Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

книги из ГПНТБ / Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов

..pdf

Скачиваний:

Добавлен:

23.10.2023

Размер:

5.31 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 137 8 9 10 11 12 13 > Следующая >>>


агентом (газом или			керосином — соответственно					к условиям		га
зовых	и нефтяных		пластов)		в них	имитировалась			остаточная
водоиасыщенность,			а	т а к ж е	определялась ф а з о в а я				газо-	или
кероспиопронпцаемость. Д а л е е образцы							насыщались		раствором
химического		реагента		с последующим			определением		фазовой
проницаемости. Во всех случаях, после насыщения									пластовой
водой	пли	изучаемым		раствором, образцы пород выдержива
лись	в них на протяжении 18—24 ч.					Результаты		лабораторных

исследований изображены в виде кривых изменения усреднен

ного	коэффициента восстановления проницаемости в зависимо
сти	от типа и концентрации растворов (рис. 8).

Влияние растворов химреагентов и солей на фазовую керосинопроиицаемость керна д л я условий Внутренней зоны Пред карпатского прогиба изучалось на образцах слабокарбонатных песчаников и алевролитов палеогеновых отложений. Цементи

рующий материал состоит в основном			из глинистых (гидрослю-
днстых) минералов .	Н а ч а л ь н а я	керосннопроницаемость пород
низкая — от десятых	долей до	единиц	миллидарси . В качестве

модели пластовой воды использовалась вода хлориднокальцие -


вого	типа с	минерализацией		198 г/л, отобранная			из	скв.	8 Кос-
мачской площади (менилитовые отложения олигоцена) .
Наиболее		высокие	закупоривающие			свойства		установлены
у таких химических реагентов, как					гипам, К'агСОз,		У Щ Р ,		К С С Б ,
Т П Ф Н (рис. 8, а ) . Их			водные	растворы		с н и ж а ю т	проницаемость
пород значительно больше, чем техническая вода,								после	кото
рой	коэффициент восстановления				составляет 60%.			П р и	этом

следует отметить, что закупоривающие свойства гипана резко увеличиваются с ростом его концентрации — после прокачки раствора гипана 10% концентрации образцы керна стали прак тически непроницаемыми.

Из всех исследованных растворов реагентов и солей наи меньшее снижение фазовой проницаемости вызывают хроматы калия или натрия, хлористый натрий и кальций, карбофен с до

бавкой	С а ( О Н ) 2 . Однако в практике бурения	с целью	обеспе
чения	оптимальных структурно-механических	свойств	промы

вочных жидкостей требуется применение более широкой гаммы

химических реагентов, а их выбор должен			т а к ж е	предусматри
вать максимально возможное сохранение коллекторских					свойств
пород.	К а к показали лабораторные	опыты,	наиболее приемле
мыми	являются реагенты-стабилизаторы,		такие	как	К М Ц ,
а т а к ж е К М Ц + К С С Б сравнительно		невысоких		концентраций.

Песчаники и алевролиты сарматского яруса Внешней зоны Предкарпатского прогиба, использованные для опытов, харак

теризуются повышенным		содержанием карбонатов	кальция (до
19%)	и глинистых минералов (7—28%). В последних преобла
д а ю т	монтмориллониты	и гидрослюды. Абсолютная проницае
мость	образцов в большинстве случаев составляет единицы, ре
ж е —	первые десятки миллидарси . Остаточная		водонасыщен-

		— ж ~- ю
3	U	л "
3	= и а ~
сз	= и а ~
С.	s s -О g
Ь	s s -О g
5
	ч	' - а
	ч .-о :

50-&+ 5'

if f *

oS2 5 Я

\| 5 a !	I I
со : = u :

о „• § а ~§«™

2 = 5aJ £=§

d	f-	a- з	я 3 2
=	г-	о —	с cj <,
=	5	I = ^	ч с
О U О И i о e
era		" fj l и л
b S		3 1	нс-зП

aS cX"5 ci..C i s -

- О Г701 <N

о ™		. ~ U +
со I . 3 1
СЭ . .		f- . -
* Ti	•- ° ~-
о ^ и		'-» :=
D. С "		&
t— О	X Я f-
r * О «~
- u		ш =
CjC я О 4

o » § ?£, ° o.S = T

ность имитировалась раствором солей (70 г NaCl, 20 г CaCIo и 10 г M g C l 2 на 1 л воды), ко торый по своему составу и концентрации прак тически соответствует пластовой воде продук тивных отложений.

Результаты исследований (рис. 8,	б) пока
зывают, что большинство химических	реаген
тов (гипан, К М Ц , У Щ Р , ПАА, РС-2)	облада

ют высокими закупоривающими свойствами. Коэффициенты восстановления проницаемости изменяются от 10 до 50%. Наилучший эффект дают водные растворы хроматов натрия, а так

ж е К С С Б , для которых коэффициент	(5 состав
ляет 65—100%.
Д л я условий Волыно - Подольской	окраины

Восточно-Европейской платформы исследова ния проводились на образцах песчаников кем брийской системы из скв. 1 Луцком площади . Песчаники, как правило, некарбонатные с гли нистым цементом и с относительно высокой на чальной керосинопроницаемостыо (16—205 миллидарси) . Д л я имитации остаточной воды была использована пластовая вода из кембрий ских отложений скв. 30 Велнкомостовской пло щади. Вода хлоридно-кальциевого типа общей

минерализации 198 г/л.
	Высокие закупоривающие свойства показа
ли	растворы У Щ Р и окзила как при	высоких,
так	и при низких их концентрациях.	Коэффи

циент восстановления проницаемости состав


ляет 21—38% (рис. 8, е ) .				Минимальное сни
жение	эффективной керосинопроницаемости
вызывает растворы			хлористого кальция, К М Ц ,
К С С Б .	Д л я них	значения		(3 достигают	70—
95%, при этом		наилучшие результаты			дают
хлористый кальций			и К С С Б .
З а к у п о р и в а ю щ и е			свойства растворов		хими
ческих	реагентов	и солей		для условий	запад
ной части Крыма		изучались на образцах			туфо-

гениых пород нижнемеловых отложений. По роды в основном сложены плагиоклазами, аль

битом, цеолитами и хлоритом.			Карбонатность
их не превышает 25%, а проницаемость,				как
правило, составляет доли и реже единицы				мил
лидарси.
Цемент в основном кремнисто-глинистый и
глинистый	(преобладают	гидрослюдистые и
хлоритовые	м и н е р а л ы ) .	Д л я	имитации	оста-

точной водонасыщенности использовалась пластовая вода хло-

рнднокальцневого	типа (общая минерализация	40 г/л) из ниж
немеловых отложений скв. 8 Карлавской площади .
К а к показали	результаты опытов (рис. 8,	г) , наименьшие

коэффициенты восстановления проницаемости (10—55%) ха

рактерны для		растворов	К М Ц ,	К С С Б ,	окзила,	Т П Ф Н ,		У Щ Р .
Растворы NaCl, гнпана и карбофена по закупоривающим								свой
ствам близки к технической воде. Наиболее эффективны								с точ
ки зрения вскрытия пластов растворы N a 2 C 0 3 ,						С а С Ь	и в	неко
торой	степени	хроматы	калия пли натрия, которые				частично
увеличивают начальную газопроницаемость образцов керна.
На	о б р а з ц а х пород		западной	части	Крыма	изучено		т а к ж е

влияние смесей химических реагентов и солей, дл я которых значения р составляют в %:

КМЦ

( 3 % ) + С а С 1 2

(2%)

(2—3%)+нефть

(8—10%) -(-окисленный пет-

СаСЬ

(2—2,5%) +карбофен

ролатум

(1—5%)

фильтрате

асбестомелового

раствора .

. . .

УЩР* ( 1 0 % ) + п ш а н

( 2 % ) + х р о м а т натрия

(0,5%)

в фильтрате глини

стого раствора из скв. 10 Карлавской

площади

Окзил

( 5 % ) + К С С Б

(5%)

Хромат

натрия

( 1 % ) + К С С Б

(5%)

УЩР

( 5 % ) + К С С Б

( 3 % ) + х р о м а т натрия

(0,5%)

фильтрате

глинисто

го раствора из скв. 3 Северо-Серебрянской

площади

УЩР

(10%)+гипан

(3%)

Окзил

( 5 % ) + К М Ц

(3%)

Из

перечисленных

смесей

только

первые

две

сравнительно

м а л о

влияют

на

проницаемость пород

их

целесообразно

ис

пользовать дл я вскрытия продуктивных пластов. Присутствие CaClo в первой смеси существенно уменьшает ее закупориваю

щие

свойства д а ж е

при

наличии

К М Ц ,

которая в отдельности

дает высокую степень закупорки . Опыты с фильтратами

глини

стых

растворов скв.

10 Карлавской площади

(обработка

У Щ Р ,

хроматом

натрия и

гипаном)

скв.

Северо-Серебрянской

площади

(обработка

У Щ Р , хроматом

натрия

и К С С Б )

показа

ли,

что присутствие

К С С Б во втором

из

них резко

снижает

коэффициент восстановления

проницаемости.

Анализ

лабораторных

данных

показывает,

что практически

все

исследованные

растворы

химических

реагентов

солей

в различной мере снижают фазовую газоили керосинопроницаемость пород. Это снижение происходит за счет влияния це лого ряда физико-химических процессов, которые в конкретных условиях проявляются по-разному, в зависимости от состава пород, пластовых флюидов, фильтратов буровых растворов, пластовых температур, давлений и т. п. [1].

В частности, техническая вода усиливает капиллярный эф фект и может при определенных условиях образовывать водо-

нефтяные	эмульсии, а т а к ж е	вызывать	набухание	глинистых
минералов	породы-коллектора.	Д о б а в к и	химических	реагентов

и солей способствуют увеличению или уменьшению этих про цессов. Например, водный раствор гипана с ростом его концент

рации	увеличивает набухание глинистых минералов, а растворы
С а С Ь ,	NaCl и хроматов калия или натрия,					наоборот,	снижают
набухание.
Остаточная вода пород-коллекторов, как и пластовые воды
месторождений,			имеет	обычно кислую	среду	и содержит		наряду
с солями Na,		Са	и M g значительное		количество двухвалентного
ж е л е з а	и сероводорода. Последние находятся в ионной							форме
и при	проникновении			фильтрата бурового		раствора	образуют
коллоиды, гидроокиси				и гндрозакисп	железа, которые		при росте
р Н до	6—7	и выше		коагулируют [29]. Кроме того,			фильтраты

содержат определенное количество рассеянного кислорода, что

способствует окислению двухвалентного ж е л е з а в	трехвалент
ное с выпадением в осадок. Двухвалентное ж е л е з о	о с а ж д а е т с я

при более высоких значениях рН . Наличие растворенного кис

лорода т а к ж е может привести	к образованию	серы с последую
щим отложением ее в порах [30].
Большинство химических	реагентов имеет	щелочную реак
цию ( У Щ Р , Т П Ф Н , N a 2 C 0 3	и др . ), что при	взаимодействии

с остаточной пластовой водой хлоридно - кальциевого типа при водит к образованию нерастворимых соединений, которые у м е н ь ш а ю т просветность пористой среды [20]. Химические реа генты с коллоидной структурой ( К М Ц , К С С Б и др.) в р а з л и ч ной мере адсорбируются поверхностью породы и с н и ж а ю т ее фильтрационные свойства. Химические взаимодействия, адсорб

ционные и другие процессы			в зависимости	от условий проявля
ются по-разному, поэтому			отдельные химические реагенты и
соли	( К С С Б ,	К М Ц , N a 2 C 0 3	и др.) изменяют свои закупориваю
щие	свойства	в различных	геологических	регионах.

На основании результатов лабораторных исследований д л я повышения качества вскрытия продуктивных и перспективных

горизонтов м о ж н о рекомендовать:
1. В условиях з а п а д а и юга Украины	использовать промывоч
ные жидкости с добавкой до 3—5%	С а С Ь .

2.При вскрытии палеогеновых отложений Внутренней зоны Предкарпатского прогиба обработку буровых растворов осу


	ществлять в		основном карбофеном, карбофеном с добавкой
	С а ( О Н ) г ,	хроматами к а л и я			и натрия. Взамен добавки					СаС1г
	м о ж н о употреблять т а к ж е NaCl					(до 10—15%).
3.	В сарматских		отложениях		Внешней зоны			Предкарпатского
	прогиба	д л я	обработки	буровых		растворов		применять		преж
	де всего хроматы натрия			и калия, Т П Ф Н ,			К С С Б , смесь			К М Ц
	и К С С Б	(в соотношении		1:2) .
4.	При бурении		в кембрийских		отложениях		Волыно-Подольской
	окраины	Восточно-Европейской				платформы		из	реагентов — •
	стабилизаторов использовать главным образом								К С С Б ,	а так
	ж е К М Ц	(не более 0,5—0,7%).

5 Зак. 498

5.Вскрытие меловых отложений в западной части К р ы м а осу ществлять промывочными жидкостями, обработанными пре имущественно карбофеном, хроматами натрия или калия,

гипаном, Ш г С О з			(более	1%).		Из	смесей использовать К М Д
(3%)	с СаС1 2 ( 2 % ) , а в асбесто-меловых							растворах		карбофен
(2 — 5%), с С а С Ь			(2—2,5%)		с добавкой			нефти	и окисленного
петролатума .
	§ 3. Влияние набухания глинистых минералов
на фильтрационные			и емкостные			свойства		пород-коллекторов
Все многообразие явлений, происходящих при вскрытии н е ф
тегазоносных		пластов	в процессе бурения скважин, тесно с в я з а н о
с присутствием глинистых минералов в породах-коллекторах.
При	взаимодействии жидкости					с	глинами последние способ
ны ее поглощать, раздвигая				силикатные пакеты кристаллической
решетки. Росс [99] и			другие	определили, что объем						натриевых
бентонитовых		глин вследствие			поглощения			воды	увеличивается
в 8—10	раз .
Н а б у х а н и е		глинистых минералов					в коллекторах			приводит

к уменьшению пористости и проницаемости пород. П о данным акад . Л . С. Лейбензона [50], уменьшение пористости на 5% вы зывает снижение проницаемости на 2 1 % . А. Р . Гарушев и Г. И. Мальцев [21] считают, что при фильтрации воды через поры пе счаника, содержащего цемент из монтмориллонитовых глин, на

бухание может привести к полному			закупориванию	порового
пространства.
	Изучением набухания занимались		многие исследователи.		П а
ули	рассматривал	процесс набухания	как сложный,	состоящий
из	двух отдельных	процессов: молекулярного связывания			воды
и капиллярного всасывания . Причем			капиллярную воду П а у л и
рассматривает как		свободную, так как она легко удаляется из

набухшего вещества в сухом помещении. Так как скорости на бухания и растворения могут быть в ы р а ж е н ы одинаковыми за висимостями, то П а у л и проводит аналогию между ними и счи тает, что оба явления вызваны силами одинаковой природы.

Скорость набухания зависит от присутствия посторонних при месей электролитов, температуры и ряда других факторов, одна ко вследствие различного механизма действия этих явлений скорость набухания обуславливается, главным образом, диффу

зией жидкости	во внутрь	набухающего	вещества
		К = — ,		(41)
		G
где К—константа	скорости набухания; D — коэффициент			диф
фузии; S — поверхность;		б — толщина	слоя набухающего	веще
ства.

Согласно уравнению (41) при постоянном коэффициенте диф фузии скорость набухания прямо пропорциональна поверхности

S набухающего вещества и обратно пропорциональна	диффуз
ному пути б (толщине слоя набухающего в е щ е с т в а ) .
А. В. Д у м а н с к и м , на основании опытов Гофмейстера,	показа

но, что для изучения скорости набухания можно применить обыч

ное	уравнение скорости химической реакции первого			порядка
				(42)
где	W-—количество	поглощенной	при набухании жидкости на
1 г сухого вещества;		t — время; А	— константа скорости набуха
ния;	Woo — предельное количество		поглощаемой при	набухании
жидкости при данном		внешнем давлении .

Интегрируя уравнение (41), получаем формулу для скорости набухания, аналогичную формуле, данной Нойесом и Уитнеем [87] д л я скорости растворения молекулярно-дисперсных веществ

1	W
Л = - Г 1 п ^ ^ Т Р -		(43)
П р и набухании имеет большое значение количество ж и д к о
сти, находившейся первоначально	в веществе. Ариз [95]	наблю

д а л сильное увеличение предела набухания с уменьшением кон центрации сухого вещества, добавляемого к в л а ж н о м у . П р и этом замечено быстрое достижение равновесия при более сухих набухаемых веществах, чем при в л а ж н ы х . Толстые прослойки набу

хающих веществ поглощают относительно меньшее			количество
жидкости, чем тонкие (при тех	ж е условиях) .
При набухании наблюдается избирательная способность: же
латин набухает в воде, но не в	бензоле, каучук — наоборот. Эта
избирательная способность набухания		связана со смачиванием.
Н а б у х а н и е сопровождается	выделением тепла. Теплотой на
бухания называется количество	тепла	в калориях,	которое вы

делится при поглощении 1 г сухого вещества некоторого объема жидкости . Теплота набухания стремится к некоторому пределу; к пределу стремится и количество поглощаемой жидкости . Пер

вые объемы жидкости					поглощаются			с большим тепловым эффек
том, последующие с меньшим. К а т ц								[93] показал,		что теплота на
бухания		соответствует			следующему			эмпирическому			уравнению:
				Q = Q,		-	Q- =	-sai			(44)
где	Q — теплота			набухания		в	кал;	Qi — теплота		набухания су
хого	вещества		в	кал;	Q2 — теплота			набухания	частично набух
шего вещества			в	кал;	I — количество жидкости,					связывающееся
с порошкообразным веществом							при	набухании,	в	г;	а и р — по
стоянные		величины.

П о характеру изменения, в зависимости от I, теплоту набу хания можно сравнить с теплотой адсорбции, т а к как выделяю щееся при набухании тепло особенно значительно тогда, когда этот процесс далек еще от достижения максимума . Это стано вится очевидным, если ввести понятие о так называемой диф


ференциальной теплоте набухания q, которая			представляет со
бой количество тепла, выделяющегося при поглощении				к а ж д о г о
г р а м м а жидкости набухающим	веществом — сухим или			частич
но набухшим . Д и ф ф е р е н ц и р у я	уравнение (44),		находим,	что
*Я- = а =		а ?		(45)

при этом наибольшего значения q достигает при

т.е. в начальный момент набухания .

Вэтот начальный момент теплота набухания

i, равном нулю,

равна

(46)

В процессе набухания веществ возникает давление, известное под названием давления набухания, впервые изученное Фрейнд-

лихом	[76] и Посняком	[98]. М е ж д у	величиной давления		р и	ве
совым количество коллоидного сухого вещества С в 1000					с м 3	на
бухшей	массы имеется	следующая	зависимость:
		p = p0ck,				(47)
где ро	и k — постоянные величины,		определяемые	опытным		пу
тем.
Сходство уравнения		набухания	с уравнением	осмотического

давления привлекло внимание многих исследователей. Б и к е р м а н [88], сравнивая оба уравнения, приходит к выводу, что газовое уравнение можно преобразовать в уравнение (47), если вместо молекулы — точки (для газа) ввести величину удельной поверх ности SQ.

К а к отмечает А. В. Думанский, на процессы набухания гидро фильных веществ влияют электролиты. Особенно большое влия

ние на набухание о к а з ы в а ю т		анионы. П о			своей		способности
увеличивать	набухание они	располагаются			в	следующий			ряд:
C N S ' > j ' > B r ' > N 0 3 ' > C K V > C r >				вода,	а	по	способности
уменьшать набухание располагаются				в р я д вода		> C H 2 C 0 2 ' > m i -
т р а т > т а р т р а т > 5 0 4 " .
Приведенные ряды носят название рядов					Гофмейстера. Н а и
более высокое набухание вызывает				роданид — ион			и	наимень
шее — S O / '	— ион. Присутствие		CY — иона		несколько			увеличи
вает, а С Н 3	С 0 2 ' — иона немного		уменьшает		набухание			по	срав
нению с чистой водой.
Н а процесс набухания т а к ж е			о к а з ы в а ю т		влияние		и	обменные
катионы, располагающиеся по В. С. Ш а р о в у					в последовательный

ряд: L i > N a > K > M g > C a > S r > B a > A I > F e . К а к видно из этого ряда, наиболее способствуют набуханию обменные катио


ны лития, а		наименее — катионы ж е л е з а .
К р о м е того, на процесс набухания оказывает							значительное
влияние концентрация				ионов водорода		( р Н ) , на что		у к а з ы в а л
еще Ж . Л е б		[92]. .Ввиду этого определение величин						набухания
без учета рН		среды может привести к ошибкам .
П р и набухании наблюдается одновременно два явления [86]:
собственно набухание				и пептизация	набухающего		вещества.
В	первом	случае явление связано			с	изменением		электриче
ского	з а р я д а	и адсорбцией ионов и зависит как от анионов								(в
присутствии		таких солей, как NaCl), так и от катионов							(в при
сутствии кислот			или оснований) . Н а и б о л е е сильное				влияние			на
изменение з а р я д а			о к а з ы в а ю т кислоты		и основания,		при		этом	ве

личина набухания при возрастании концентрации кислот прохо

дит через максимум . Кубелька и			Вагнер		[101]		определили,		что
для	сильных кислот (соляной и серной)			максимум наблюдается
при	очень малых	концентрациях	(около	0,1		м и л л и м о л я ) , а			д л я
слабых кислот он отодвигается в			область			больших концентра
ций.
Н а б у х а н и е т а к ж е связано с адсорбцией						жидкости.		Однако
не одно только явление адсорбции			участвует			в данном		процессе.
Это	видно у ж е из того, что повышение			температуры				способст
вует процессу набухания, м е ж д у			тем как		адсорбция			(процесс
экзотермический)		з а д е р ж и в а е т с я	с повышением				температуры .
Это противоречие указывает на то, что					при набухании непре
менно д о л ж е н протекать процесс,			положительно				зависящий		от
температуры . Таким процессом и является					давление набухания .

В ы ш е указывалось на сходство давления набухания с осмо тическим давлением . Сходство становится еще заметнее, если принять во внимание, что давление набухания и осмотическое

давление увеличиваются	о повышением температуры . .
Б о л ь ш о е влияние на	набухание глинистых минералов оказы
вает кислотная активация . После обработки		бентонитов 15%-ной
НС1 или 25% - ной H 2 S 0 4	при температуре	100° С	в течение 6 ч
набухание естественных	образцов, с о д е р ж а щ и х		преимуществен

но Са-иоиы, уменьшается в семь раз, а натриевых примерно в че тыре раза [62].

П р и обработке глин кислотой происходят глубокие	измене
ния в составе и структуре глинистых минералов . П р и	этом на
блюдается усиление жесткости и упрочнение силикатных	пакетов

вследствие перераспределения молекулярных сил взаимодейст

вия м е ж д у структурными	элементами кристаллической решет
ки [62]. Изменение объема	активированных глин в полярных

жидкостях ничем по существу не отличается от изменения объе ма дисперсных минералов неэластичных структур в соответст

вующих	жидкостях . Здесь	будет не внутрикристаллическое на
бухание,	а второй процесс,	обусловленный к а п и л л я р н ы м и сила-


ми, или же, как считает Норриш				[96], осмотическими			силами,
уравновешиваемыми силами Ван - дер - Ваальса .
Кислотная активация уменьшает размеры частиц глин и уве
личивает	их	количество [62], поэтому изменится т а к ж е					упаков
ка зерен	и	соответственно объем		пробы	в жидкой	среде.
Н а основании химического, рентгено-структурного							и	элек
тронно-микроскопического анализов установлено [62],							что	при
кислотной	активации		из кристаллической		решетки	глинистых
минералов	удаляются		полуторные	окислы	A l , Fe,	Са	и M g , а
т а к ж е гидратная вода, в результате чего					повышается		содержа
ние SiC>2.	П р и таком		перераспределении окислов увеличиваются

расстояния м е ж д у базальными плоскостями кристаллической ре шетки, пористость образцов, адсорбционная емкость, что в об щем приводит к повышению адсорбционной способности активи рованных глин вследствие увеличения числа активных центров, с которыми взаимодействуют молекулы среды. Кроме того, ки слотная активация увеличивает теплоту смачивания в неполяр ных жидкостях и уменьшает суммарную емкость обмена, количе ство связанной воды и теплоту смачивания в полярных жидко стях. Необходимо отметить, что при активации глинистых мине ралов в породах - коллекторах вышеперечисленные изменения физико-химических свойств значительно повышают фильтраци онные и емкостные свойства пород.

П о минералогическому составу глины подразделяются на три основные группы [15]: монтмориллонитовую, гидрослюдистую и каолинитовую. Наиболее высоким набуханием отличается пер вая группа. Вторая группа глин набухает в меньшей степени, а

третья — практически		не	набухает. П е р в а я и вторая	группы	ми
нералов	разделяются	на	подгруппы, которые т а к ж е	имеют	раз
личную	величину набухания .
Монтмориллониты встречаются в глинах в виде четырех ос
новных	морфологических		разновидностей, общей особенностью
которых	является расплывчатость очертаний их частиц.
1. Монтмориллонит тонкочешуйчатый сильно разбухает в во
де и теряет четкость		очертаний чешуек.
2. Монтмориллониты в виде крупных непрозрачных и полу
прозрачных чешуек, иногда с острыми шиловидными				выступами.

3.Монтмориллонит м а л о р а з б у х а ю щ и й имеет вид непрозрач ных или полупрозрачных зерен и комковатых агрегатов с размы тыми очертаниями.

4.Монтмориллонит из неразбухающей глины имеет удлинен но-чешуйчатую форму частиц и частью четкие, частью расплыв чатые контуры в одной и той ж е разновидности.

Гидрослюдистые глины по строению	частиц подразделяются
на две основные разновидности. П е р в а я	характеризуется удли

ненно-пластинчатой формой частиц, полупрозрачностыо послед них, резкими очертаниями, тупыми или заостренными концами

пластинок. Вторая разновидность имеет форму изотермичных слюдоподобных пластинок или чешуек с резкими очертаниями, иногда со следами расщепления и скалывания, что обуславли вает неоднородную толщину чешуек.

Каолинит в разных генетических типах глин имеет неодина

ковую форму кристаллов в зависимости от условий	образования
минералов . Н а и б о л е е часто встречаются кристаллы	каолинита

в виде шестиугольных пластинок и слюдоподобных чешуек, иног

да они	имеют неправильную		форму. Каолинит		всегда х а р а к т е р и - 4
зуется	резкостью	очертаний	кристаллов,	что	отличает его	от
монтмориллонита		и бейделлита.
Н а	набухание	глинистых	минералов	пород-коллекторов		в

пластовых условиях, кроме вышеперечисленных факторов, влия ет т а к ж е полярность флюида, заполняющего поровое простран ство. Высокомолекулярные углеводороды нефти, закрепившись на обменных позициях глинистых минералов (поляризационными

силами	и силами В а и - д е р - В а а л ь с а ) ,	препятствуют их	разбуха
нию под	действием воды, попавшей	в пласт. Таким	образом,

ухудшение фильтрационных свойств коллектора под действием глинистых минералов, сорбировавших высокомолекулярные угле водороды нефти, происходит вследствие уменьшения эффектив ного диаметра пор.

П р и насыщении коллектора газом или пластовой водой та кого препятствия к набуханию глинистых минералов нет или оно сводится к минимуму.

Н а фильтрационные свойства коллектора оказывает влияние характер распределения глинистого вещества в породе и его ко личество. И чем больше глинистого вещества, тем больше услож няется структура поровых каналов, что приводит к ухудшению фильтрации жидкости через них при набухании глин.

Изучение набухания глинистых минералов пород-коллекторов представляет практический интерес, так как позволяет разрабо тать мероприятия по предотвращению снижения емкостных и фильтрационных свойств коллекторов .

Н а	б у х а н и е	веществ изучалось различными способами [14, 45,
70, 76	и др.]:	по весовому количеству поглощаемой жидкости;

увеличиванию объема исходного вещества; увеличению давления,


возникающего		при	набухании;		по количеству тепла, выделяемо
му	при набухании		и др. Мерой		набухания веществ обычно		слу
ж а т	различные	коэффициенты,			п о к а з ы в а ю щ и е соотношение		меж
ду количеством		жидкости		и самого вещества в набухшем состоя
нии. З а меру набухания				в большинстве		случаев принимают	сте
пень набухания — отношение количества						(объем, вес и т. д.)	на
бухшего вещества			к его исходному количеству (до набухания) и

коэффициент — отношение прироста количества набухшего веще ства к его количеству до набухания .

При определении величин набухания вышеуказанными спосо бами имеется существенный источник погрешностей, который со-

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 67 / 137 8 9 10 11 12 13 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ