Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Проблемы выработки запасов нефти и группирование пластов юрских отложений месторождений Шаимского нефтегазоносного района по литолого-петрофизическим особенностям пород, диапазону изменения ионного состава пластовых вод и их физико-химических свойств 12
1.1 Проблемы выработки запасов нефти пластов юрских отложений 12
1.2 Обобщение и систематизация результатов литолого-петрофизических исследований пород продуктивных пластов 15
1.3 Обобщение и систематизация результатов лабораторных исследований состава и свойств пластовых вод 17
1.4 Группирование объектов исследования по литолого-петрофизическим характеристикам продуктивных пластов, составу и свойствам пластовых вод 24
1.4.1 Характеристика объектов исследований по литолого-петрофизическим характеристикам продуктивных пластов 25
1.4.2 Анализ и статистическая обработка лабораторных исследований состава и свойств пластовых вод в выделенных группах 40
Выводы 50
Глава 2 Исследование совместимости вод нефтенасыщенных пластов месторождений Шаимского региона и закачиваемых вод Куртамышского горизонта на возможность солеобразования 53
2.1 Теоретические основы солеобразования при добыче нефти 53
2.2 Методики анализа совместимости вод по возможности солеобразования 56
2.2.1 Метод математического моделирования 56
2.2.2 Расчетно-аналитический метод 57
2.3 Исследование совместимости пластовой и закачиваемой вод на возможность солеобразования в выделенных объектах исследований 60
2.3.1 Исследование совместимости вод пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений и закачиваемой воды 61
2.3.2 Исследование совместимости вод пласта Т Сыморьяхского месторождения и закачиваемой воды 70
2.3.3 Исследование совместимости вод пласта П Восточно-Каюмовского месторождения и закачиваемой воды 75
Выводы 84
Глава 3 Изучение влияния закачиваемой воды Куртамышского горизонта на фильтрационные свойства коллекторов 86
3.1 Влияние закачиваемой воды на коэффициент вытеснения нефти водой 86
3.1.1 Методика определения коэффициента вытеснения нефти водой на образцах горных пород – коллекторов 86
3.1.2 Влияние закачиваемой воды на коэффициент вытеснения нефти водой для пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений 89
3.1.3 Влияние закачиваемой воды на коэффициент вытеснения нефти водой для пласта Т Сыморьяхского месторождения 108
3.1.4 Влияние закачиваемой воды на коэффициент вытеснения нефти водой для пласта П Восточно-Каюмовского месторождения 113
Выводы 119
3.2 Влияние типа закачиваемой воды на коэффициент абсолютной проницаемости по воде 120
3.2.1 Методика определения коэффициента абсолютной проницаемости по воде на образцах горных пород-коллекторов 120
3.2.2 Влияние типа закачиваемой воды на коэффициент абсолютной проницаемости по воде для пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений 122
3.2.3 Влияние типа закачиваемой воды на коэффициент абсолютной проницаемости по воде для пласта Т Сыморьяхского месторождения 136
3.2.4 Влияние типа закачиваемой воды на коэффициент абсолютной проницаемости по воде пласта П Восточно-Каюмовского месторождения 143
Выводы 151
Глава 4 Исследование влияния вод Куртамышского горизонта и пластовых вод на набухание глинистых минералов цемента пород продуктивных пластов месторождений Шаимского НГР 154
4.1 Методика исследования влияния различных типов вод на набухающую способность глинистой составляющей терригенных коллекторов продуктивных пластов 154
4.2 Влияние закачиваемых вод на набухание глинистых минералов цемента пород продуктивного пласта 158
4.2.1 Влияние закачиваемых вод на набухание глинистых минералов цемента пород продуктивных пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений 158
4.2.2 Влияние закачиваемых вод на набухание глинистых минералов цемента пород продуктивного пласта Т Сыморьяхского месторождения 162
4.2.3 Влияние закачиваемых вод на набухание глинистых минералов цемента пород продуктивного пласта П Восточно-Каюмовского месторождения 164
Вывод 166
Заключение 168
Список использованной литературы 172
- Обобщение и систематизация результатов лабораторных исследований состава и свойств пластовых вод
- Исследование совместимости вод пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений и закачиваемой воды
- Влияние типа закачиваемой воды на коэффициент абсолютной проницаемости по воде для пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений
- Влияние закачиваемых вод на набухание глинистых минералов цемента пород продуктивных пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений
Обобщение и систематизация результатов лабораторных исследований состава и свойств пластовых вод
По объектам исследований собрана информация по свойствам и составу подземных и попутно-добываемых вод месторождений, расположенных в границах Шаимского НГР, за весь период эксплуатации месторождений. Количество лабораторных исследований состава и свойств пластовых вод в целом за период с 1967 г. по 2018 составило 34 952.
Анализ количества исследованных проб позволяет выделить ряд более изученных пластов на нескольких месторождениях.
Попутно-добываемые воды продуктивного пласта П наиболее изучены на следующих месторождениях:
- Даниловское - 1203 пробы (пласт П1), 686 проб (пласт П1+П2) и 248 проб (пласт П2);
- Мортымья-Тетеревское - 8245 проб (пласт П1+П2);
- Мулымьинское - 559 проб (пласты П1+П2);
- Северо-Даниловское - 1210 проб (пласт П1), 589 проб (пласт П1+П2) и 99 проб (пласт П2);
- Тальниковое - 208 проб (пласт П2);
- Толумское - 3074 пробы (пласты П1+П2);
- Трехозерное - 639 проб (пласт П1+П2), 515 проб (пласт П2).
Попутно-добываемые воды продуктивного пласта Т наиболее изучены на следующих месторождениях:
- Даниловское - 390 проб;
- Лазаревское - 306 проб (пласт Т1), 632 пробы (пласт Т1+Т2) и 422 пробы (Т2);
- Мансингьянское - 77 проб (пласт Т1), 114 проб (пласт Т1+Т2) и 128 проб (Т2);
- Сыморьяхское - 305 проб (пласт Т1), 376 проб (пласт Т1+Т2) и 196 проб (Т2);
- Тальниковое - 556 проб (пласт Т), 292 пробы (пласт Т1), 56 проб (пласт Т1+Т2) и 322 пробы (пласт Т2);
- Убинское - 145 проб (пласт Т1), 285 проб (пласт Т1+Т2) и 65 проб (пласт Т2);
- Филипповское - 126 проб (пласт Т1), 296 проб (пласт Т1+Т2) и 125 проб (Т2);
-Шушминское - 304 пробы (пласт Т1), 165 проб (пласт Т1+Т2) и 117 проб (Т2).
Попутно-добываемые воды продуктивного пласта Ю наиболее изучены на следующих месторождениях:
- Западно-Тугровское - 270 проб (пласт Ю2+ЮЗ), 418 проб (пласт Ю4) и 193 пробы (пласт Ю10-1);
-Ловинское - 1110 проб (пласт Ю2+Ю4), 1391 проба (пласт Ю2+Ю4+Ю5+Ю6) и 795 проб (пласт Ю5+Ю6);
- Новомостовское - 205 проб (пласт Ю3), 100 проб (пласт Ю4) и 249 проб (Ю6);
- Потанай-Картопьинское- 90 проб (пласты Ю1, Ю2-3).
Воды куртамышского горизонта изучены на следующих месторождениях:
- Западно-Новомостовское - 24 пробы; - Пайтыхское - 29 проб;
Западно-Тугровское - 121 проба; - Потанай-Картопьинское - 104 пробы;
Красноленинское - 143 пробы; - Сыморьяхское - 79 проб;
- Лазаревское - 72 пробы; - Тальниковое - 43 пробы;
- Новомостовское - 80 проб; - Шушминское - 98 проб.
Анализ результатов измерений показывает, что собранная информация однородна по объему, т.е. при определении состава и свойств пластовых вод на протяжении всего времени разработки месторождений определялись одни и те же показатели, а именно: определения плотности при температуре 20 0С, общей жесткости, водородного показателя, содержания хлорид-ионов, карбонат-ионов, гидрокарбонат-ионов, сульфат-ионов, ионов кальция и магния, а также суммарное содержание ионов натрия и калия. Другими словами, при определении состава и свойств пластовых вод использовался так называемый «шестикомпонентный анализ».
В Таблице 1.1 приведены средние значения указанных параметров по более изученным пластам месторождений. При вычислении показателей использовались все имеющиеся результаты лабораторных исследований пластовых вод. На следующих этапах работ, при необходимости, в зависимости от выбранных объектов исследований, будет проведена статистическая обработка имеющихся данных. Как правило, в результате применения формальных и экспертных методов оценки достоверности гидрохимического материала отбраковывается от 10% до 15% проб. В результате отброса всех сомнительных проб получаются более достоверные результаты состава и свойств пластовых вод месторождений.
Следует отметить, что большинство пластовых вод месторождений Шаимского района относятся по классификации В.А. Сулина к хлоридно-гидрокарбонатным натриевым водам. Также встречаются хлоридные кальциевые и хлоридные магниевые воды.
Анализ приведенных в Таблице 1.1 показателей позволяет сделать следующие выводы:
- средняя минерализация попутно-добываемых вод продуктивного пласта Т составляет 7780,74 - 15242,17 мг/дм3, среднее содержание ионов кальция составляет 45,88 - 197,66 мг/дм3, среднее содержание гидрокарбонат-ионов составляет 921,97 - 1981,62 мг/дм3;
- средняя минерализация попутно-добываемых вод продуктивного пласта П составляет 7304,37 - 14599,57 мг/дм3, среднее содержание ионов кальция составляет 91,23 - 203,15 мг/дм3, среднее содержание гидрокарбонат-ионов составляет 895,75 - 2480,97 мг/дм3;
- средняя минерализация попутно-добываемых вод продуктивного пласта Ю составляет 7572,79 - 10013,07 мг/дм3, среднее содержание ионов кальция составляет 52,82 - 69,57 мг/дм3, среднее содержание гидрокарбонат-ионов составляет 1741,42 - 2784,06 мг/дм3;
- средняя минерализация пластовых вод куртамышского горизонта составляет 175,30 - 1357,18 мг/дм3, среднее содержание ионов кальция составляет 8,94 - 71,90 мг/дм3, среднее содержание гидрокарбонат-ионов составляет 66,71 - 363,20 мг/дм3;
- попутно-добываемые воды продуктивных пластов Т, П и Ю не имеют существенных отличий в физико-химических свойствах, среднее содержание ионов для всех пластов находится практически в одном диапазоне. Имеющийся разброс значений показателей состава и свойств попутно-добываемых вод может свидетельствовать о наличии в выборках сомнительных результатов исследований. Для получения более достоверной информации по содержанию ионов и общей минерализации попутно добываемых вод необходимо в следующем разделе провести статистическую обработку имеющейся информации.
Пластовые воды куртамышского горизонта являются пресными. На данном этапе анализа их состава выявился значительный разброс по их минерализации. Есть вероятность того, что в выборке результатов анализа пластовых вод куртамышского горизонта присутствуют воды других более минерализованных пластов или примеси технических жидкостей. Для получения более достоверной информации необходимо на следующем этапе работ провести статистическую обработку имеющейся информации.
Исследование совместимости вод пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений и закачиваемой воды
Возможность отложения солей для пластовой воды продуктивного пласта Ю2 и воды куртамышского горизонта определялась при пластовых условиях.
Показатели в пробе воды куртамышского горизонта имеют следующие величины: минерализация – 101,9 мг/дм3, плотность – 0,9986 г/см3, величину рН – 6,42.
Западно-Новомостовское месторождение
Для расчетов использовались следующие пластовые условия: начальное пластовое давление – 21,8 МПа и начальная пластовая температура 760С.
Согласно результатам анализа и статистической обработки лабораторных исследований состава и свойств пластовых вод, проведенной в главе 1 данной диссертации, для проведения дальнейших лабораторных исследований рекомендуется использовать пластовую воду пласта Ю2 Западно-Новомостовского месторождения. Проба, предоставленная для проведения исследований, имеет минерализацию 10286,7 мг/дм3, плотность – 1,0061 г/см3, величину рН – 8,10. Физико-химический состав закачиваемой и пластовой воды, использованный для математических расчетов, приведен в Таблице 2.1. Сведения о процентном соотношении вод, при котором возможно выпадение карбоната и сульфата кальция при заданных термобарических условиях, приведены в Таблице 2.2.
Диаграмма вероятности отложения карбоната и сульфата кальция, при различных соотношениях смешиваемых пластовых вод Западно Новомостовского месторождения и закачиваемых вод (водозабор) куртамышского горизонта, приведена на Рисунке 2.1.
Согласно результатам математического моделирования, при смешении пластовых вод пласта Ю2 и вод куртамышского горизонта Западно-Новомостовского месторождения, выпадение карбонатов кальция в пластовых условиях возможно при условии содержания воды с добывающей скважины пласта Ю2 начиная с 30 %, выпадения сульфата кальция не прогнозируется.
Для проверки результатов проведены лабораторные эксперименты, в ходе которых выполнено смешение пластовых вод пласта Ю2 и вод куртамышского горизонта в соотношениях 30/70, 50/50 и 70/30. Алгоритм проведения экспериментов описан в Разделе 2.2.2. Полученные данные количественного анализа ионного состава смесей вод и их сравнение с расчетными величинами (по Формуле 2.1) приведены в Таблицах 2.3-2.5. За условие осадкообразования принято превышение разности между экспериментальным и расчетным значениями содержания определяемого иона над погрешностью измерения определяемого иона.
Как видно из Таблиц 2.3-2.5 значительных отклонений в составах смесей вод, полученных расчетным методом и специально поставленным экспериментом, не наблюдается. В ходе проведенных экспериментов по смешению вод ни в одной из полученных смесей визуально выпадение осадка не обнаружено.
Потанай-Картопьинское месторождени е
Вероятность образования отложений определялась при пластовых условиях: начальное пластовое давление – 20,0 МПа и начальная пластовая температура 92 0С. Согласно результатам анализа и статистической обработки лабораторных исследований состава и свойств пластовых вод использовалась пластовая вода пласта Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождения, имеющая минерализацию и содержащая в своем составе хлорид-, гидрокарбонат-ионы и ионы кальция в следующих диапазонах: минерализация – 5,5-10,8 г/дм3; массовое содержание хлорид-ионов 1,5-4,3 г/дм3; массовое содержание гидрокарбонат-ионов – 0,8-2,3 г/дм3; общая жесткость до 5,3 мг-экв/дм3, при этом массовое содержание ионов кальция изменяется до 139,5 мг/дм3. Проба пластовой воды пласта Ю2-3 Потанай Картопьинского месторождения, предоставленная для проведения исследований имеет минерализацию 7614,2 мг/дм3, плотность– 1,0038 г/см3, величину рН – 8,25.
Физико-химический состав закачиваемой и пластовой воды, использованный для математических расчетов, приведен в Таблице 2.6. Сведения о процентном соотношении вод, при котором возможно выпадение карбоната и сульфата кальция при заданных термобарических условиях, приведены в Таблице 2.7.
Влияние типа закачиваемой воды на коэффициент абсолютной проницаемости по воде для пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений
Западно-Новомостовское месторождение
Подбор геологических моделей пласта Ю2 Западно-Новомостовского месторождения представлен в Таблице 3.28. Фильтрация проводилась на скоростях 0,1, 0,2 и 0,4 см3/мин. На Рисунке 3.5 представлены результаты измерения коэффициента проницаемости по воде. На графиках видно, что проницаемость по жидкости, при закачке воды куртамышского горизонта, при увеличении скорости закачки увеличивается.
Результаты измерения проницаемости для каждой модели представлены в Таблице 3.29. За величину Кпр в пластовых условиях по жидкости принималась последняя точка измерения Кпр.
В ходе проведения экспериментов по определению коэффициента проницаемости по жидкости установлено, что при фильтрации воды куртамышского горизонта наблюдается увеличение среднего значения коэффициента проницаемости с увеличением скорости фильтрации: от 0,1327 х10-3 до 0,2213х10-3 мкм2 для модели № 1, от 0,0201 х10-3 до 0,0300 х10-3 мкм2 для модели № 2 и от 0,1412 х10-3 до 0,1938 х10-3 мкм2 для модели № 3.
Для изучения влияния типа закачиваемой воды на коэффициент проницаемости по жидкости после каждой смены режима фильтрации были отобраны и проанализированы пробы воды куртамышского горизонта Западно-Новомостовского месторождения. Химические составы и физико-химические свойства исследованных вод представлены в Таблицах 3.30 -3.31.
По результатам исследований проб воды куртамышского горизонта после экспериментов по определению коэффициента проницаемости по жидкости можно сделать вывод, что химический состав воды претерпел значительные изменения. После трех режимов фильтрации для всех трех моделей пласта характерны следующие изменения:
- общая минерализация вод по сравнению с исходной (101,9 мг/дм3) возросла в 5,9 – 17,0 раз и составила 605,8 – 1734,7 мг/дм3;
- рост минерализации в основном обеспечивается за счет увеличения содержаний ионов натрия, кальция, магния, хлорид-, гидрокарбонат- и сульфат-ионов (Рисунки 3.6, 3.7);
- величина водородного показателя по сравнению с исходным (6,42 ед. рН) увеличилась на 1,76 – 2,06 ед. рН и составила 8,18 – 8,48 ед. рН, т.е. вода приобрела щелочной характер.
Особенно эти изменения заметны после фильтрации воды через модель № 1 (образцы № 927-10703-14\; 927-10703-20, 927-10704-206). В воде куртамышского горизонта после трех режимов фильтрации через модель № 1 увеличились содержания практически всех ионов: из катионов значительно увеличились содержания ионов кальция – от 8,7 до 121,4 мг/дм3; из анионов – сульфаты – от 1,0 до 218,5 мг/дм3 и гидрокарбонаты – от 75,2 до 237,7 мг/дм3. Соответственно увеличилась и общая минерализация воды – от 101,9 до 1735 мг/дм3. Также наблюдалось помутнение воды после каждого режима фильтрации.
При фильтрации через модели № 2 и № 3 наблюдается помутнение воды. Для модели № 3 также наблюдается изменение цвета на желтый.
Потанай-Картопьинское месторождени е
Подбор геологических моделей по пласту Ю2-3 Потанай Картопьинского месторождения представлен в Таблице 3.32. Фильтрация проводилась на скоростях 0,1, 0,2 и 0,4 см3/мин. На Рисунках 3.8 видно, что проницаемость по жидкости, при закачке воды куртамышского горизонта, при увеличении скорости закачки увеличивается.
Результаты измерения проницаемости для каждой модели представлены в Таблице 3.33. За величину Кпр в пластовых условиях по жидкости принималась последняя точка измерения Кпр.
В ходе проведения экспериментов по определению коэффициента проницаемости по жидкости для моделей № 1 и 3 при фильтрации воды куртамышского горизонта наблюдается увеличение среднего значения коэффициента проницаемости с увеличением скорости фильтрации: для модели № 1 – от 0,401х10-3 до 0,710х10-3 мкм2, для модели № 3–от 1,357х10-3 до 1,987 х10-3 мкм2, для модели № 2 наблюдается снижение среднего значения коэффициента проницаемости с увеличением скорости фильтрации от 0,409 х10-3 до 0,351 х10-3 мкм2.
Для изучения влияния типа закачиваемой воды на коэффициент проницаемости по жидкости после каждой смены режима фильтрации были отобраны и проанализированы пробы воды куртамышского горизонта Потанай-Картопьинского месторождения. Химические составы и физико-химические свойства исследованных вод представлены в Таблицах 3.34 -3.35.
По результатам исследований проб воды куртамышского горизонта после экспериментов по определению коэффициента проницаемости по жидкости можно сделать вывод, что химический состав воды претерпел значительные изменения. После трех режимов фильтрации для всех трех моделей пласта характерны следующие изменения:
- общая минерализация вод по сравнению с исходной (419,4 мг/дм3) возросла в 1,2 – 3,1 раз и составила 521,2 – 1307,0 мг/дм3;
- рост минерализации в основном обеспечивается за счет увеличения содержаний ионов натрия, хлорид-, гидрокарбонат- ионов (Рисунки 3.9, 3.10);
- незначительно увеличились содержания ионов калия, бария, бромид- и сульфат-ионов;
- незначительно уменьшилось содержание ионов магния;
- величина водородного показателя по сравнению с исходным (7,25 ед. рН) увеличилась на 0,11 – 1,39 ед. рН и составила 7,36 – 8,68 ед. рН, т.е. вода приобрела более щелочной характер;
- изменение цвета и помутнение воды не наблюдается.
Влияние закачиваемых вод на набухание глинистых минералов цемента пород продуктивных пластов Ю2 Западно-Новомостовского и Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождений
Западно-Новомостовское месторождение
Исследование влияния вод куртамышского горизонта на разбухание пород продуктивного пласта Ю2 Западно-Новомостовского месторождения проводится с учетом изменения качественного и количественного состава тонкодисперсных компонентов и изменения емкости катионного обмена в образцах керна, входящих в экспериментальные модели (Таблица 3.28).
В литологическом плане образцы пород, входящих в модели, представлены песчаниками мелкозернистыми, алевритовыми, пелитистыми и алевролитами мелко-крупнозернистыми, песчаными, пелитистыми, неравномерно слабокарбонатистыми. Согласно данным гранулометрического анализа и петрографического описания шлифов общее содержание глинистой составляющей породы изменяется от 18 до 25%.
По результатам рентгеноструктурного анализа состава глинистого цемента пород до и после экспериментов установлено, что качественный и количественный состав глинистого цемента пород пласта Ю2 Западно-Новомостовского месторождения не меняется, либо изменяется незначительно (Таблица 4.1).
Как видно из Таблицы 4.1 в глинистом цементе пород моделей №1, №2, №3 отмечается незначительные количественные изменения, в различных образцах они различны и выявить какой-либо общей закономерности в изменениях не представляется возможным.
Согласно Таблице 4.1 количество минералов, характеризующихся наибольшей способностью к набуханию, а именно группа гидрослюдистых минералов, до и после экспериментов изменяется незначительно, а в некоторых образцах вовсе остается неизменным, их общее содержание составляет не более 7% от объема породы. Согласно результатам исследования емкости катионного обмена (ЕКО) возможно предположить, что вода куртамышского горизонта оказывает некоторое влияние на увеличение объема тонкодисперсной составляющей пород продуктивного пласта Ю2 Западно-Новомостовского месторождения, что подтверждается изменениями ЕКО от 10-12 мгэкв/100 г – до эксперимента и до 12-18 мгэкв/100 г – после.
Данный факт свидетельствует о наличии ионообменных реакций между породой и водой куртамышского горизонта, но в силу небольшого количества набухающего компонента в составе цемента, они не оказывают негативного влияния на фильтрационно-емкостные характеристики, что фиксируется по результатам экспериментальных исследований изменения коэффициента проницаемости по воде (Таблица 3.29).
Потанай-Картопьинское месторождени е
Исследование влияния вод куртамышского горизонта и пластовых вод на разбухание пород продуктивного пласта Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождения, также, как и для пласта Ю2 Западно-Новомостовского месторождения, проводилось с учетом изменения качественного и количественного состава тонкодисперсных компонентов образцов керна и изменения емкости катионного обмена (ЕКО) в образцах керна, входящих в экспериментальные модели (Таблица 3.32).
В литологическом плане образцы пород, входящих в модели, представлены песчаниками мелкозернистыми, средне-мелкозернистыми, алевритовыми, пелитистыми и алевролитами мелко-крупнозернистыми, песчаными, пелитистыми, неравномерно слабокарбонатистыми. Согласно данным гранулометрического анализа и петрографического описания шлифов общее содержание глинистой составляющей породы изменяется от 15 до 23 %.
По результатам рентгеноструктурного анализа до и после экспериментов установлено, что качественный и количественный состав глинистого цемента пород пласта Ю2-3 Потанай-Картопьинского месторождения не меняется, либо изменяется незначительно (Таблицы 4.2).
Как видно из Таблицы 4.2 в глинистом цементе пород моделей № 1-3 происходят незначительные количественные изменения, в каждом образце они носят индивидуальный характер, выявить какой-либо общей закономерности в изменениях не представляется возможным. Количество минералов, характеризующихся наибольшей способностью к набуханию, а именно группа гидрослюдистых минералов до и после экспериментов изменяется незначительно, а в некоторых образцах вовсе остается неизменным, их общее содержание составляет не более 5% от объема породы.
Данные Таблицы 4.2 показывают, что после проведения экспериментов по определению коэффициента проницаемости не происходит вымывание глинистых минералов из породы, то есть глинистая составляющая пород продуктивного пласта Ю2-3 не входит в обменные реакции с водой куртамышского горизонта (такие как: процесс набухания, процесс дезагрегации, отрыв частиц глинистых минералов от поверхности обломочных зерен), результаты которых могли бы негативно влиять на фильтрационно-емкостные характеристики пород.
Анализируя результаты определения емкости катионного обмена (ЕКО) в образцах, удалось выявить тенденцию к снижению значений ЕКО после эксперимента (с 11,97-13,97 мгэкв/100 г – до эксперимента, до 7,99-12,00 мгэкв/100 г – после эксперимента). Различные значения ЕКО в образцах до и после экспериментов свидетельствуют о взаимодействии жидкости с цементом, которое приводит к снижению значений ЕКО. Данный факт, предположительно, объясняется процессом агрегирования отдельных глинистых частиц, и способствует улучшению фильтрационной способности породы в целом.
Принимая во внимание выше представленную информацию, необходимо подчеркнуть, что вода куртамышского горизонта, при взаимодействии с тонкодисперсной глинистой составляющей пород продуктивного пласта Ю2-3, не оказывает негативного влияния на процесс закачки, в связи с малым количеством в объеме породы минералов с подвижной кристаллической решеткой.