Файл: Повышение эффективности вскрытия и опробования нефтегазоносных пластов..pdf

1,5

I

л

о

IL'l'

I

Ж

I

I

КО

Ко

0,2

Л

1

ш.

о

0,5

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

z\A><

- J

Рис.

12.

Набухание

ГЛИНИСТЫХ минералов

пород-коллекторов

в

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

А

(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

очень низкие коэффициенты набухания . Среднее

их значение да ­

ж е в технической воде составляет всего 0,15.

Следовательно,

тически не будет влиять на изменение

фильтрационных свойств

пород-коллекторов.

Изучалось т а к ж е влияние кислотных

растворов на изменение

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

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

.6 Зак. 498

[',1

П р и

активации на

величину

коэффициента

набухания

Ко влияет

ряд факторов:

химический

состав глинистого

материа ­

ратура

н карбонатность пород. Серия выполненных эксперимен­

тов, по

изучению набухания активированных

и неактивироваи-

ных глин, позволяет по очереди исключать роль отдельных

фак­

торов

и

оценивать степень

влияния к а ж д о г о в

отдельности.

Так,

после

кислотной активации

пород-коллекторов

сарматских

(пло-

0

Ч

8

12

'Б

С,%

Рис. I3. Набухание аскангеля в технической воде,

предварительно активированного растворами

кис­

лот

и щелочей различной концентрации.

/ — едким

натрием, уксусной и

лимонной

кислотами;

2—

серной кислотой; 3 — соляной

K H C I O T O I ' I ;

4—плавиковой

кислотой.

щадь

З а л у ж а н с к а я ) , кембрийских

(площадь

Бучачская)

и

па­

леогеновых

отложений

(площадь

С е м и п ш о в с к а я )

коэффициент

н а б у х а н и я ' К о

в .технической воде

уменьшается

соответственно

в 1,62;

1,20

и

1,13

раза

и становится меньше

Ко

неактивирован ­

ных проб в

пластовой

воде (соответственно

в 1,42;

1,08

и

1,01

р а з а ) . Активированные

глинистые

минералы

пород меловых

от­