Cтраница 1
Структура перового пространства пород обусловлена гранулометрическим составом частиц, их формой, химическим составом пород, происхождением пор, а также соотношением количества больших и малых пор. [1]
Для изучения структуры перового пространства пород была подобрана партия образцов с различной проницаемостью: от 10 - 5 до десятых долей миллидарси. [2]
Установлена степень влияния состава аномально-вяхких нефтей на фильтрационную структуру перового пространства пород с различным минералогическим составом при различных температурах и добавлении ПАВ. [3]
Таким образом, проведенные исследования показывают, что широко распространенные методы лабораторного определения параметров структуры перового пространства образцов-горных пород могут дать лишь приближенные качественные оценки параметров распределения пор по размерам. При этом наибольшая погрешность должна отмечаться у тех образцов, которые имеют сложную порометрическую кривую с несколькими максимумами и с большими значениями дисперсии распределения. [4]
На основании изложенного в предыдущих главах можно утверждать, что фильтрационная характеристика нефти в пористой среде зависит от структуры перового пространства породы, ее минералогического состава, компонентного состава нефти и перепада давления. [5]
Все коллекторы можно подразделить на две большие группы: гранулярные ( паровые) и трещиноватые. Емкость и фильтрация в гранулярном ( поровом) коллекторе определяются структурой перового пространства породы, о чем подробно отмечалось в предшествующих параграфах главы II. Для второй группы характерно наличие развитой системы трещин. [6]
При проникании струи в преграду расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно превышает диаметр струи. Однако за счет этих процессов происходит изменение структуры перового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. При этом в зависимости от свойств породы и условий в скважине в момент перфорации может иметь место как уплотнение породы вокруг канала, так и разрыхление ее. Это объясняется тем, что после прохождения волны сжатия в породе происходит схлопывание газового пузыря в образовавшемся перфорационном канале. В результате обратная волна - волна растяжения - может создать зону обрушения породы, значительно превышающую первоначальный размер канала, если прочность породы на растяжение мала. Так, при отстрелах по слабосцементированным песчаникам при среднем диаметре отверстия в породе 10 мм зона обрушения достигает 20 - 35 мм. В тех случаях, когда порода имеет высокий предел прочности на растяжение, происходит уплотнение породы вокруг каналов с той или иной степенью снижения проницаемости. [7]
Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть - газ - порода - остаточная вода - фильтрат и изменения структуры перового пространства породы. [8]
Химический состав бурового раствора определяет, в основном, интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к увеличению газогидродинамических сопротивлений, в зоне проникновения фильтрата, при фильтрации нефти на различных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления молекулярно-поверхностных свойств системы нефть - газ - порода - остаточная вода - фильтрат и изменения структуры перового пространства породы. [9]
Химическим составом бурового раствора определяется в основном интенсивность развития вторичных процессов, возникающих при контакте фильтрата с нефтью, газом, остаточной водой и породой коллектора. Совокупность этих процессов приводит к возрастанию газогидродинамических сопротивлений в зоне проникновения фильтрата при фильтрации нефти на разных этапах освоения и эксплуатации скважины. Увеличение гидравлических сопротивлений происходит в результате проявления моле-кулярно-поверхностных свойств системы нефть - газ - порода - остаточная вода - фильтрат и изменения структуры перового пространства породы. [10]
По мере освоения разработкой нефтяных залежей в карбонатных коллекторах, приуроченных к большим глубинам, все более заметную роль в развитии добычи нефти начинают играть залежи в трещиноватых коллекторах. Такие залежи представляют собой, как правило, массивные скопления углеводородов, характеризуются крайне резкой неоднородностью фильтрационно-емкостных характеристик коллекторов и, как результат, высокой изменчивостью продуктивности скважин. При этом в отличие от коллекторов гранулярного типа, неоднородность которых главным образом определяется изменчивостью литологии породы, в трещиноватых коллекторах изменение свойств обусловлено микронеоднородностью, т.е. изменением структуры перового пространства пород, часто при довольно однородном литологическом составе. [11]
Лабораторные эксперименты показали, что около 15 % всех перфорационных каналов полностью закупорены застрявшим в обсадной колонне пестом. При проникновения струи в перепонку расширение канала происходит за счет бокового давления и инерционного движения среды от оси канала. Поэтому диаметр канала обычно больше диаметра собственно струи. Но за счет этих процессов происходит изменение структуры перового пространства породы в зоне вокруг перфорационного канала. [12]