Набухание - глинистый цемент
Cтраница 2
Если рассматривать механизм увеличения коэффициента вытеснения нефти путем ВГВ при набухании глин, то на микроуровне ( т.е. на уровн. Закачка газа и воды, вызывающая набухание глинистого цемента, изменяет соотношение размеров пор, и газ получает возможность поступать в те поры пласта, куда ранее проникала только вода. Таким образом, при нагнетании газа и пресной воды нефть вытесняется как газом, так и водой из большего числа пор, чем при совместной закачке газа и минерализованной воды, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения. [16]
В [21] рассмотрено влияние минерализации воды на процесс вытеснения нефти из пласта с глинистым цементом. Проведенный в [21] анализ показал, что набухание глинистого цемента приводит к изменению структуры пористой среды, а следовательно, к изменению ее основных фильтрационных характеристик. [17]
Необходимо отметить, что диаграммы относительных фазовых проницаемостей глинизированных песчаников БВ6 Локосов-ского и K) B. 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. [18]
Таким образом, процесс вытеснения нефти в низкопроницаемых полимиктовых песчаниках, сцементированных малонабухающим глинистым цементом, носит ярко выраженный поршневой характер, типичный для гидрофильных горных пород, насыщенных маловязкими нефтями. При сверхнизких проницаемостях ( меньше 0 01 мкм2) набухание глинистого цемента, наоборот, приводит к запиранию нефти в поровых каналах. Приведенные выше результаты по изменению фильтрационных характеристик коллектора от насыщения нефтью и водой и состава пород коллектора дают более полную картину притока нефти к забою скважин, а, главное, позволяют более объективно определить объем остаточных извлекаемых запасов в зоне отбора по добывающим скважинам и сложившиеся фазовые фильтрационные характеристики. Знание фильтрационной характеристики в зоне влияния добывающей скважины и остаточных извлекаемых запасов позволяет более объективно планировать и разрабатывать технологии интенсификации притока нефти со скважин или ограничения отбора попутной воды. [19]
Таким образом, процесс вытеснения нефти в низкопроницаемых полимиктовых песчаниках, сцементированных малонабухающим глинистым цементом, носит ярко выраженный поршневой характер, типичный для гидрофильных горных пород, насыщенных маловязкими нефтями. При сверхнизких проницаемостях ( меньше 0 01 мкм2) набухание глинистого цемента, наоборот, приводит к запиранию нефти в норовых каналах. Приведенные выше результаты по изменению фильтрационных характеристик коллектора от насыщения нефтью и водой и состава пород коллектора дают более полную картину притока нефти к забою скважин, а, главное, позволяют более объективно определить объем остаточных извлекаемых запасов в зоне отбора по добывающим скважинам и сложившиеся фазовые фильтрационные характеристики. Знание фильтрационной характеристики в зоне влияния добывающей скважины и остаточных извлекаемых запасов позволяет более объективно планировать и разрабатывать технологии интенсификации притока нефти со скважин или ограничения отбора попутной воды. [20]
Созданная модель не содержала глинистые минералы, которые обычно присутствуют в тех или иных количествах в низкопроницаемых коллекторах в реальных условиях в качестве цементирующего материала. Однако это дало возможность исключить эффект, связанный с набуханием глинистого цемента, и при выбранных параметрах модели пласта проводить опыты, изучая влияние состава закачанного водного раствора химреагента и его концентрации на приемистость модели. [21]
Рабочие жидкости при ГРП используют на углеводородной или водной основе. Они должны не снижать фильтрационные характеристики пласта, не вызывать набухание глинистого цемента пород, не образовывать осадки с флюидами и в то же время быть легкодоступными и дешевыми. [22]
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. [23]
Снижение продуктивности скважин происходит в процессе бурения в результате проникновения фильтрата глинистого раствора или самого глинистого раствора в пркзабойную зону лласта. При взаимодействии фильтрата глинистого раствора с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок. Также могут образоваться стойкие эмульсии и может снижаться фазовая проницаемость пород пласта для нефти. При контакте фильтрата глинистого раствора с породами происходит набухание глинистого цемента и закупоривание порового пространства. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта наблюдается и при эксплуатации нефтяных скважин. В связи с падением давления в призабойной зоне пласта происходит нарушение термодинамического равновесия в пластовой системе и из нефти выделяется свободный газ, снижается температура и происходит отложение парафина и асфальтосмоли-стых веществ в породах и трещинах пласта. [24]
 |
Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти Ки. [25] |
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта BCi6 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 к 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [26]
 |
Зависимость относительных фазовых проницаемостей для нефти Ля. [27] |
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта БС16 - 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 и 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [28]
Исследования ингибирующих добавок проведены на приборе Ярова-Жигача. Экспериментально установлено, что в водных растворах набухание глинистого цемента происходит интенсивно и достигает предела в течение первых 15 - 20 минут гидратации. [29]
При водонасыщенности 0 7 для Усть-Балыкского и 0 8 для Южно-Сургутского месторождений нефть практически не фильтруется. Этот фактор убедительно объясняет причину отсутствия притока нефти к ПЗП при значительном инфильтрате воды и конусообразовании воды в ПЗП. Проникшая вода обволакивает поры пласта водной фазой, резко изменяя фазовую проницаемость для нефти. Для низкопроницаемых глинизированных пластов ачимовской толщи и юры на характер фильтрации нефти и воды существенное влияние оказывает процесс набухания глинистого цемента при увеличении водонасыщенности пористой среды. Фильтрационные эксперименты, выполненные для области низких и сверхнизких проницаемостей на пористых средах пласта BCi6 22 Средне-Балыкского месторождения, показали, что с уменьшением газопроницаемости с 0 023 до 0 011 мкм2 точка равных относительных проницаемостей на фазовой диаграмме ( рис. 1.3, кривые 4 к 2) смещается влево, в сторону больших значений нефтенасыщенности. Наиболее вероятным объяснением данного факта является процесс набухания глинистого цемента, в результате которого происходит изменение структуры и поверхностных свойств капиллярных каналов. При этом в относительно крупных порах набухание глинистого цемента приводит к механическому отжиманию и вовлечению в процесс фильтрации дополнительной нефти. [30]
Страницы: 1 2 3