33. Влияние структуры и глинистости на экранирующие св-ва флюидоупоров.

Глинистые газонефтеупоры, способные играть роль экранов, называются покрышками газовых и нефтяных залежей. Экранирующая способность глин зависит от их состава, мощности, сплошности, отсутствия литологических окон и проницаемости.

Связанная вода (пристенные слои), находясь в упруго сжатом состоянии, благодаря проявлению молекулярно-поверхностных сил, обладает аномальными свойствами. В зависимости от энергии этих сил, а также от взаимодействия скелета породы с насыщающим поровую породу электролитом, пленочный пристенный слой будет обладать той или иной толщиной.

Давление прорыва соответствует вектору давлений, состоящему из суммы капиллярного давления и давления сдвига, позволяющих прорваться газу (нефти) через водо-насыщенный образец породы по одному каналу или одноразмерной группе наиболее крупных поровых каналов. Давление прорыва определяется экспериментальным путем.

Глины по мере увеличения глубины их погружения претерпевают структурные изменения, сказывающиеся в отдаче части свободной воды, увеличении плотности и уменьшении пористости. Даже в случае однотипности глин по составу и при одних и тех же глубинах их залегания, но различии в возрасте изменение плотностей характеристики глин не будет одинаковым. Время уплотнения имеет огромное значение. Глины девона за прошедшее геологическое время уплотнились больше мезозойских глин.

Мезозойские глины-покрышки дифференцированы на две группы: глины, не содержащие карбонатных солей, и глины карбонатные. Уплотнение глин, содержащих карбонатные соли, до глубины 3000 м происходит более интенсивно по сравнению с глинами некарбонатными. По-видимому, большее содержание связанной воды в некарбонатных глинах сказалось на относительном противодействии уплотнению под влиянием геостатической нагрузки.

Ниже 3000 м геостатическое давление оказалось достаточно большим и в силу этого глины вне зависимости от содержания в них карбонатных солей уплотнены более или менее одинаково. В интервале глубин 1000—2000 м глины характеризуются плотностью в среднем от 2,05 до 2,34 Мг/м3, на глубине 3000 м плотность возрастает до 2,55 Мг/м3, на глубине 4000 м — до 2,65 Мг/м3 и на глубине 4500 м ~ до 2,70 Мг/м3.

Сравнение плотностной характеристики различных по составу глин показывает, что при прочих равных условиях глины с каолинитом и отчасти с гидрослюдой уплотняются более интенсивно, чем глины со смешанно-слойными минералами, в особенности глины с монтмориллонитом.

34. Вытеснение нефти горячей водой, паром.

Вытеснение нефти горячей водой. Одним из наиболее эффек-тивных способов разработки залежей нефтей повышенной вязкости является вытеснение их из пластов нагретой («горячей») водой, а также паром. Вытеснение нефти из пластов горячей водой отличается от вытеснения нефти холодной водой в первую очередь тем, что при закачке в пласт горячей воды или пара в нагретой области пласта уменьшается отношение вязкости нефти к вязкости воды, что спо-собствует улучшению условий извлечения нефти из пласта. С ростом температуры уменьшается вязкость не только нефти, но и воды, одна-ко вязкость нефти уменьшается больше, чем вязкость воды.

Кроме понижения отношения вязкости нефти к вязкости воды, при закачке в пласт горячей воды или пара расплавляются смолы и асфальтены, частично покрывающие поверхность пород-коллекторов, и, следовательно, происходит гидрофилизация пласта, приводящая к повышению активности капиллярных сил, увеличению скорости капиллярной пропитки и более полному извлечению нефти из линз и блоков пород.

При соответствующих свойствах нефти, пластовом давлении, температуре закачиваемых в пласт горячей воды или пара происходит дистилляция нефти, т. е. выделение из нее более легких фракций и перенос этих фракций в газообразном состоянии в направлении вытеснения. Выделяющиеся из нефти при дистилляции легкие фракции конденсируются перед нагретой зоной, смешиваются с пластовой нефтью, разжижая ее.