Увеличение - глинистость
Cтраница 1
Увеличение глинистости ведет к завышению значений пористости при определении ее по АК; достоверность этих определений зависит от надежности оценки глинистости и акустических параметров глин, поэтому при значительной глинистости песчаников более достоверные значения пористости получаются по данным исследований образцов горных пород. [1]
По мере увеличения глинистости пород q растет. Коэффициент Кла для глинистых пород значительно больше коэффициента Кл свободного контакта растворов и Еяа также значительно больше ЕЛ. Для растворов NaCl менее концентрированный раствор на контакте с глинистой породой заряжается положительно. [2]
По мере увеличения глинистости пород q растет. [3]
Так, если с увеличением глинистости показания НГК уменьшаются вследствие увеличения влажности породы ( за счет связанной воды глинистой фракции), то степень снижения этих значений будет существенно различна для газоносных и нефтеносных пород. Поэтому, построив соответствующие графики в координатах НГК - ГК по нефтяной части разреза ( которая известна по электрометрии), можно оценить насыщение кровельной ( обычно газовой) части коллектора. [4]
Здесь показано, что количество адсорбированной воды увеличивается с увеличением глинистости и с уменьшением минерализации фильтрующейся воды. В работе [421] непосредственно связывается увеличение количества адсорбированной воды с уменьшением пористости образца. Здесь же отмечено, что удержание воды глинами является не полностью обратимым и характеризуется гистерезисом. На основе формулы Козени-Кармана в работе [421 ] показано, что проницаемость глиносодержащих образцов в большинстве случаев может быть оценена как величина, пропорциональная пятой степени их пористости. Обсуждая вопрос о наличии предельного градиента для фильтрации воды или нефти в плотных глинах ( в нашем понимании, в глинистых породах), автор работы [421] говорит об отсутствии этого эффекта в глино - - содержащих образцах, хотя закон о фильтрации воды в глиносодержащих коллекторах нелинеен, отмечая принципиальное различие глинистых и глиносодержащих образцов. [5]
Проницаемость коллекторов регионально уменьшается в направлении с востока на запад соответственно увеличению глинистости и уменьшению зернистости песчаного материала. [6]
Общая мощность увеличивается в северо-западном направлении, в сторону Арзгиро-Мирненского района при увеличении глинистости. В целом для всего яруса характерно преобладание песчаников до 55 % общей мощности. [7]
 |
Кривые восстановления скорости фильтрации через образцы после удаления фильтрационных корок утяжеленных бентонитового ( 7 и гидрогелевого ( 2 растворов. [8] |
Наряду с общеизвестными показателями кольматации ( например, изменение коэффициента проницаемости, изменение общей пористости кольматированной области, увеличение глинистости керна за счет проникновения дисперсной фазы глинистого раствора и т.п.), необходимо учитывать соотношение геометрических размеров пор и частиц дисперсной фазы бурового раствора. [9]
Разделение коллекторов на песчаники и алевролиты проведено достаточно условно по пористости равной 19 0 % в связи с увеличением глинистости при меньшем значении этого параметра. Почти в два раза больше эффективная толщина ( 6 7 м), что связано с наличием в разрезе горизонта водонасыщенных коллекторов. [10]
Из анализа опытных данных [53, 308] можно сделать еще один важный вывод о том, что коэффициент изменения проницаемости ak возрастает с увеличением глинистости и трещиноватости пород. [11]
Мезгду эксплуатационными объектами в большинстве скважин выделяются рагделы мощностью от I до 4 м, которые представляют собой коллекторы с несколько ухудшенной характеристикой за счет увеличения глинистости или уплотнения этих частей разреза. За-глинизированные или плотные пропластки мощностью 1 - 2 м наблюдаются в кровле I объекта и в средней части Ш объекта. [12]
Значительно ниже оцениваются перспективы нефтегазоносности этого комплекса в юго-западной части Печорского моря, в пределах Печоро-Колвинско - го авлакогена, где ожидается ухудшение коллекторских свойств пород в результате увеличения глинистости разреза и отсутствуют благоприятные структурные формы, за исключением приразломных Печороморской и Поморской структур. [13]
Однако уменьшение амплитуды аномалии Д UQTi в некоторой части песчаника еще не является прямым указанием на его нефтенасыщен-ность, так как подобное явление наблюдается при уменьшении минерализации пластовой воды или при увеличении глинистости породы. Если минерализация пластовых вод сохраняется неизменной в интервале исследования и глинистость пласта не изменяется по разрезу, то уменьшение амплитуды аномалии Д С / СП можно рассматривать как признак нефтенасыщенности, особенно если этому сопутствует возрастание удельного сопротивления на диаграмме сопротивлений. [14]
Величина амплитуды аномалий ПС и их знаки определяются в основном относительной глинистостью карбонатных пород. С увеличением глинистости амплитуда отклонения кривой ПС снижается. Сильноглинистые карбонатные породы отмечаются на кривой ПС, как и глины, положительной аномалией ПС. [15]
Страницы: 1 2 3