Cтраница 2
Исследование уравнения связи [46] показало, что высокие эффекты могут быть получены в скважинах, расположенных вблизи контура питания, при плохой проницаемости призабойнбй зоны пласта и проведении виброобработки при повышенном давлении нагнетания. Уменьшение эффективности виброобработок с увеличением глинистости пласта, возможно, объясняется уплотнением глинистого материала в порах скелета коллектора, который ухудшает фильтрационные характеристики призабойной зоны пласта. При: этом могут быть в пласте сообщающиеся системы микротрещин, обладающие плохой пропускающей способностью. С другой стороны, пористая среда, в которой движется нефть. Применение вибровоздействия в таких случаях приводит к положительным результатам. Виброударные волны оказывают влияние на коллоидный раствор, приводя к ослаблению структурно-механических свойств. Кроме того - увеличение эффективности объясняется тем, что при плохой проницае - мости происходит более интенсивное очищение призабойной зоны и образование сети микротрещин, обладающих большими пропускными свойствами. Кроме того, виброударные волны могут оказывать влияние на жидкую фазу, в частности уменьшать вязкость жидкости, которые также будут способствовать улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта. [16]
Разнозернистые песчаники при проницаемости до 0 3 мкм2 обладают пористостью не свыше 17 4 %, алевролиты имеют невысокую пористость и низкую проницаемость. Проницаемость пород сильно снижается при увеличении глинистости. [17]
В восточной части Благодар-ненской площади он представлен алевритами. В западном и северо-западном направлениях происходит увеличение глинистости пласта, вплоть до полного замещения глинами. В этом же направлении происходит уменьшение мощности пласта от 8 - 11 м до пуля и ухудшение коллекторских свойств. В восточной части поднятия общая пористость 29 - 30 %, проницаемость по промысловым данным 55 - 1660 мд. Залежь газа опробована во многих скважинах. Получены притоки газа дебитами от 500 до 472 тыс. м3 / сутки. [18]
В Проекте разработки и научно-технических решениях по реконструкции Медвежьего промысла также отмечается, что продуктивная часть разреза характеризуется значительной неоднородностью литологического состава пород. На пониженных участках и в прогибах фиксируется увеличение глинистости и четкое разделение пластов по литологии. Для южной части залежи отмечено ритмичное изменение песчанистости разреза преимущественно субмеридиональной ориентации. [19]
Величины рк изменяются в широких пределах, зависят от типа и величины пористости, характера насыщения. Амплитуды Ai / cn отрицательные; они уменьшаются с увеличением глинистости, с ростом сопротивления породы. Интенсивность If низкая, увеличивается с ростом глинистости. [20]
Многочисленные опыты попеременной фильтрации пластовой и подрусловой вод проводились в основном на песчаниках, относящихся к хорошим коллекторам. Заметное уменьшение проницаемости до 20 - 25 % наблюдается с увеличением глинистости песчаников до 2 - 4 %, когда глина находится на стенках пор в виде тонкой пленки. [21]
В разрезах сводовых и присводовых частей месторождения пласт сложен преимущественно глинистыми алевролитами. По литологическому составу они аналогичны алевролитам пласта ПКЛ отличаясь от них как увеличением глинистости, так и минералогическим составом глинистого материала. По данным рентгеноструктурного анализа в глинах отмечается монтмориллонит в виде чешуек. [22]
Виброобработки для очистки призабойной зоны пласта проводятся с использованием либо нефти, либо чистой водой, в которых не содержатся дисперсные частицы, а фильтрационный поток, направленный из пласта в скважину, выносит частицы ила, глины и мелкого песка, очищая приствольную часть пласта. Работами УНИ ( P.M. Нурга-леев, Э.А. Ахметшин, Р.Я. Кучумов) установлено, что вибровоздействие при очистке дает наилучший эффект при глинистости пласта 0 12 - 0 2, с увеличением глинистости пластов эффект виброобработки снижается и при глинистости 0 3 исчезает полностью. [23]
Так, если в центральных районах НГБ глинистые покрышки на 90 % и более могут быть представлены тонкодисперсными глинистыми частицами, то на окраинах бассейнов это преимущественно песчаные и песчано-алевритовые породы. Как правило, наряду с изменением литолого-минералогического состава глинистых отложений в направлении 6т периферии к центру структур происходит увеличение их мощности. Увеличение глинистости и мощности отложений должно приводить к резкому ухудшению их фильтрационных свойств в направлении от краевых к внутренним погруженным районам НГБ. [24]
Под тульскими известняками прослеживается пачка глинистых пород, являющаяся покрышкой для-нефтяной залежи. Эти песчаники наиболее неоднородны и не выдержаны как по разрезу, так и по площади. Увеличение глинистости отмечено в прогибах между Северо-Яринской и Яринской площадями и в районе скв. Я и 12 - Я, где песчаники частично илЦ даже полностью замещаются глинистыми породами. На Ка-мейноложской площади наибольшая глинистость пород характерна для сводовых и присводовых скв. [25]
Литологический состав терригенных пород, пробуренных с использованием пресной промывочной жидкости, определяют по данным МЗ, ПС, КС, ГК, дополняя их сведениями других модификаций электрокаротажа, НГК и АК. Например, кварцевые песчаники, насыщенные минерализованными водами, характеризуются положительными приращениями МЗ, отрицательными аномалиями ПС, низкими и постоянными показаниями ГК и значениями рк, меньшими, чем для вмещающих глин. Увеличение глинистости пород приводит к уменьшению отрицательных аномалий ПС и увеличению показаний ГК. Максимальная величина ПС и ГК наблюдается против чистых глин, где происходит также увеличение диаметра скважины, уменьшение показаний НГК и максимальное возрастание Д в АК. [26]
В трещино-карстовых породах коэффициент водопроводимости связан с интенсивностью трещиновато сти и уменьшается в направлении от долин рек к водоразделам, по мере увеличения глубин залегания пласта. Интенсивность трещиноватости возрастает на периклиналях и крутых крыльях поднятий по сравнению с синклиналями и мульдами. Доломитизация и увеличение глинистости ( мергели) всегда связано с уменьшением водопроводимости. [27]
Для крупных песков голоцена типично преобладание фракций 1 - 0 5 и 0 5 - 0 25 мм, в среднем по 40 % каждой. Содержание пыле-ватой и глинистой фракций очень незначительно. Только у верхнеплей-етоценовых и голоценовых песков отмечается некоторое увеличение глинистости, что характерно и для низов разреза. У песков близкого гранулометрического состава изменение пористости происходит с изменением возраста. Сложение голоценовых и верхнеплейстоценовых песков чаще рыхлое, у среднеплейстоценовых юно средней плотности. Максимальные значения характерны для гравелистых песков, минимальные - для мелких песков и средней крупности. Коэффициент сжимаемости мелких песков средней плотности и рыхлых изменяется от 0 0Ы0 - 5 до 0 16 - 10 - 5 Па-1. Модуль общей деформации зависит от плотности и состава песков. Его минимальные значения ( 50 - Ю5 - 100 - 105Па) отмечаются у рыхлых средней крупности и крупных песков; максимальные значения ( 400 - 105 - 500 - 105Па) характерны для плотных песков средней крупности. [28]
Интенсивность If низкая, повышается с ростом глинистости и зависит от минерального состава породы: повышенная в полимиктовых, глауконитовых песчаниках, монацитовых песках. Интенсивность Iff понижается с уменьшением пористости и растет с увеличением глинистости. Интервальное время At изменяется аналогично показаниям Iff. Время продолжительности проходки тпр повышенное. Диаметр скважины обычно уменьшенный ( на ка-вернограмме глинистая корка) либо номинальный. [29]
Коллектор залежи Алдье-2 представляет собой неоднородный пласт, расчлененный пропластками глинистых мергелей. Непроницаемые включения не коррелируются между скважинами. Проницаемость коллектора уменьшается от кровли к подошве пласта, что обусловлено увеличением глинистости в указанном направлении. Объем перового пространства, занятого газом, в 1 8 раза превышает объем перового пространства, занятого нефтью. Более 30 % балансовых запасов нефти сосредоточены в подгазовой зоне, 33 % - в водонефтяной-зоне. [30]