Значительное снижение - проницаемость
Cтраница 3
На вынос механических примесей из забоя скаажин оказывают влияние следующие причины: неправильное определение интервала перфорации; завышение депрессии при освоении и эксплуатации скважин; повсеместное применение при ремонтных работах в качестве промывочной жидкости воды, не обработанной специальными химическими реагентами и вызывающей значительное снижение проницаемости при-забойной зоны; появление в продукции скважины пластовой воды. [31]
При этих операциях динамические репрессии на пласт, особенно при спуске колонны бурильных, обсадных труб более чем в 1 7 раза превышает статическую репрессию столба бурового раствора в скважине. Многократное попеременное вытеснение нефти фильтратом бурового раствора приводит к значительному снижению проницаемости ПЗП. [32]
При этих операциях динамические репрессии на пласт, особенно при спуске колонны бурильных, обсадных труб, более чем в 1 7 раза превышают статическую репрессию столба бурового раствора в скважине. Многократное попеременное вытеснение нефти фильтратом бурового раствора приводит к значительному снижению проницаемости ПЗП. [33]
Установлено, что щелочные растворы ШЛ фильтруются в пористой среде без значительного снижения проницаемости породы. Обработка пористой среды, насыщенной минерализованной водой, щелочным раствором лигнина и полимерных добавок приводит к значительному снижению проницаемости пород. Резкое снижение проницаемости водопроводящих пропластков вплоть до их полной закупорки происходит при концентрациях лигнина в растворах около 5 % и выше и значительном содержании полимера в смеси. [34]
Особое внимание должно уделяться обработкам, проводимым в песчаниках и песках с низким содержанием кварца и в скважинах с очень высокой забойной температурой. Кислотные обработки в таких случаях со стандартными составами могут привести даже к значительному снижению проницаемости в результате осаждения двуокиси кремния. Хорошие результаты при этом могут дать снижение концентрации плавиковой кислоты и введение допромывочных и послепромывочных растворов. [35]
Разработка продуктивных пластов системой скважин ведет в условиях неоднородных пластов к образованию застойных зон между скважинами ( в том числе и в высокопродуктивных пластах), обусловленному гидродинамикой процессов вытеснения и распределением поля давлений в системе скважин. В таких измененных геолого-промысловых условиях разработки высокопродуктивных пластов основным условием повышения эффективности их эксплуатации становится значительное снижение проницаемости обводненных наиболее проницаемых прослоев пласта с тем, чтобы направить закачиваемую воду в менее проницаемые малообводненные прослои, а также изменить распределение поля давлений с целью охвата заводнением застойных зон. [36]
Опыты показали, что при снятии глинистой корки с образца и повторной фильтрации проницаемость закольматированной зоны уменьшается до предельных значений 0 012 - 0 015 мкм2 и остается неизменной независимо от начальной проницаемости кернов и последующих циклов кольматации. Следовательно, удаление глинистой корки с поверхности пород коллектора в среде бурового раствора приводит к значительному снижению проницаемости приствольной зоны за счет резкого увеличения кольматации пород при повторном формировании корки. [37]
При вскрытии продуктивного пласта нарушается упругое равновесие пород вокруг ствола скважины. При этом изменяются структура порового пространства и прочностные характеристики пласта, что может привести к значительному снижению проницаемости призабойной зоны пласта и дебита газа. [38]
Интересно, что с появлением в пористой среде газовой фазы по-ровые каналы закупориваются весьма эффективно. В этом смысле появление газовой фазы в потоке нежелательно, так как это может привести к значительному снижению проницаемости пласта. При охлаждении пласта ниже температуры начала кристаллизации парафина кристаллы последнего возникают как непосредственно на зернах породы, так и в центрах кристаллизации, содержащихся в объеме нефти. Обращает на себя внимание тот факт, что такие кристаллы не могут заполнить поровый объем, если в зону охлаждения не будут поступать новые порции нефти. Кольматация межпоровых каналов происходит лишь в результате постепенного накопления привносимыми потоком твердыми частицами. Возникшие кристаллы парафина сравнительно легко отрываются потоком ( рис. 1.17) и перемещаются в другие области пласта, где они и могут создать проблему снижения приемистости пласта в целом. [39]
Интересно, что с появлением в пористой среде газовой фазы по-ровые каналы закупориваются весьма эффективно. В этом смысле появление газовой фазы в потоке нежелательно, так как это может привести к значительному снижению проницаемости пласта. При охлаждении пласта ниже температуры начала кристаллизации парафина кристаллы последнего возникают как непосредственно на зернах породы, так и в центрах кристаллизации, содержащихся в объеме нефти. Обращает на себя внимание тог факт, что такие кристаллы не могут заполнить поровый объем, если в зону охлаждения не будут поступать новые порции нефти. Кольматация межпоровых каналов происходит лишь в результате постепенного накопления привносимыми потоком твердыми частицами. Возникшие кристаллы парафина сравнительно легко отрываются потоком ( рис. 1.17) и перемещаются в другие области пласта, где они и могут создать проблему снижения приемистости пласта в целом. [40]
 |
Сопоставление кривых зависимости фазовых проницае-мостей от насыщенности жидкостью порового пространства несцементированных песков, песчаников, известняков и доломитов. [41] |
Следовательно, как только изменится насыщенность породы одной фазой, меняется проницаемость для другой фазы. Так, рост содержания свободного газа в жидкости ( в том числе и в нефти) приводит к значительному снижению проницаемости для жидкости и к еще более значительному росту проницаемости для газа. Здесь на вертикальной оси отложены значения относительной проницаемости для жидких и газовых фаз, а на горизонтальной оси отложена насыщенность S пористой среды жидкой фазой в процентах от полного насыщения породы одной жидкой фазой. [42]
Промысловая практика показала, что в зависимости от литологичес-ких особенностей породы, репрессии и времени ее воздействия величина проникновения в пласт частиц глины, цемента и других веществ может иметь протяженность до нескольких десятков метров. В результате этого, по данным многочисленных исследований скважин на месторождениях Пермской области и других районов, может происходить значительное снижение проницаемости, а для глинистых низкопродуктивных коллекторов почти полностью прекратится фильтрация нефти. [43]
Установлено, что в результате проникновения фильтрата в пласты, содержащие глины, происходит набухание глинистых частиц, вызывающее уменьшение поровых каналов в призабойной зоне. Отрицательное воздействие фильтрата на пласт может быть вызвано образованием устойчивых водонефтяных эмульсий, которые в ряде случаев приводят к значительному снижению проницаемости призабойной зоны, или зон остаточной поро-вой воды, удерживаемой в пласте капиллярными силами; эти зоны препятствуют продвижению пластовой жидкости в скважину. При контакте фильтрата с пластовыми жидкостями в результате реакций могут образовываться нерастворимые осадки солей, которые приводят к частичному или полному перекрытию поровых каналов пласта. [44]
Наибольшее влияние на снижение проницаемости пластов оказывают фильтраты буровых растворов на водной основе. Промысловые исследования, проведенные на Абдрахмановской площади объединения Татнефть, показали, что проникновение воды в призабойную зону приводит к значительному снижению проницаемости пласта. [45]
Страницы: 1 2 3 4