Cтраница 2
Движение нефти, газа и воды может происходить свободно по крупным ( сверхкапиллярным каналам), а по капиллярным - только при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах движение флюидов в природных условиях практически невозможно, например, в глинах. В последних поровые каналы образованы пустотами между органическими остатками и внутри раковин. [16]
По крупным ( сверхкапиллярным) порам движение нефти и газа происходит свободно, а по капиллярным - при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. [17]
Принципиально превышение уровня в пористой среде выше, чем по закону Паскаля, возможно только за счет капиллярных сил. Однако подъем воды за счет капиллярных сил для субкапиллярных каналов выше уровня, определяемого законом Паскаля, не сильно обводнит скважину подошвенной водой. Определение уровня подъема воды по закону Паскаля накладывает максимальное ограничение на величину предельного безводного дебита. Поэтому из существующих в настоящее время методов определения предельного безводного дебита предлагаемый нами метод дает самую низкую величину предельного безводного дебита. [18]
Существенному увеличению внутренней удельной поверхности пород в значительной степени способствует также структура крустификационного хлоритового цемента. Последний, по данным наблюдения под сканирующим микроскопом, имеет спутанно-чешуйчатое строение, отличается высокой степенью дисперсности и обладает массой тончайших субкапиллярных каналов, в которых остаточная вода, по-видимому, удерживается силой капиллярного давления. [19]
Поверхностные силы в таких микроскопических каналах так велики, что обычно имеющейся в пластовых условиях энергии недостаточно для их преодоления; поэтому движение жидкости в субкапиллярных каналах практически отсутствует. [20]
Как известно, в процессе строительства скважин в большинстве случаев в призабойной зоне пласта ( ПЗП) образуются области проникновения фильтратов и твердой фазы буровых и цементных растворов, существенно ухудшающих коллекторские свойства пласта. Слой кольматации, образованный твердой фазой растворов и представляющий собой полидисперсную систему, каркас которой состоит из крупных частиц, в пространстве между которыми находятся более мелкие, содержит множество капиллярных и субкапиллярных каналов, малопроницаемых для пластовых сред, и обладает высокой стойкостью к разрушению при освоении скважин. [21]
Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных месторождений частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита, в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярного давления, которое значительно превосходит даже наибольшие перепады давлений в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при эксплуатации залежи. [22]
По капиллярным каналам движение жидкостей происходит при значительном противодействии особых капиллярных сил, причем поверхностное натяжение жидкостей играет основную роль. Перемещение жидкостей по капиллярным каналам возможно только при приложении силы большей, чем противодействие капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкости настолько крепко удерживаются силой притяжения стенками каналов ( смачивание, прилипание), что практически в природных условиях жидкости перемещаться не могут. [23]
Существенное значение имеет начальная водогазонасыщенность продуктивных пластов. Эти параметры мало изменяются при низких начальных водонасыщен-ностях SBH. Это объясняется тем, что при низких водонасыщенно-стях вода находится в субкапиллярных каналах, где фильтрация затруднена. Характер изменения г0, & в от начальной водонасыщен-ности SBH показан на рис. II 1.9, а от начальной газонасыщенности 5ГН - на рис. ШЛО. В многопластовых залежах продвижение воды происходит неравномерно. [24]
Существенное значение имеет начальная водогазонасыщенность продуктивных пластов. Эти параметры мало изменяются при низких начальных водонасыщен-ностях SBH. Это объясняется тем, что при низких водонасыщенно-стях вода находится в субкапиллярных каналах, где фильтрация затруднена. Характер изменения r0, kB от начальной водонасыщен-ности sB1, показан на рис. III. В многопластовых залежах продвижение воды происходит неравномерно. [25]
О существовании наряду с нефтью погребенной или реликтовой гзоды в нефтеносных пластах известны многочисленные указания в литературе, но они весьма разноречивы в оценке доли участия в заполнении поровых пространств этой водой. Вполне возможно, что еще со времени отложения пород в них осталась погребенная вода, оказывающая противодействие миграции и аккумуляции в определенных зонах нефти и газа. Из поровых каналов с относительно более крупными сечениями эта вода была вытеснена, но осталась в тончайших и тем более в субкапиллярных каналах. Кроме того в силу того, что большинство минералов, входящих в состав нефтеносных песков и песчаников, лучше смачивается водой, нежели нефтью, - некоторое количество воды остается в виде пленки на стенках капиллярных поровых каналов большего сечения и в зонах контакта отдельных зерен песка. [26]
Различают три группы перовых каналов - сверхкапиллярные, капиллярные и субкапиллярные. По капиллярным каналам движение жидкостей происходит при значительном противодействии особых капиллярных сил, причем поверхностное натяжение жидкостей играет основную роль. Перемещение жидкостей по капиллярным каналам возможно только при приложении силы большей, чем противодействие капиллярных сил. В субкапиллярных каналах жидкости настолько крепко удерживаются силой притяжения стенками каналов ( смачивание, прилипание), что практически в природных условиях жидкости перемещаться не могут. [27]
Цементный камень является пористым телом. В процессе гидратации портландцемента при невысокой температуре радиус пор уменьшается от долей миллиметра в жидком тампонаж-ном растворе до единиц и даже сотых долей микрометра в сформировавшемся камне. При повышенных температурах в камне может происходить перекристаллизация неустойчивых продуктов гидратации, образовавшихся в начальный период твердения, в более устойчивые при данных условиях, при этом радиус пор увеличивается. По данным В. С. Данюшевского и К. А. Джаба-рова, средний радиус пор в камне трехмесячного возраста, сформировавшемся из раствора тампонажного портландцемента с и0 5 при температуре 22 С, равен 0 012 мкм, при температуре 50 С - 0 025 мкм, а при температуре 160 С - уже 0 6 мкм. Практически непроницаемым может быть тело лишь с субкапиллярными каналами, радиус которых менее 0 2 мкм. Даже в камне со средним радиусом пор 0 012 мкм имеется некоторое число достаточно крупных каналов с радиусом 1 мкм и более, благодаря которым камень становится проницаемым. По крупным по-ровым каналам жидкость может перетекать из одного пласта в другой или в атмосферу. Проникновение агрессивной пластовой жидкости по капиллярным каналам внутрь камня способствует интенсификации коррозии его. Важно поэтому контролировать проницаемость цементного камня и так регулировать состав его, чтобы предотвратить возможность образования значительного числа капиллярных и более крупных поровых каналов. [28]
Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород ( коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи. [29]