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 6 78 / 138 9 10 11 12 13 > Следующая >>>

стоит в том, что пористые или порошкообразные						вещества	легко
поглощают и у д е р ж и в а ю т жидкость				д а ж е	в тех	случаях,	когда
они	совсем не набухают . Н а б у х ш а я			проба	глинистого материа
ла	может т а к ж е	содержать	в себе значительное			количество им
мобилизованной		жидкости,	которая	механически		з а д е р ж и в а е т с я
набухшим веществом в виде			отдельных включений. Практически

эта жидкость в набухании никакого участия не принимает. Кро ме того, и начальный, и конечный объемы проб зависят не толь ко от их веса, но и от пористости или степени уплотнения дис персной пробы. Указанные факторы, как у т в е р ж д а ю т некоторые исследователи [70], ограничивают применение этих методов, по

тому что удовлетворительные результаты м о ж н о		получить толь
ко д л я	веществ однородных (например, каучук)	и не р а з р у ш а ю
щихся	при набухании.

Методы, основанные на измерении объема, о б л а д а ю т тем пре имуществом, что позволяют прямым наблюдением изучать явле

ние набухания .	Н а и б о л ь ш е е	распространение получил				метод
К. Ф. Ж и г а ч а	и А. Н . Ярова,		позволяющий изучать		набухание
дисперсных проб м а т е р и а л а		в	условиях	близких к	пластовым .
Д л я проверки	вышеуказанного		метода в	У к р Н И Г Р И	были	про

ведены экспериментальные работы на аскангеле и неглинистом,

ненабухающем	материале (горном хрустале) фракции < 0 , 0 1	мм
в технической	воде и в неполярных жидкостях — керосине,	ок

тане, четыреххлористом углероде (ССЦ) и растворе 40% ССЦ в

керосине. Результаты исследований приведены в табл . 12 и	на
рис. 9. К а к видно из табл . 12 и рис. 9, увеличение объема проб	ас-
кангеля происходит в полярных и в неполярных жидкостях .

Все жидкости увеличивают объемы дисперсных проб кварца, ко


торый не обладает свойствами				набухания .
Из приведенных			опытных	работ	становится		очевидным,		что
в процессе капиллярного всасывания					(пропитки)		дисперсное		ве
щество при		взаимодействии с		дисперсной		средой (жидкостью)
захватывает		кроме	иммобилизованной			жидкости		(жидкости
в порах)	еще дополнительное			количество		жидкости,		которая,
раздвигая	дисперсные частицы, увеличивает общий							объем	си

стемы. Это дополнительное количество жидкости при взаимодей

ствии с	дисперсным веществом не участвует в набухании .
Б . В .	Дерягин [26] экспериментально	о б н а р у ж и л эффект р а з
двигания	пластинок (из слюды, к в а р ц а	и др.) под влиянием

жидкости или раствора. Этими исследованиями установлено, что

жидкости способны	раздвигать пластинки на	величину, равную
1 мк. Так как слои	такой толщины о б л а д а ю т особыми упруги
ми свойствами, то следует допустить, что жидкость слоем в			1 мк,
заключенная м е ж д у	двумя поверхностями,	не обладает	у ж е
свойством фазы . К а к	указывает С. М. Липатов	[51], что так	назы

ваемые дисперсные силы имеют большой радиус действия и убы вают обратно пропорционально седьмой степени расстояния. Т а -

кие силы существуют и, з а х в а т ы в а я определенный объем дис персной среды, увеличивают общий объем дисперсоида (пробы и ж и д к о с т и ) .

Исходя из вышеизложенного, необходимо отметить, что ко эффициент набухания, вычисленный по методике Ж и г а ч а — Я р о ва, является завышенным, так ка к он учитывает т а к ж е объем.

Рис. 9. Изменение объемов дисперсных проб кварца (а) и аскангеля (б)

вжидкостях:

/— керосине; 2 — технической воде; 3 — смеси 60% керосина с 40% CCL.; 4 — СС1<.

пленочной жидкости, структурно захваченной в процессе к а п и л лярной пропитки, хотя в набухании она не участвует.

В У к р Н И Г Р И ' усовершенствована методика Ж и г а ч а — Яро ва. Пр и этом использован коэффициент набухания Ко, которым

исключается	вышеуказанный объем жидкости . Коэффициент Ко
определяется,	исходя из работы Ж и г а ч а и Ярова,	из следующих
эмпирических уравнений (рис. 9,6):
	V\on = a + tgPB l/'0 ;	(48)
	V'KO„ = a + tg?pV0,	(49)
где V кон — конечный объем пробы, насыщенной		полярной ж и д

костью, которая вызывает набухание глинистых минералов, в см 3 ;
V k o h — конечный объем пробы, насыщенной	неполярной жид
костью, которая не вызывает набухания глин,	в см 3 ; а — посто

янная дл я одинаковых условий эксперимента величина. Экспери ментальными исследованиями установлено, что она зависит от минералогического состава и дисперсности породы и не зависит

73.

от типа жидкости; tgpB и tgpp — постоянные величины для по лярной и неполярной жидкостей с одинаковой величиной рас клинивания; VV — начальный объем сухой породы.

Величина tgpp может быть определена по одной или смеси нескольких неполярных жидкостей (например, C C U , керосина и др.), которая по отношению к исследуемой полярной жидкости имеет одинаковую величину расклинивания.

Для исключения объема жидкости, участвующей в расклини вании дисперсного материала, взята разность уравнений (48) и

(49)
	1Л™ -	^кои =		(tg 8n -		tg рр ) V0.		(50)
Разделив правую и левую части уравнения							(49) на VV> получим
	^ K O H - V " K O H =tgp , —tgBp.							(51)
Коэффициент Ко определяется				также		по	Жигачу — Ярову из
формулы
	A T = - ^ -			+ tgP —1.				(52)
		1	ск
Как указывалось	выше, этот		коэффициент				включает	коэффи
циент набухания	Ко и коэффициент				расклинивания Kv			в процес
се капиллярной	пропитки
	/С		— J -		tgPB — 1;			(53)
		1 ск
	K p = - j f -			+ t g P p - l ,				(54)
т. е.
	/С0 =	/Св — / C p		= t g p B - t g P p ,				(55)

где VCK — объем скелета породы соответствующей навески.

Приравнивая уравнения (51) и (55), получаем


К0 = Ка - Кр = v'™-v'™		= tg З В _ tg рр .		(56)
Для практического определения Ко необходимо			на 8—12 при
борах провести	серию замеров изменения объемов		равных по ве
су, но с разной	степенью уплотнения,	проб данного		глинопорош-

ка в исследуемой жидкости. Аналогичные исследования произво дятся в неполярной жидкости, имеющей одинаковый с изучае

мой жидкостью		коэффициент	расклинивания		Кр.	Подбор
неполярной	жидкости, с достаточной			для практических		целей
точностью,	можно	осуществлять	на дисперсных пробах ненабу-
хающих материалов, например			кварце. Результаты исследова
ний наносятся на график, где на			оси	абсцисс	откладываются

о б ъ е мы сухой пробы У п в см3 , а на оси ординат — ее конечные объемы в см 3 после взаимодействия с жидкостью VK. Н а графи ке линии зависимостей, согласно уравнениям (48) и (49), сходят

ся на оси ординат в одной точке (рис. 9, б) . Разница		тангенсов
их углов наклона к горизонтали, согласно уравнению		(56), рав
на коэффициенту набухания Ко.
Экспериментами установлено, что коэффициенты	расклинива
ния Кр для технической воды и раствора 40% СС1 4	в	керосине
(табл. 12) одинаковы.

Т а б л и ц а 12

Результаты экспериментальных работ по изучению изменения объемов дисперсных проб пород при взаимодействии их с жидкостями (навеска пробы 2 г, фракция <0,01 мм)

				tg Р
		о —:		о 2
		н •*		о 2
Исследованное				о S & п
вещество				5? о ^ 5
	X '-	й) о .		5? о ^ 5
S	X '-	а, &	о
S	О С1	3	о	& " о -
и	Ы^.			& " о -
о	о о	Ли		О S 5 11
о	:\\
	:\\

в	С - >^ (-

	Я» +	1 = /V, ~-	ск
			ск
по технической воде, т = 0,995 г/см3	по керосину	по четыреххлорнстому углероду (CCI,)	по раствору 40% четыреххлористого угле рода в керосине	по технической воде

Кварц (горный	1,10	0,76	0,285	0,465	0,375	0,375	1,732	1,912	1,822	1,822
хрусталь),
-( = 2,63 гс, см3
Аскангель	0,08	0,75	1,04	1,14	1,05	3,724	1,146	1,246	1,156	3,83
месторождения
„Махарадзе",
Грузинская
ССР,
-( = 2,66 гс/см3

В последнее время	изучению	набухания глинистых минера
лов пород-коллекторов	уделяется	большое внимание. Р а з р а б о т а

но несколько установок для изучения набухания	в условиях близ
ких к пластовым [23, 42]. В У к р Н И Г Р И р а з р а б	о т а н а установка,

отличающаяся от вышеуказанных способом наблюдения за про

цессом набухания (применен		оптический	метод) .
Установка	(рис. 10) состоит из круговой электропечи 6, ла
бораторного	трансформатора	( Л А Т Р ) 8,	ручного нагнетательно

го пресса 1, стальной нагнетательной трубки 14, вентилей высо кого давления 10, 11, 12 и 13, манометра 9, заправочной емкости 15 с соединительной (заправочной) трубкой 16, микроскопа 4 с регулировочным подъемным винтом 5, оградительного металли ческого щитка 3 с окошком из оргстекла 2 и автоклава 7, кото-

р ый включает корпус 23, верхнюю 24 и н и ж н ю ю 17 крышки, гер метизирующиеся уплотнительными кольцами 18. В корпусе 23 вмонтирован стеклодержатель 36 со смотровым окном 34 из тер мостойкого и высокопрочного стекла с герметизирующими рези новыми кольцами 32, 33 и паранитовой прокладкой 35.

Н а	верхней к р ы ш к е	имеются штуцер	29 от	нагнетательной
трубки,	к а р м а н 25 под	термометр и ручка 30, а		на нижней —
штуцер	от заправочной	трубки. В центре	верхней	крышки через

сальниковое уплотнение 28 выведен валик 26, который внутри ав токлава укреплен вертикально в центре нижней крышки 17 с по мощью упорного подшипника 31 и специальной гайки 27. Н а ва лике 26 находится круговая перфорированная подставка 19 с во


семью		гнездами д л я стаканов 20, в которых		помещены		перфори
рованные поршни 21 со стрелками 22. Вес				одного	поршенька со
стрелкой составляет 2,5 г. Все герметизирующие кольца						изготов
ляются		из термо- и бензостойкой резины.		Установка		испытана
при	давлении 800 кгс/см 2 и		температуре + 1 1 0 ° С.
П р и		проведении эксперимента в стаканы 20 засыпаются					на
вески по 2 г порошка пород, которые предварительно						размель
чаются		до фракции ^ 0 , 0 1	мм, просушиваются при температуре
103° С		и уплотняются в стаканах под нагрузками			в	пределах
10—800 кгс/см2 . Одновременно в автоклав 7 з а к л а д ы в а ю т с я							ста
каны	с	восемью пробами .	Автоклав герметизируется			верхней
крышкой 24 и подогревается			до заданной (пластовой) температу
ры	электропечкой 6. Температура в автоклаве				регулируется
Л А Т Р о м 8 и контролируется термометром,				помещенным в			кар

мане 25 верхней крышки автоклава . Через смотровое окно в оку ляр - микрометре (с линейной шкалой) микроскопа фиксируется


начальное положение стрелок в к а ж д о м стакане поочередно по
воротом	в р а щ а ю щ е й с я		подставки	19	(нулевое положение стре
лок без	навески глины		определяется		при тарировке	п р и б о р а ) .
Д а л е е при		открытых	вентилях	И,	12, 13 в автоклав самоте
ком подается		исследуемая жидкость,			предварительно	подогретая

до заданной (пластовой) температуры . П р и появлении жидкости

на выходе з а к р ы в а ю т с я вентили 10, 11,	12 и ручным нагнета
тельным прессом 1 в автоклаве создается	требуемое (пластовое)
давление .

П р и заданных давлении и температуре через	определенные
промежутки времени, выбираемые в зависимости	от скорости

движения поршеньков 21 на		различных этапах процесса набуха
ния поочередно	фиксируется	изменение	положения	стрелок 22
в к а ж д о м цилиндре. Во время' замеров			поле зрения	микроскопа
подсвечивается сбоку электролампой с рефлектором.				Д л я удоб
ства работы цена	деления ш к а л ы окуляр-микроскопа			пересчиты-

вается в объемных единицах и непосредственно измеряется при ращение объема набухающей навески породы. Преимущество не прерывного оптического наблюдения за процессом набухания,

в отличие от применяющихся систем с самописцем [23, 42], за ключается еще и в том, что данные по кинетике процесса фик сируются непосредственно по ходу опыта, четко определяется время его окончания и отпадает потребность в р а с ш и ф р о в к е диа грамм .

После окончания опыта отключается обогрев, стравливается давление, сливается жидкость через вентиль 10, отвинчивается

верхняя крышка

автоклава

и производится

смена

навесок.

Предварительно

техни

г-го°с

ческой

воде

на

установке

изучалось влияние

термоди

намических

условий

на на

бухание аскангеля . Извест

но,

что температура

и дав

ление

о к а з ы в а ю т определен

ное влияние на величину ко

эффициента

набухания

[23,

zoo

ООО p, кгс/смг

42]. Исследования

показали,

что с ростом давления от 1

до

600 кгс/см2

коэффициент

300кгс/смг

набухания аскангеля в тех

нической

воде

возрастает в

1,4—1,7 раза, а с увеличени

р~!кгс/смг

ем

температуры

от 20

до

95° С он уменьшается в 1,6—

го

чо

Т, "С

1,8 раза (рис. 11,- а

б).

Следовательно,

изучение на

бухания

глинистых

минера

Рис. 11.

Изменение

коэффициентов

лов пород-коллекторов це

набухания

аскангеля

технической

лесообразно проводить

толь

воде при

изменении.

ко при давлении и темпера

а — всестороннего давления;

б — темпера

туре,

соответствующих

их

туры.

пластовым значениям.

В процессе набухания проб аскангеля

определялись

скорость

w и период набухания Z. Рост давления

и температуры

вызывает

увеличение скорости и уменьшение периода набухания . С увели


чением		температуры	от 20 до 95° С при постоянном					давлении
1 кгс/см 2 период набухания уменьшается					от 71 до 18 мин, а ско
рость	увеличивается		от 0,0142 до 0,0375		см 3 /г - мин .		С		увеличе
нием	давления от 1		до 600 кгс/см2 , при постоянной				температуре
20° С, Z уменьшается от 71 до 46 мин,				a	ш	увеличивается				от
0,0142 до 0,0395 см 3 /г • мин.
К а к		п о д т в е р ж д а ю т эксперименты,		величины w и				Z	зависят
т а к ж е		и от веса поршенька прибора.		Так, с		ростом		веса		пор

шенька скорость w уменьшается, а период набухания Z увели чивается. Нетрудно заметить, что их величины имеют относи тельное значение. Изучение набухания необходимо проводить приборами с одинаковым весом поршеньков.


П о	методике		Ж и г а ч а — Ярова,		усовершенствованной в
У к р Н И Г Р И ,		изучалось		набухание глинистых минералов		пород-
коллекторов		на з а п а д е		и юге Украинской нефтегазоносной		обла
сти. Исследования			выполнены в пластовой и технической			водах,
а т а к ж е	в водных		растворах химических		реагентов и поверхност

но-активных веществ (ПАВ) средних концентраций, применяе мых в практике обработки буровых растворов. П р е д в а р и т е л ь но проводился гранулометрический анализ пород-коллекторов и


изучался		минералогический		состав их	глинистого материала .
П о данным гранулометрического анализа содержание глини
стых	минералов		(фракции	менее 0,01 мм) в		песчаио-глинистых
породах изменяется от 3,5				до 87%. Н а и б о л е е		высокий процент
глинистых		минералов (от 10 до 87%) содержат породы-коллек
торы	сарматских		отложений Внешней		зоны	Предкарпатского

прогиба. Коллекторы палеогена Внутренней зоны П р е д к а р п а т

ского и мела	З а к а р п а т с к о г о прогибов, а т а к ж е	кембрия	Волыно-
Подольской	окраины Восточно-Европейской платформы		содер
ж а т меньшее	количество глин, соответственно	8—67; 5,5—74 и
3,5—26%.

С о д е р ж а н и е глинистых минералов в породах - коллекторах нижнего мела западной части К р ы м а составляет 10,4—34,5%, увеличиваясь в мелкозернистых разностях пород.

Минералогический состав глин изучался термическим и рент генометрическим методами, а т а к ж е в шлифах . Основная масса глинистых образований кембрия, мела и палеогена составлена гидрослюдистыми и хлоритовыми минералами (в палеогене при сутствуют примеси каолинита и редко монтмориллонита) . С а р матские отложения содержат в основном монтмориллонитовые глины с примесью гидрослюды, каолинита и хлорита.

Туфогенные и туфопесчанистые породы нижнего мела запад ной части Крыма с о д е р ж а т в основном гидрослюдистые и хло ритовые глины. Очень редко и в незначительном количестве при сутствуют следы монтмориллонита (скв. 4 Серебрянской площа ди, интервал 3718—3725 м) . Цемент в породе по типу контакто вый и поровый. П о составу он кремнисто-глинистый. Кремнистое вещество состоит из халцедона и зереи кварца .

Исследования по изучению набухания проводились на песча- но-алевритовых породах кембрия (площадь Б у ч а ч с к а я ) , сарма

та (площадь	З а л у ж а н с к а я ) , палеогена		(площадь	Семигинов-
с к а я ) , мела	(площадь	Тереблянская) со	средним	содержанием
глинистых минералов .		П о западной части	К р ы м а	исследования

проводились на туфогенных породах нижнего мела из площадей: Бакальской, Задорненской, Серебрянской и Северо-Серебрян- ской. Величины температуры и давлений принимались согласно их средним значениям дл я к а ж д о г о исследуемого стратиграфи ческого комплекса пород.

Результаты лабораторных исследований на з а п а д е Украин ской нефтегазоносной области приведены на рис. 12. По данным

эксперимента наиболее высокой способностью к набуханию ха рактеризуется глинистый материал пород-коллекторов сармат ского яруса — Ко в технической воде равняется 1,5 (рис. 12, а). Глинистая ф р а к ц и я кембрийских, палеогеновых и меловых по род-коллекторов обладает значительно меньшим коэффициентом набухания, который в технической воде составляет 0,17—0,28 (рис. 12, б, в, г).

Д л я сравнения изученных жидкостей по их влиянию на набу хание глинистых минералов они условно разделены на три груп-

1,5

IL'l'

КО

Ко

0,2

ш.

0,5

3\4\5\B\7\8\3\iail\

z\A><

- J

Рис.

12.

Набухание

ГЛИНИСТЫХ минералов

пород-коллекторов

растворах

химических реагентов

и ПАВ.

а — сарматские отложения Внешней зоны

Предкарпатского прогиба;

б — кембрийские

отложения Волыно-Подольской окраины

Восточно-Европейской

платформы;

в — па

леогеновые

отложения

Внутренней зоны

Предкарпатского прогиба;

г — меловые от

л о ж е н и я Закарпатского

прогиба, / — пластовая вода;

2 — техническая

вода;

водные

растворы:

3 — КССБ (1,6%);

4~карбофена

(1%); 5 — окзила

(0,6%);

б — К М Ц

(1%);

7 — Г П А А

(0,24%);

S — У Щ Р

(1.7%); 9 — модифицированного

крахмала

(1,2%); 10 —

п ш а н а

(1%); / / — Т П Ф Н (0,3%); 12 — сапаля

(1%); 13 — дисолвана (1%); 14 — приво-

цела

W—ON—100 (1%); /5 — катаппна

(1%); 16 — сульфанола

НП—1 (1%).

пы . К первой группе отнесены

жидкости,

в которых

глинистый

м а т е р и а л

набухает

меньше, чем в пластовой

воде

(Ко н и ж е ли

нии

I — I на рис. 12). Ж и д к о с т и

второй

группы

имеют

коэффи

циенты набухания равные по величине

Ко в пластовой

воде или

незначительно

(на 0,05) больше (на рис. 12

их

Ко

находится

м е ж д у линиями

I — I и

I I — I I ) . Третья

группа

жидкостей

отлича

ется высоким коэффициентом набухания

по сравнению

с пласто

вой

водой (на рис. 12 их Ко выше

линии

I I — I I ) .

Одноименные

растворы могут относиться к разным группам в зависимости от конкретных условий — минералогического состава глин, пласто вых температур, давлений и др. Например, с ростом д а в л е н и я набухание глинистых минералов в растворе К С С Б уменьшается,

-80

в то время как в растворах гипана, У Щ Р , Т П Ф Н — увеличива ется. Монтмориллоннтовые глины в растворах КМЦ - 500 п ГПАА набухают меньше, чем в пластовой воде, а гидрослюдистые — значительно больше. Такое явление, возможно, обусловлено тем, что гидрофобные частицы высокомолекулярных соединений, ин тенсивно адсорбируясь на поверхности монтмориллонитов, обра зуют блокаду, которая препятствует гидратации глин.

Согласно такому разделению, с целью уменьшения набухания глинистого материала пород-коллекторов при вскрытии продук тивных и перспективных отложений, наиболее целесообразно ис пользовать химические реагенты и П А В , водные растворы кото рых относятся к первой группе, и как исключение,— ко второй, если последнее диктуется технологической необходимостью.

Изучение набухания глинистых фракций туфогенных пород нижнего мела западной части Крыма показало, что они имеют

очень низкие коэффициенты набухания . Среднее	их значение да
ж е в технической воде составляет всего 0,15.	Следовательно,

в этих условиях процесс набухания глинистых минералов прак

тически не будет влиять на изменение	фильтрационных свойств
пород-коллекторов.
Изучалось т а к ж е влияние кислотных	растворов на изменение

коэффициента набухания аскангеля и дисперсных проб породколлекторов на з а п а д е Украинской нефтегазоносной области, ха рактеристика которых приведена выше. Температура и давление

при активации	аскангеля составляли соответственно	70° С и
1 кгс/см2 , а при	набухании — 70° С и 300 кгс/см2 . Д л я	пород-кол

лекторов они соответствовали их пластовым значениям. В каче стве реагентов-активаторов использовались кислотные растворы


тех концентраций, которые применяются					при обработке				скважин .
После кислотной активации дисперсный материал								промывался
дистиллированной водой			до величины рН			равной	7,	и затем			вы
с у ш и в а л с я при температуре 105°С до полного удаления									влаги.
Е О Й	Установлено, что активация			глинистых		минералов			плавико -
	кислотой уменьшает		набухание в большей мере, чем							актива
ция	соляной	и сернистой	кислотами, а		обработка		глин		уксусной
и лимонной		кислотами,	а т а к ж е	едким	натрием		практически				не
влияет на величину набухания. Н а и м е н ь ш е е набухание									глин про
исходит после их активации кислотами					низких		концентраций
(до 5 % ) . С увеличением			концентрации кислот от 5 до 20%							набу
хание тоже		уменьшается, но в меньшей			мере (рис.			13).	Следует

отметить, что активация глинистых минералов значительно уве личивает скорость w и уменьшает период набухания Z.

Уменьшение набухания глинистых минералов после их кислот ной активации происходит, по-видимому, в результате изменения структуры кристаллической решетки и увеличения жесткости си ликатных пакетов. Последние уменьшают свою подвижность и ограничивают проникновение жидкости в межпакетное прост ранство.

.6 Зак. 498

[',1

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 138 9 10 11 12 13 > Следующая >>>

Соседние файлы в папке книги из ГПНТБ