9 Набухание пластовых глин.

Большинство продуктивных коллекторов нефти и газа содержат в своем со­ставе то или иное количество глин, которая может находиться в виде порового цемента, прожилок, пропластков. Определённое количество глины может привно­ситься искусственно в призабойную зону скважины вместе с фильтратом бурового раствора при разбуривании продуктивной части пласта, капитальных и текущих ремонтах скважин, заводнении.

56

В процессе разработки месторождения глина может изменять свой объём и тем самым существенно осложнять добычу нефти. В практике нефтедобычи из­вестны случаи, когда из-за набухания глинистого материала исключалась возмож­ность заводнения нефтяных коллекторов.

Набухание глин объясняется их гидротацией. Вода проникает в чешуйки глин и создает между чешуйками гидратные плёнки. Так как удельная поверх­ность глин значительна (глина состоит из многочисленных чешуек), глины могут набухать очень сильно. В дальнейшем чешуйки глины начинают смещаться отно­сительно друг друга, и происходит разрушение глин.

Набухание глин снижает пористость и проницаемость. Особенно значи­тельное снижение проницаемости происходит, когда чешуйки набухшей глины начинают двигаться в порах и закупоривают мелкие поры. Проницаемость породы вследствие разбухания глин может уменьшаться в 50 раз и более. Поэтому одним из важных требований к реагенту, используемому для закачки в нефтенасыщенный пласт, с целью поддержания пластового давления и увеличения нефтеотдачи, является снижение набухаемости глин или его полное предотвращение.

Набухаемость глин исследуется на приборе Жигача К.Ф. и Ярова АН. /II/, схема которого приведена на рис.9.1, а обработка результатов исследований по методике Городного В.Д./ 12 /.

Собранный прибор опускается в ванну с исследуемым раствором. Сквозь перфорированное дно цилиндра исследуемая жидкость впитывается в глинопорошок и вызывает его набухание, что фиксируете индикатором ИЧ-10.

По результатам набухания глин в исследуемых жидкостях строится зависи­мость объёма набухания от объёма V_наб сухой пробы глины V_нач (по данным 6-8 опытов для исследуемой глины в одной и той же жидкости) (рис.9.2). Зависимость носит прямолинейный характер. Тангенс угла прямой tgβ является для рассматриваемой глины величиной постоянной и не зависящей от начальной пористости проб глинопорошка и от химических добавок к воде.

57

Рисунок 9.1 Рисунок 9.2

1 - индикатор часового типа (ИЧ-10);

2 - поршень,

3 - цилиндр с перфорированным дном,

4 - ванна для исследуемых жидкостей;

5 - прокладки из фильтровальной бумаги;

6 - проба глинопорошка.

Величина отрезка а, отсекаемая прямой на оси ординат, зависит, как от свойств глины, так и от химических добавок к воде. Коэффициент действительного изме­нения объема глинистых частиц рассчитывается по уравнению;

(9.1)

где

- коэффициент набухания глины, равный отношению объёма жидкости, связанной пробой глины, к объему сухих частиц;

ρ- плотность сухой глины, кг/м³;

tgβ - коэффициент, показывающий какая доля от объёма пор в сухой пробе сохраняется в набухшей;

а - коэффициент, зависящий от свойств глины и величины tgβ м³,

М - масса навески пробы глинопорошка, кг.

58

Задача 9.1 Определить коэффициент набухания глины-бентонит в пресной и минерализованной воде, используя исходные данные и результаты эксперимента, полученные на приборе Жигача К.Ф. и Ярова А.Н. (табл.9.1, 9.2). Расчёты сопос­тавить и сделать выводы.

Таблица исходных данных.

Таблица 9.1

Наименование параметра	Значение параметра
	Варианты заданий
	1	2	3	4	5
Масса навески глины М,·10-3 кг	1	1.5	2	1	2
Плотность сухой глины ρ, кг/м3	2420	2340	2430	2370	2390
Диаметр цилиндра прибора D, см	2	2.3	2.5	3	3.5

Решение. 1) По данным табл.9.1 и 9.2 вычисляем объёмы сухого глинопорошка (V_нач) и соответствующие им объёмы набухшей глины (V_наб) для каждого опыта

(9.2)