Рост - фильтрационное сопротивление
Cтраница 1
Рост фильтрационных сопротивлений обусловлен снижением водонасыщенности пористой среды в результате появления третьей фазы ( газа) и проявлением физико-химических процессов в пласте после закачки пены. При закачке раствора ПАВ в пористую среду происходит гидрофилизация породы в результате десорбции асфальтенов, межфазное натяжение на границе нефть - раствор ПАВ снижается. Все это создает предпосылки к диспергированию нефти ( образование эмульсии) и снижению проницаемости для воды. Появление газа в пористой среде приводит к более интенсивному эмульгированию нефти. В некоторых случаях вокруг газовых пузырей образуется нефтяная оболочка, стабилизирующая газовые включения. [1]
Третьим фактором, способствующим росту фильтрационных сопротивлений при закачке воды в пласты, является образование нерастворимых соединений при смешении нагнетаемой воды с пластовой. [2]
 |
Диаграммы геофизических исследований ( о нагнетательной скв. 1438а в профили приемистости пласта до ( б в после ( закачивания ПДС - А1С13. [3] |
МПа, что является косвенным подтверждением роста фильтрационных сопротивлений промытых водой высокопроницаемых пропластков за счет образования в пористой среде модифицированных ПДС. [4]
Совместная закачка воды и газа приводит к росту фильтрационного сопротивления в зоне пласта, охваченного воздействием, что, в свою очередь, увеличивает коэффициент охвата и, соответственно, нефтеотдачу пласта. [5]
Вторым фактором, который может приводить к росту фильтрационного сопротивления при закачке в пласт воды, является взаимодействие породы с нагнетаемой водой, отличной по составу от пластовой воды. Если в породах заводняемого пласта имеются глинистые минералы, набухающие или диспергирующиеся в пресной воде, нагнетание последней может сильно уменьшить проницаемость коллектора, что приведет к возрастанию фильтрационного сопротивления. [6]
Образование осадка в пластовых условиях оказывает существенное влияние на рост фильтрационного сопротивления пористой среды, следовательно, на увеличение коэффициента охвата пласта воздействием. [7]
Это позволяет считать, что выявленные во всех блоках изменения А по мере падения давления в залежи вызваны ростом фильтрационного сопротивления пород с пониженной проницаемостью, обусловивших возникновение начального градиента давления при фильтрации газа между различными частями залежи. [8]
Меньшее влияние загрязнения пласта на дебит скважин связано со снижением забойных давлений и увеличением депрессии на пласт после ремонта, компенсирующих рост фильтрационных сопротивлений в при-забойной зоне. [9]
 |
Зависимость показателей радиального вытеснения газоконденсатной смеси водой от времени /. [10] |
Постепенная стабилизация во второй период и дальнейшее уменьшение абсолютных значений расхода внедряющейся в залежь воды при возрастающих перепадах давления в водяной области обусловлено ростом фильтрационных сопротивлений для воды в заводненной зоне. [11]
Но при этом необходимо иметь в виду, что рост фильтрационных сопротивлений обусловлен не только обводнением отдельных про-пластков, но и выпадением конденсата в призабойной зоне скважин и другими факторами. При меньшем увеличении коэффициентов скважины относятся к первой группе, а при большем - к третьей. [12]
Но при этом необходимо иметь в виду, что рост фильтрационных сопротивлений обусловлен не только обводнением отдельных пропластков, но и выпадением конденсата в призабой-ной зоне скважин и другими факторами. Условно можно считать, что если коэффициенты А и В возросли более чем в 1 5 раза, то скважины относятся к категории обводняющихся. [13]
Для нагнетательных скважин должны использоваться гидрофильные ингибиторы коррозии ( типа Акор-21) вместо гидрофобных ( типа Акор-22), даже если температура на забое превышает 100 С. Нагнетанием холодной воды температура может быть снижена до той, при которой ингибитор коррозии становится эффективным, предотвращая рост фильтрационных сопротивлений в результате прилипания к породе гидрофобных пленкообразующих ингибиторов. Для нагнетательных скважин необходимо увеличивать содержание НС1 ( до 20 - 28 %) в зависимости от литологии коллектора, так как благодаря высокой водонасыщенности обрабатываемой зоны происходит разбавление нагнетаемого кислотного раствора. Для предотвращения блокировки нагнетательных скважин после обработки большими объемами кислотных растворов повышенной концентрации рекомендуется немедленно переводить их под закачку и не допускать дренирования, которое может затянуться и вызвать отложение продуктов реакции в прилегающей к скважине зоне пласта. [14]
С этой целью в 1980 - 1985 гг. был разработан принципиально новый метод получения водоизолирующей массы в пластовых условиях, основанный на взаимодействии полимеров с флокули-рующими свойствами с дисперсными частицами горных пород, позволяющий избирательно ограничивать движения вод в обводненных зонах продуктивного пласта. Рост фильтрационного сопротивления дренированных высокопроницаемых зон нефтеводонасыщенного коллектора при обработке полимердисперсной системой, состоящей из частично гидролизованного полиакри-ламида и глинистых частиц, приводит к увеличению коэффициента охвата продуктивного пласта воздействием. Причем с увеличением неоднородности коллектора и объема закачиваемой оторочки ПДС коэффициент нефтеотдачи повышается. Внедрение комплекса технологий, основанных на изменении фильтрационного сопротивления обводненных зон коллектора с применением ПДС и различных химреагентов, позволило извлечь дополнительно на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири и других регионов миллионы тонн нефти. [15]
Страницы: 1 2