшению продуктивности из-за набухания глинистого цемента, кольматации стенок скважин глинистой коркой. Вследствие чего, фактическая производительность таких скважин может быть в несколько раз ниже потенциальной. [13]
 |
Зависимость коэффициента вытеснения нефти водой и остаточной нефтенасыщенности SH. OCT. от проницаемости К глинизированного песчаника пласта BCie-22 Средне-Балыкского месторождения. [14] |
Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта BCie-22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением проницаемости для газа с 23 3 - 10 - 3 до 10 4 - 10 - 3 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме смещается в сторону больших значений нефтенасыщенности. По-видимому, данное явление обусловлено набуханием глинистого цемента, в результате которого изменяются структура и поверхностные свойства капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [15]
Страницы: 1 2 3