Способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами

 

Использование: в нефтяной промышленности для оценки в лабораторных условиях изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, насыщающих песчаниковые, песчано-алевролитовые и полимиктовые продуктивные коллекторы, после вытеснения из них нефти нефтевытесняющими агентами относительно агрегативной устойчивости указанных частиц после вытеснения нефти водой. Сущность изобретения: способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами заключается в том, что в диапазоне частот 2 10 устанавливают повышение степени агрегативной устойчивости коллолидных частиц остаточной нефти и связанной воды при -83« К « -20 уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц при 312 в диапазоне частот от

(в) Щ1 (щ 2003079 С1 (51) 5 ОО1Х22 00

Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам !гег 1

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЗ ----- --

К ПАТЕНТУ (21) 4916627/09 (22) 05.03,91 (46) 15,11.93 Бюл. Na 41-42 (71) Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов "Союзнефтеотдача" (72) Ревиз=кий Ю.B.; Мухутдинова AC„ Будтов ВП„

Фахретдинов Р Н„фазлутдинов КС. (73) Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" (54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗййЕНЕНИЯ

СТЕПЕНИ АГРЕГАТИВНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ

КОЛЛОИДНЫХ ЧАСТИЦ ОСТАТОЧНОЙ НЕОТИ И СВЯЗАННОЙ ВОДЫ НЕФТЕНОСНОГО

ПЛАСТА ПОСЛЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕГО

НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИМИ РЕАГЕНТАМИ (57) Использование: в нефтяной промышленности для оценки в лабораторных условиях изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, насыщающих песчаниковые, песчано-алевролитовые и полимиктовые продуктивные коллекторы, после вытеснения из них нефти нефтевытесняющими агентами относительно агрегативной устойчивости указанных. частиц после вытеснения нефти водок

Сущность изобретения: способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды нефтеносного пласта после воздействия на него нефтевытесняющими реагентами заключается в том, что в диапазоне частот 2 10 устанавливают в повышение степени агрегативной устойчивости коллолидных частиц остаточной нефти и связанной воды при -8.3«К « -2.0 уменьшение степени аг1т регативной устойчивости данных частиц при

2.0<К <312 в диапазоне частот от тт

{0316-0.8)х10 до {126-251)х10 повышение степени агрегативной устойчивости коплоидных частиц остаточной нефти и связанной воды при

-9.1«1(<-2.0 уменьшение степени агрегативной

3t устойчивости данных частиц при 2.0<К «1?.0 в

8 диапазоне частот {3.16-4)x10 Гц повышение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воцы при

{126 5)x10 уменьшение степени агрегативной

9 устойчивости данными частиц при -6.1«!(<-2.0, 5t где параметр изменения степени агрегативной устойчивости коилоидных частиц остаточной нефти и связанной 2.0<1(«4.7 определяют по формуле к где к «1усгс /с-1) индевс соответствуюпт» т1т ь щий номеру полосы поглощения -,"; т — максимальное значение относительной погрешности измерения наинвероятнейшего времени релаксации поляризации т, доли ед„т — наивероятнейшие времена

Ь„, релаксации- поляризации для соответствующего диапазона частот электромагнитного поля в диэлектрическом спектре модели нефтеносного пласта после вытеснения из нее нефти соответственно испытуемым нефтевытесняющим реагентом и водой, ис Способ позволяет оценить изменение физикохимических свойств остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт реагентами для повышения нефтеотдачи пластов. 8 табп.

2003079

Изобретение относится к нефтяной npo)!i!iUfIeIIHocTtt а и ленно к Оценке в лабора" горных условиях изменения степени згрегативной устойчивости {изменения вяз;;:) С ТИ } 1.»/) Л{ЛО! 1ДН ЫХ ЧВСТИЦ ОСТВТОЧ НОЙ НBфТИ

1»1/711 В )/:„1/!. Н C tilt!/1!ОЩИ/(П(СЧВНИКО

}л},,-»{}лев»1)с)л}}лтовые и 31ол}/1м»и}сто", t,/K : И 1:; ii!b! e К if) tt QKTO ЗЫ. ПОСЛЕ

:„:.. » с.:::-. » !1,{ ii3 !{их нефти Отороч!/ами рес-.

" „/}п г,;:..- . - }}ых х!л}л.л:}еск}лх ooeãe тов, yr:с} {:,.1;{.)Г),1}ны ;; р- }сTB!)p>!телел и диоксида »}пер;):t;; ii i i}}:.)С)лтельно 1}грегатив}}си} устой:-;,;{{{1;".) }-; »>}«!{ЗнlibiK Чаотi .<11 I}OCJ;e В {TBCI!4/

t И е 1{ .»{)л (I В» . ВС) йл ИЗ Да}} Н ЫХ КОЛЛЕ{С ОРОВ, ИBB66161! Способ Оцрнки изменения аГ

3/, -) T(»BI!01/»» (". }ОЙЧИВОСТИ ДИСГIЕ(}СНЫ (СИС"

1-:м .. lief}олярной дисперс toA средой, я вляю}сцихся разбав!}Bнными суспенз/ц!ми

Im. 1 .::»»»}/» и/ p(t-toro гра{3)ит») B дек".Нe f»ри до/) баft!i"-,BI!!}i В /{181}}л}»16 (;Pc òewbf }ласло})аствори- 20

1»}Ь}Х Г!ОВВОХНО» т} 30"ВКТИВНЫХ Be;qerTB {ПАР»)

3}», . Они{1 i(.1 „Ба{!Ясн})кова Б,н. Влияние

; tI »»Г». г}х(1()стн()-а!/Тивнь}х Весцрств на агрега" 1 Ð! t4 lO "СЗОЙ 3ИВОСГb СУСП61-}ЗM}/1 ГРаф}/»»Та В .Ло}(.:::но. — 3:,рл))с)ид.)курн„ Зс}(10, Т52, В 5, - () i, --{3",)1 -"-пег«рова" ие частиц гоафита в

".,у(пензиях изуча,ocb с помощью сед}лменЛ.!11{101! IO»ГО аиа»Л}»)эс1. /» КВЧВСТВЕ КОЛИЧЕСГГ"

1! 61 .:-I {зй ха pe кте ристь}ки аГреГи рова}! ия -! Л{;}и:.„ При СОГ}оста Влении стабилизирую"

I i!!-i. ..: ocota nocTt/! различных ПАВ испол ьзо

1}З}}а{.*г. ВЕЛ ".-ЧИНа СРВДНЕГО ЗффеКТИВНОГО диаметра агрегатов {коллоидных частиц) в сус!!61}эии. При этом имеется ввиду, что уменьшение означает повышение агрегативной устойчлвости.суспенэии, Моделью остаточной нефти и связанной воды в нефтеносном пласте предст"-вляется образец горной породы, отобранный из

ПРОДУКТИВНОГО ИНТЕРваЛа Нес} )теНОСного коллектора, после воздействия на него водой или Оторочками ресТВороВ реаГентОВ с целью извлечения иэ него нефти. Поэтому {с учетом того, что суспензии графита по видам надмолекулярных структур — коллоид- 45 ных частиц, содержанию в них данных частиц не отражают остаточную нефть, а также lie содержат связанной воды) известный способ, гдс изменения агрегативной устойчивости коллоидных частиц Оценива}отся по данным седлментационного анализа и исследований злектрофоретической подви)кности частиц Графита, применяемых для изучения дисперсных систем, находящи:<сf1 В жидкообразном состоянии, Является непригодным для решения поставленной задачи, Известен способ ус ановления агрегаТИВНОЙ )/!CTO1)I×ÈBOCTÈ ДИСПЕРСНЫХ СИСТВМ ПО (-волОГичрским KPtiBbtM (Ц АГРВГатиВно Устойчивая система имеет практически ньютоновское течение, Неустойчивая система приобретает:пластические свойства с увеличивающимся пределом текучести — прочность структуры Bозраста8т. Способ применим для структурированных жидкообраэных систем типа суспенэий {например, суспенэий ква,")ца B смеси тетрахлорэтана и тетрабромзтана с добавками воды). Но он не пригоден для изучения моделей остаточной нефти и связанной воды, являющихся сложнь}ми .ГетероГенными системами, В состаВ которых входит твердыл каркас {гооная порода), Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому результату является способ оценки изменения степени агреГатив ной ус Гойчивости кол лоидных частиц ос сато (най нефти и связанной воды, исГlользова}l! !ый для Обезвоженнь}х и 06ec" соленных поверхностных нефтей и изовискозных моделей пластовых нефтей P).

Согласно этому способу осуществляют подготовку поверхностных нефтей и иэовискозных моделей пластовых нефтей по ОСТ ,".)9- l95-86 "Нефть". Метод ОГ}ределения козффлцие}(та Вытеснения нефти водой в лабораторных условиях", в диапазоне частот злектромаГнитноГО ПО/1я GT 20 до 10 Гц снима}от при пластовой температуре конкретного нефтяного месторождения диэлектрические cneKTpbI, указанных нефтей и моделей нефтей, выдсляют в спектрах полосы поглощения радиоволн, проводят расшифровку спектров с целью выявления видов коллОидных частиц, составляющи исследуемые системы, по соответствующим выделенным влдам коллоидных частиц полосам поглощения радиоволн определяют наивероятнейшие времена релаксации поляризации т, Изменение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц конкретного вида определяют для исследованных систем на качественном уровне сопоставлением значений т, полученных по спектрам испытуемых поверхностной нефти или изов}лскозной модели пластовой нефти с ранее изученнымл поверхностными нефтями или изовискозными моделями пластовых нефтей других месторождений. С

pocTo» 1 T увеличивается степень.агрегативной устойчивости коллоидных частиц определенного вида, при уменьше}}ии тона снижается. При увеличении z растет вязкость коллоидных частиц, при снижении тона уменьшается.

Известный способ недостаточно эффективен, так как не дает точных результатов вследствие того, что нет опорных поверхно2003079 стной нефти или изовискоэной модели пластовой нефти, относительно которых отсчитываются изменения значений тмспытуемых систем, в данных системах отсутствует связанная вода, остаточная нефть и связанная вода характеризуются большим многообразием видов коллоидных частиц, чем поверхностные нефти и изовискозные модели пластовых нефтей, соответствующие различным видам коллоидных частиц 10 остаточной нефти и связанной воды интервалы частот Л f полос поглощения .радиоволн в диэлектрических спектрах моделей остаточной нефти и связанной воды являются неизвестными, отсутствуют формулы для определения параметра изменения степени агрегативной устойчивости коллаидных частиц и численные критерии данного параметра для различных видов каллоидных частиц.

Целью изобретения является повышение эффективности способа за счет увеличе-

НИЯ ТОЧНОСТИ.

Цель достигается тем, чта. на модель нефтеносного пласта воздействуют элект- 25 ромагнитным излучением в диапазоне частот электромагнитного паля ат20до 10 Гц, опреДеляют наивероятнейшие времена релаксации поляризации и в диапазоне частот от (3-5) 10 до 2 10 Гц устанавливают 30 повышение степени агрегативной устойчивости коллоидных-.частиц остаточной нефти и связанной воды при -8,3 < K>z <-2,0; уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц при 2,0 < К1g < 31,2; 35 в диапазоне частот от ((f,316-0,8) 10 до (1,26 — 2,51) 10 Гц повышение степени аг. 8 регативной устойчивости каллаидных частиц остаточной нефти и связанной воды при

-9,1 Кзт.< -2,0; уменьшение степени аг- 40 регативной устойчивости данных частиц при 2,0 < Кз т 17,0; в диапазоне частот ат (3,16 — 4) 10 да(1.26-5) 10 Гц повышение степени агрегативнай устойчивости колла- 45 идных частиц остаточной нефти и связанной воды при -6,1 <К8т < -2,0: уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц — при 2,0 < К8т <4,7, где параметр изменения степени агрегативной устайчи- 50 вости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды К и z. определяют по формуле

К.,=" (—" — 1), (1) где п — индекс, соответствующий номеру полосы поглощения радиоволн (и = 1, 3, 5); ф — максимальное значение погрешности измерения наивераятнейшего времени релаксации поляризации т, доли ед.: т,, t — наивероятнейшие времена релаксации поляризации для соответствующей полосы поглощения радиоволн в диэлектрическом спектре модели нефтеносного пласта после вытеснения из нее нефти соответственно испытуемым нефтевытесняющим реагентом и водой, нс (1нс=10 с).

-g

Предлагаемый способ предполагает измерение диэлектрических спектров модели нефтеносного пласта после вытеснения из нее нефти водой (опарный реагент) и испытуемым нефтевыстесняющим реагентам в . диапазонах частот электромагнитного поля ат(3 "5) .10да2 10 Гц; от(0,02 — 5) 10 до (0,316 — 0,8) 10 Гц; ат (0,316 — 0,8} 10 до (1,26-2,51) 10 Гц и ат (3,16 — 4) 10 до (1,26-5}:10 Гц, В диапазоне частот элект9 ромагнитнога паля свыше (1,26 — 5) 10 Гц

g диэлектрический спектр Отражает простейшие ассациаты нефти и свободные подвижные молекулы воды, составляющие главную дисперсионну.а среду в модели остаточной нефти и связанной воды. Па мнению авторов, решающий вклад в эффективность процесса вытеснения остаточной нефти вносят более грубадисперсные коллоидные частицы остаточной нефти и связанной воды по сравнению с простейшими ассациатами нефтй и свободными подвижными,молекулами воды, и физико-механическими свойствами более грубадисперсных каллаидных частиц (например, их вязкостью} определяется укаэанный процесс. Поэтому наибольший интерес представляет информация аб изменении степени агрегативной устойчивости именно более грубадисперсных каллаидных частиц остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт нефтевытесняющим реагентам по сравнению с воздействием на него водой, Данная информация позволяет оценить изменения физико-механических свойств остаточной нефти и связанной воды после извлечения пласта нефти с применением нефтевытесняющега реагента.

Па паласам поглощения радиоволн в исследаванных спектрах в укаэанных выше частотных интервалах были впервые выявлены виды каллаидных частиц остатачнаи нефти и связанной воды.

Выведены формулы для определения параметров иэменепия степени агрегативнай устойчивости различных видов каллаидных частиц остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт нефтевытесняющими реагентами относительно степени агрегативнай устойчивости аналогичных частиц после воздействия на пласт водой. Установлены численные критерии

2003079 для предельных значений параметров изменения с.!епени згрегативнай устойчивости рззл! «Чных Видов каллоидных частиц оста точной ", ефти и связанной Воды после воздействия на пласт реагентами с различными

; е,":«измами нефтевытеснения.

Г1«ое<1лз«:«е«4ь«Й способ ОсущестВляется слс<«у«аще паследовз ельностью операций;

На Двух моделях нефтеносной пористой среды г«эра««лелыа Осуществляют гидроди««а <«лчес«.(!e «лаг«елирование процессов выТП< НЕ<ЕМЫМ

), ;":« ;г!,l!T<<< па < ь,. Г 39-195 86 в Волага физи ;.ð .;c::,их,слов<<я-.. конкретного месторажде ч!ч- .,ни!! фи< танецл< па<а<,тз и!>Окачива«От Оторочки дистил,.; н" ««<> ë r

:,«о!л Воды ! 1

; Q<;! <«ю«<1е! о агента. Затем l43 середины абе- и: м;Де,<«СЙ и:= „ìà«oT Образцы горной г<>;

-., <.!.. Т(!.(эл<. !кTpo«"< r«-1!! r!.«Dra паля оТ 20 <.! << <<с!С >T!«Ь«Е ЗБВИСИМОСТИ ОТНО ,-л: < ".;«,«ОЙ диэлек грической проницаемости

;; .,", .;.- а.;а

<.:.!: «;.« .!Ц<" В 4(<Ä :.<<é !<ласге, на когарых бъ!ли (;1;!(«!.:;-::с«1«р<>вз««ы процессы Вытеснения нефги Водой!! раствором реагента, несут В себе информаци«О О коллаидных частицах остаТОЧНОЙ НЕфтИ И СВЯЗЗ!«НОЙ ВОДЫ С МЕНЬШЕ<Й степенью дисперснасти, чем простейшие

GCCO«<«<«Ç rÛ. НЕФТИ, < «Остраением снять«х частотных дизлек" тр<лческих спектров в звуковом диапазоне часто! электромагнитного поля от20до

2 13 Гц в координатах "тангенс угла дизпектр«;-<е<-; л потерь tg О (tg (> == я" /F.) — часTOT< < (фИГ, «), 3 В ДИЗПЗЗОНЕ РЗДИОЧЗСТОТ OT

2 .0" до 3 "10 Гц В плоскости Е" — Е (фиг.2)

Выделя!Отся полосы поглощения радиоволн (и««терв;!лы частот спектра Л f. в которых наблюдаются релаксационные максимумы), обусловленные различными видами коллоидн ь<х

r<; раметрами: гтатической диэлектрической проницземостью Es, диэлектрическоЙ прони цаемастью на Высокой частоте е<х<; наивераятнейшим временем релаксации

r! D<«$ pl ;:1

Фу«л«<Ц11И р<ас««редеу<е««!<я Времени релаксаЦи>! <> q () " /1 = 1); максимальным значечи5 ем тангенса угла диэлектрических потерь

tg 6<л. Величины r несут в себе информацию о степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды. В пределах пластовых температур и давлений песчаниковых, песчано-алевролитовых и полимиктовых продуктивных коллекторов известных нефтяных месторождений СССР влияние термодинамических условий залегания пласта проявляется через изменение электрических свойств насыщающего флюида. Влияние температуры превалирует над влиянием давления. Неучет давления при снятии диэлектрических спектров образца модели пласта не исказит значения их параметров.

Установление вида коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды по выявленнь<м В спектре паласам поглощения радиоволн проводят с использованием каталога диэлектрическикспектров воды, взаимодействующе«г! с поверхностью пористых сред(Гусев A,À, Влияние поверхности пори25. Стых сред на физические свойства связанной воды, — Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов. ез.докл. 5-й республ. межотраслевой напуч,-практич. конф. Баш.

30 Республ, правл, ВХО им,Д,И.«<ленделеева, Уфа, 1980, С.40-42; Гусев А;А. Динамика протонного движе«<ия В воде, взаимодействующей с поверхностью твердых тел. — Там

>ке. С.49 — 52) и созданного авторами катало35 га диэлектрических спектров модельных дисперсных систем, измеренных в диапазоне частот от 20 до 3 . 10 Гц и в области

9 .гемператур 20-80 С (Ревизский Ю.В„Мухутдинова А,С. и др. Диэлектрические исс40 ледования дисперсных систем; 1.Н ПАВ и их водные растворы/ ВНИИнефтеатдача.—

Уфа, 1990, — 15с. — Деп. ва ВНИИОЭНГе

5,01.90, M 1820; 2. Водные растворы

НПАВ/ВНИИнефтеотдача. — Уфа, 1990,—

45 15c. —. Деп. ва ВНИИОНГе 5,01.90, ¹ 1822).

По формуле (1) Определяют значения параметра изменения степени агрегативной устойчивости каллоидных частиц К и т. остаточной нефти и связанной воды после воздействия нз нефтяной пласт оторочкой раствора нефтевыстесняющегд реагента.

При этом численные критерии оценки изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и свяЗаннай. воды, выведенные на основе анализа по величинам К < г диэлектрических спектров пористых сред после вытеснения иэ них нефти реагентами с различными механизмами нефтевытеснения, имеют вид

2003079 винтервалечастотот(3 — 5) 10до2 10 Гц: повышение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточйой нефти и связанной воды. если

-8,3 К 1 г -2,0, (2) уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц. если

2,0 < К17 (3.12; (3) в интервале частот от (0.02 — 5) 10 до (0,316-0,8) 10 Гц: повышение степени агрегативной устойчивости коплоидных частиц остаточной нефти, если

-8,3 < Кгт <-2, . (4) уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц, если

2,0< Кгт 3,2: 8(5) в интервале частот от (0,316-0,8) . 10 до (1,26 — 2,51) 10 Гц: повышение степени агрегативной устойчивости Ko oé H x частиц остаточной нефти и связанной воды, если

-9,1 Кэ у < -2,0, (6) уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц, если

2,0 < К з г 17,0: (7) в инте вале частот от (3,16 — 4) 10 до (1,265) 10 Гц: повышение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, если

-6.,1 < Кы. < -2,0. (8) уменьшение степени агрегатианой устойчивости данных частиц, если

2,0 < K g r 4,7. (9)

После сопоставления величин К g, on° ределенных для испытуемого нефтевытесняющего реагента..с численными критериями, представленными неравенствами (2)-.(9), делают заключение— изменяются или не изменяются физикомеханические свойства остаточной нефти и связанной воды после аоздействил на пласт укаэанным реагентом по сравнению с аналогичными свойствами остаточной нефти и связанной воды после вытеснения нефти из пласта водой, Способ разработан на основании результатов экспериментальных исследований с применением диэлектрической спектроскопии моделей остаточной нефти пласта Д1 Ураэметовской площади, Уршакского и Туймазинского нефтяных месторождений; пласта Сп Арланского, пласта Д

Ташлиярской площади Ромашкинского и полимиктовых отложений Южно-Сургутского нефтяного месторождений. а также данных литературных источников по анализу диэлектрических спектров воды, взаимодействующей с поверхностью твердых тел, Объектом исследования, моделирующим остаточную нефть, лвплетсл образец осадоч5 ной горной породы, отобранный иэ продуктивного коллектора. на котором модепируетсл один иэ принятых в разработке нефтяных месторождений способов вытеснения нефти согласно ОСТ 39-195-86.

10 Диэлектрические спектры исследуемых систем в звуковом диапазоне частот электромагнитных колебаний измеряли на модифицированном диэлектрическом спектрометре конструкции Башгосуниверситета

15 традиционным частотным методом, В диапазоне радиочастот комплексную диэлектрическую проницаемость я изучаемых систем измеряли методом сосредоточенной емкости на автоматическом временном диэлектрическом спектрометре конструкции института биопогли Казансcoro филиала AH

СССР. Погрешность измерений параметра

7 н обсих jvréHo i 8) яапяетьR |.p. внимои по величине и составляет 7-8 ;. В качестве контрольного параметра а звуковом диапазоне частот электромагнитного поля на частоте 100 Гц, а в радиочастотном — на частоте

2 10 Гц оценивалась низкочастотная

5 удельная электрапроаодность по состношению о.=2кте, е =; > .я, 35. где 0 — низкочастотная удельная электропроводнасть, см/м; и — круговая частота электромагнитного попа, Гц;

Fc =8.85 . 10 — диэлектрическая постоянная вакуума, Ф/м.

Дпя устаноапенйя аида каппоидных частиц остаточной нефти и связанной воды в исследованных системах по аылапенным в их спектрах полосам поглощения радиоволн был создан. каталог диэлектрических спектров модельных дисперсных систем, снятых при температурах 20 — 80 С в диапазоне частот электромагнитного полл от 20 до 3 10 Гц, Выбранный температурный диапазон включает а себя значения ппастоаых температур песчаникоаых, песчано-апевролитовык и попимиктоаых продуктивных коллекторов известных нефтяных месторождений СССР. В качестве модельных дисперсных систем были выбраны неионогенные поверхностно-активные вещества (НПАВ)- неонопы ОП-10 и АФз-12 и их водные растворы. В данных системах установлено возникновение с повышением содержания НПАВ в водном растворе (c ро2003079

": гам межмалекулярнога взаимодействия молекул НПАВ) мицеллярных, жидкокрисз;n ú"-геских. студнвобраных и твердокристалли,еских коллоидных частиц, С использованием данного каталога, а также

КВТВЛОГВ дИЭЛЕКтрИЧЕСКИХ elleKTpOB ВОДЫ, взаимодействующей с поверхностью тверль,с паис дым тел были расшифрованы сня» ты;; в указанных выше диапазонах частот и те...-;ппратур дизлектоические спектры назпэ;н -ых выше моделей остаточной нефти и

:!f . з.::: и:ай воды. ! л;.:. н .. и признак, по которому уста-!

„;:гл ".:::алая вид каллаидной частицы,— с;:", " > -:;I .: -, l: " и,- те р в а л а l3 ч а" тат 6 f и ал а с и О"

;ав»:н в сп ктрах исгледуе*".:l" ельнай дисперсных систем и

- „" Р :,,1ы: j:1

:: .:: .иг,!! -- Образец песчаника пласта Д .. 0i-6 :.Т ймазинскаго нефтяного место;.::а::,р.::.Ния, на катарам был смоделирован .,":,.н =-с; вытеснения нефти по ОСТ 39-195вадн:-.i d# растворам неОнала с массовой д, -;. Й няанала 5" А применительно В геОла....:-,.",л.ческнм у<.".Ла" иям и 13GT8 Д, Уршак зп "iР сия 1 -4 С палась<

:-а.. : ..:.",:".;ия радиоволн подчиняются следуйэщим i:Îá f HO!!ÎH!."IËÌ:

2-;; u 5- полосы определяются Формулой

,- — ь 00 — Я СО = — — — — Я-, (1+1вт)

3-я полоса отражает простой релаксационный процесс с одним временем релаксации, опись.ваемай формулой Дебая

Еэ — Я со

1 +)вы

4-я паласа подчиняется правилу гп-й степени, выражаемому зависимостью

„Ф А

8 Яж (i QP} где М Ч вЂ”. j мнимая единица, гл и А — эмпирические параметры (1>m>

> О).

Время релаксации т, характеризующее

1-ю, 2-ю и 5-ю полосы поглощения радиоволны, оценивают по соотношению

1

2 о (14) где fo — частота электромагнитного поля, 1 при которой величины с и тц д имеют максимальные значения, Гц, Время релаксации т, характеризующее

3-ю полосу поглощения радиоволн, определяют по формуле (15) Изменение степени агрегативной устайчиваСти каждого Вида коллаидных частиц остаточной нефти и связанной воды оценивается по величине К и т, равняющейся разнице наивераятнейших времен релаксации поляризации, определенных по

„0 соответствующим полосам поглощения радиоволн в спектрах образцов моделей пласта после вытеснения из них нефти водой и испытуемым агентом, деленной на абсолютную погрешность Лт измерения величины т для случая вытеснения нефти и испытуемым реагентам; изменение степени агрегативнай устойчивости Клу оценивают, сравнивая определенные значения Kffr с численными критериями данного параметра, полученными па диэлектрическим спектрам абразцоь гор;-:ых пароц, отобранных из продуктивных коллекторов различных месторождений после вытеснения из них нефти отарочками растворов реагентов с

35 различными механизмами нефтевытеснения, Нижний предел численных критериев определяется па известному правилу; разница между сравниваемой и определяемой величинами считается установленной, если ана равняется двум абсолютным погрешностям измерения определяемой величины.

Для определения предельных значений численных критериев были использованы следующие нефтевытесняющие агенты:

45 1) дистиллированная вода по ГОСТ

6709-72, 2) N,N-диметилфармамид, 3) водный раствор сульфаамина по ТУ

6-01-0203314-106-90 с массовой долей реа50 гента 27, 4) водный раствор ЛПЭ вЂ” 11б.по ТУ 6-0103-56-83 с массовой долей реагента 2g,.

5) водный раствор В-ФИКС по ТУ

3840262-86 с массовой далей реагента 2%, . 6) водный раствор неонола АФэ-12 или

ОП-10 по ТУ 38-10772-85 с массовой долей реагента 5, 7) водный раствор СНО-ГЛИФ по ТУ

113-04-2-104-88 с массовой далей реагента

2 оУ

2003079

8) изовискозная модель пластовой нефти пласта Д1 Уршакского месторождения по

О СТ 39-195-86, 9) толуол, 10) бензин нефраз С2-80/120 по ГОСТ

443-76, 11) водно-спиртовой раствор кристаллического йода с массовой долей воды дистиллированной 507ь, спирта этилового ректификата 45;4, йода кристаллического—

5 о

12) искусственная нефть с массовой долей N,N-диметилформамида -11.5о4, толуола 63,37, бензина нефраз 25,2%.

Искусственная нефть моделирует по поверхностным свойствам и взаимной растворимости компонентов поверхностные нефти пласта Д1, В качестве основных веществ В композиции СНО-ГЛИФ входят комплексоны глифосин и глифосат, а также соляная и фосфорная кислоты;

Из приведенных агентов относятся к реагентам "смешивающегося вытеснения" ПОследние пять, начиная с изовискозной модели пластовой нефти.

Для создания искусственной нефтенасыщенности по ОСТ 39-195-85 в образцах

Горных пород использоВались (1088p> HocT ные нефти и изовискозные модели пластовых нефтей пласта Д1 Уршакского и пласта

Сп Арланского нефтяных месторождений, а также отбензиненная окисленная уршакская нефть (получена из кернового материала плаСта Д1 оценочной скв, 911

Уршакского месторо>кдения).

Во всех случаях после окончания процесса моделирования нефтевытеснения через модель пласта прокачивалась 0TopO IKa дистиллированной воды, равная 10 п,о, модели, с целью удаления иэ порового пространства солей и остатков непрореагировавшего вытесняющего агента, Для сравнения и контроля проведень, эксперименты по нефтевытеснению с образцами песчаника пласта Д1 скв.911 Уршакского, полимиктовых Отложений скв,1387 Южно-Сургутского нефтяных 8сторождений с естественной водо- и нефтенасыщенностью. Через вырезанные из отобранного керн! с линейными размерами, не превышающими 0,05 м, цилиндрические образцы нефте- и водонасыщенной горной породы (rlocfl8 их шлифовки) фильтровалась оторочка дисталлированной воды размером не менее 10-12 п.о. с целью обессоливания образцов и удаления иэ их парового пространства механических примесей.

Затем через данные образцы последовательно фильтровались оторочки нефтевы55 д(1злектрических спектров Б исст!едованных системах Обнаоу>ке,»ь . слевующие виды колХ!Сьи ЦЛ! Ь?Х "I 8CT!1ььь ОСТВТОЧ НОЙ: ефти и (Вязан ной воды:

1-Я полоса обус;;Овланэ существоВанием наиболее об .и;", ных класт8poB (ЫССОЦьИВТОБ) БО(ьЬь, ЦВПОСРОДСТББННО KOHтактьиРь/IoLI(ix c MOHOcilo(1 !0É 3J!8HI(oé BoHL! тЕСНЯЮЩЕГО аГЕНта И ДьЛСтИЛЛИРОВВННОй ВОды, Размер каждой.из оторочек равнялся 10

rI,о. Режим фильтрации отсрочек выдерживался применительно к геолого-физическим

5 условиям пласта Д1 Уршакского и полимикToBbI>(отложений Южно-Сургутского нефтяных месторождений по OCT 39-195-86, Для моделирования процессов нефтевытеснения применительно K геолого-физи10 ческим условиям пласта Д! Уршакского месторождения были использованы образцы сухого песчаника пласта Д! скв.2016

Туймазинского и пласта Д скв.14385 . Ташлйярской плоьцади Ромашкинского

15 месторождений, а применительно к геолого-физическим условиям пласта Сп Арланского месторождения — песчаник пласта Д! скв.2015 ТуймазиHсксго месторо>кдения, Температура пласта Д1 Уршакского, 20 r!JIBcTB Сп Аоланского и rioJ!I!Mv!KTOBBI>(0TJioжений Южно-Сургутскогo .8còopoæä8íèé соответственно;>Ввняьотся 45, 22 1 53 С.

Представлен:BI8 на фиг,1, 2 дизлектриЧЕСКИ8 CrIQKTPBI, ИЭМБРЕННЫ8 ПРь ПЛВСТОВОЙ

25 температуре, явля!Отся харакьсрными по форме для всех исследованных систем.

Пр(! пластОБых темпеоатy oB> для Вгех систем Б спектрах выявлены по 5 полос поГЛОЩБНИЯ РБДИОБОЛН, 30 1-я полоса Б интервале частот спектра

От(3 — 5) 10 до 2 10 Гц;

2-я полоса в интервале частот спектра от(0,02 — 5) 10 до(3,15 — 8) 10 Гц;

3-s! полоса Б интервале частот спектра

35 от(3,i5 — 8) 1!0 до (1,25 — 2,51) 10 Гц;

4-sI lioiiÎcB В liHTBpB3!i8 JBcror cr!8KTIpB от (1,25-2,51) 10 до (3,15 — 4) 10 Гц;

5-я полоса В интервале частот спектра от (3,15 — 41 10 ДО (1,25 — 5) .10 Гц.

40- 4-Я пОлОса гьОГлО(Ценил РВДиОБОлн пОДчиня ется правилу "il Й степени (13) и Обус лОБлена химически связанной м(1нсраламл горной породы водой. Данная релаксация иэ pBccviorp8HIIB исключается. так KBK не

45 несет B себа информации о коллоидных ча стицах ОстаточнОЙ нефти и связаннОЙ ВОды °

Из Остальных пОлОс пОГлО! (ения ОадиОВОлн

2-я и 5-Я полосы определя!Отся соотношени8i (1 1), а 3-Я I Of! OCB ОТРа>КаеТСЯ фОРьиьУГ!Ой

Деба" (10)

СОГласно Г ышеуказанн!.-!м каталОГам

2003079

I-Ia поверхности коллектора и остаточной нефтью (по существу это граничный слой воды), а также коллоидными частицами остаточной нефти, подобными наиболее крупным молекулярным агрегатам извлекаемой нефти (типа фрагментов пространственных сеток);

2-я полоса определяется существованием набора твердокристаллических и студнеобразных коллоидных. частиц нефти, непосредственно контактирующих с поверхностью коллектора и остальной массой остаточной нефти;

3-R полоса обусловлена существованием кластеров воды, контактирующих непосредственно только с поверхностью остаточной нефти, и, по теории "айсберга", принимающей структуру. подобную льду, а также коллоидными частицами нефти типа жидкокристаллйческих, находящихся внутри массы остаточной нефти;

5-я полоса определяется монослойной пленкой воды на поверхности коллектора, имеющей твердоподобную структуру и контактирующей с остаточной нефтью, а также коллоидными частицами нефти типа мицелл неионогенных ПАВ в водных растворах.

По полученным данным, которые согпасуются с литературными (Сургучев Н.Q;, Желтов Ю.В„Симкин 3,М. Физико-химические микропроцессоры в нефтегазоносных пластах, — M;." Недра, 1984. с.251), содержание твердокристаллических и студнеобразных коллоидных частиц нефти s продуктивном коллекторе является близким к следовому, Поэтому изменение степени агрегативной устойчивости данных частиц после воздействия на пласт реагентом.можно не принимать во внимание при оценке изменения физико-механических свойств остаточной нефти после. указанного воздействия.

Й табл.1-4 представлены значения г, характеризующие полосы поглощения радиоволн в спектрах исследованных систем, измеренных при пластовых температурах.

Параметры изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды определяют по соотношению, выведенному из положений, изложенных ранее

К л т. = —. (16) 7Q — т

Al"

Величину Лг вычисляют по формуле

Ьт=ф -z. (1 7)

После подстановки (17) и (16) и несложных алгебраических преобразований получают рабочую формулу (1) для вычисления значений К т.

В табл.5 — 8 представлены величины

К и т, характеризующие полосы поглощения радиоволн в спектрах исследованных систем.

Согласно значениям К, х; представленным в табл.5 — 8, и положениям. изложенным ранее выведены численные критерии изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, отражаемые неравенствами (2Н9) . Пример осуществления способа.

Моделирование процессов вытеснения нефти водой и водным раствором неопола с массовой долей реагента 5 было проведено на модели пласта Д1 применительно к геолого-физическим условиям пласта Д1 Уршакского нефтяного месторождения по ОСТ

39-195-86.

После окончания вытеснения нефти всдой и водным раствором неонола через обе модели пласта были прокачаны оторочки ди25 стиллированной воды размером 10 п.о. На фиг.1, 2 представлены диэлектрические спектры, измеренные на образцах горных пород пласта Д1, изъятых из середины модели пласта после проведения процесса вытеснения нефти водным раствором неонола, при пластовой температуре Уршакского месторождения, равной 45 С. Как для случая вытеснения нефти. водой, так и водным раствором неонола спектры оказались сходными по форме. В обоих случаях было обнаружено в сходных частотных интерва. лах по 5 полос поглощения радиоволн, аналитически определяемых соотношениями (11), (12) и (13).

Полосы поглощения радиоволн были обнаружены в спектрах с следующих частотных интервалах;

1-я полоса от(З-5) 10 до 2 10 Гц;

2-я полоса от 2 10 до 4 10 Гц:

3-я полоса от 4 10 до 2 10 Гц;

4-я полоса от.2 10 до 4 10 Гц;

5-я полоса от 4 10 до 2,51 10 Гц:

Диэлектрические спектры снимали в звуковом диапазоне частот электромагнитного. поля от 20 до 2 10 Гц на диэлектрическЬм спектрометре конструкции

Башгосуниверситета традиционным частотным методом, а в радиочастотном в диапазоне от 2 10 до 3 10 Гц .на автоматическом временном диэлектриче. ском спектрометре конструкции Института биологии Казанского филиала АН СССР методом сосредоточенной емкости, Погрешности измерения наивероятнейшего

2003079

1 15920

0,08 15920

Определенная по фиг.2 для 2-й полосы поглощения радиоволн величина fo

=10,49 10 Гц. Значение т, вычисленное по формуле (14), равняется 1/6, 28 10,49 10

= 15,18 нс, Величина Кг г, определенная по формуле (1), имеет значение

1 5,033

0,08 < 15,18

По фиг.2 для 3-й полосы поглощения радиоволн определяют значения Es и асс.

Они соответственно равняются 4,76 и 2,83.

Для частоты f = 2 10 Гц считывают

8 соответствующую ей величину 8 . Она равняется 4, 46. Величину т определяют по формуле (15) 50

1 4,76 — 4,46

Qgg . р . 1пв 4,46 — 2,83

=0342 нс

Величину К з т вычисляют по соотношению (1)

1 0,484

0.08 0,342 времени релаксации поляризации т на обеих установках являются сравнимыми по величине и составляют 7-8$.

Судя по значениям частотных интервалов A f полос поглощения радиоволн.и их 5 аналитическому описанию, выявлены коллоидные частицы остаточной нефти и связанной воды, подобные указанным ранее.

В табл.i представлены значения времен релаксации, характеризующие полосы 10 поглощения радиоволн в спектрах обра"-цов горной породы пласта Д1 посте вытеснения из них нефти водой. Величина т, имеет следующие значения:

1-я полоса t =15920 ч= 1274 нс; 15

2-я полоса rB --5,033 + 0,403 нс;

3-я полоса r> -- 0,484 + 0,039 нс;

5-я полоса rB =0,2523 + 0,0202 нс.

Максимальное значение относительной погрешности измерения времени релакса- 20 ции (=0,08, Определенная по фиг.1 для 1-й полосы поглощения радиоволн величина f0 =10 Гц.

Значение т, вычисленное по формуле (14), равняется 1/6,28 10 =15920 нс, Величина а

К < r, определенная по формуле (1), имеет значение

Определенная по фиг,2 для 5-й олосы поглощения радиоволн величина f,--= 794 10 Гц. Значение r. =1/6,28 794 10 -= 0,2 нс. Величину Квт вычисляют по формуле (1) 1 0,2523

0,08 0,2000

1 ) = 3,3.

Сопоставление определен н ых значений

Кл г с неравенствами (2), (3} показывает, что судя по значению К1т вязкость коллоидных частиц нефти и связанной воды, определяемых 1-й полосой поглощения радиоволн,. Не изменяется по сравнению с вязкостью аналогичных частиц в случае вытеснения нефти водой, Определенное значение К „г удовлетворяет неравенству (4).

Следовательно, неонол способствует росту вязкости твердокристаллических и студнеобразных коллоидных частиц остаточной нефти. Значения параметров Кзт и Квг удовлетворяют соответcTBBHHo неравенствам {7) и (9). Следовательно, неонол способствует снижению вязкости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, фиксируемых в спектре по 3-ей и 5-й полосам поглощения радиоволн.

Судя по значениям К3Т и К т следует ожидать изменений физико-механических сВоАсТВ Остаточной Нефти w связанной HQpbl после воздействия на пласт водным раствором неонола.

Надежность способа подтверждается данными по величинам K)g, Кзт и Кв табл.7, определенным по спектрам образцов пласта Д скв.911 Уршакского месторождения с естественной водо- и нефтенасыщенностью после вытеснения из них нефти водным раствОрОм неонола с мас совой долей реагента 5%, Значения К;т, Кзг и К5г также показывают на изменение физико-механических свойств Остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт Д> водным раствором неонола, Предлагаемый способ в сравнении с прототипом более эффективен, так как позволяет с большей степенью точности гсворить Об изменении степени агрегативной устойчивости КОллоидных частиц Остяточ ной нефти и связанной воды. С применением опорных установлены интервалы частот полос поглощения радиовОлн, c00TBBTGTD) ющие различным видам коллоидныx частиц

ocTBiOBHoÉ нефти и связанной воды и BblBBдены формулы численных критериев изменения степени их агрегативной устойчивости. Таким образом, если по псо19

2003079

Таблица1, Зна";:I«Io аивероятнейших времен релаксации т, характеризующих полосы поглощения радиоволн в спектрак образцов песчаника

".nool4 Дь нэ которых были смоделировэны процессы вытеснения нефти различными агентами применительно к геолого физическим. условиям пласта Д! Уршакского нефтяного месторождения

Наимечоээн лектрическ. метро

, Нп;шл полосы пагпоще .,IA радиоволн т. нс. 2

5 т, нс т. Нс

t. нс

0.347 0.028

О 3080 ш О 0246 .

0.484 + 0.039,, 0,798 0,064 0.400 + 0.032

0.2523 Зз 0.0202 О. 1890 0.0150 0.2523 0.0202

Таблица2

Значения нэигероятнейших времен релаксации t. характеризующих полосы поглощения радиоволн в спектрак образцов песчаника

ПЛаота Д I. На КОтарЫХ 6ЫЛИ СМОдвямраеамн тхуррцЕССЫ ВЫтЕСНЕНИя НЕфтИ рЭЗЛИЧНЫМИ атвнтаМИ ПрИМЕНИтЕЛЬНО К ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИМ условиям пласта Cll Аряанского нефтяного месторождения

Номер полссы могло-! Наим щения радиоволн ; лектр

Таблица 3

Значения наивероятмейших времен релаксации t, характеризующих полосы поглощения радиоволн в спектрах образцов горных пород с естественной водо- и нефтенасыщенностью после вытеснения из иих нефти различными агентами

Условие вытеснения неф- Вытесняющий агент I ти

В емя елаксации т. нс гло ения а иоволн

5-я

Приме физи полны

Южно

1НОГо М !

Применительно к геолого-.Диет ! физическим условиям!вода пласта Д! Уршакского(Води

3;216 "- 0.257

3.63 ++ 0.29

0.110 Ш 0,009 !

О 1873 л-О 0!50

0.2155 ш 0.0172

0.2523 "0.0202

0.3213 + 0.0257

2.576 0.206

О:4375 0.0350

6369 510 4.573 0.366

15924 + 1274 6.051 + 0.484 и

ый оаствар не

0.5410 Ф 0.0433

0.3213 + 0.0257 ) 0.1840 + +0,0147 е

15924 л 1274 13,552 1,084

1 раствор

Таблица4

Значения маивероятмейших времен релаксации t. характеризующих полосы поглощения радиоволн в спектрах образцов песчаников пластов Д1. Д с искусственно созданной по ОСТ 39-195-86 водо- и нефтенасыщенностью. ма которых были смоделированы процессы вытеснения нефти различными агентами применительно к геолого-физическим условиям пласта Д! Уршакского нефтяного месторождения

B емя лаков иит. нс

Горная порода

Вытесняющий агент мер пполлосы поглощения радиоволн.

5-я

2-я

12.82 +

0.400 0.832 .419 л 0.434

0,1750 ш 0.0140

Сухой песчаник пласта Д! сха. 911 Уршакского неф7IIMoIo месторождения

Дистиллир вода

Водмый

ВФИКС

Дистиллированная вода 1

Водный раствор!

ЛП3.1! i

0.4468 0.0357 0.2523 0.0202

О 3844 Ш 0.0308 I 0.1478 С 0.0114

Сухой песчаник пласта Д скв.14385 Ташлиярской плошэДи PDMBIIIKNHOKoco нефтяного месторождения (е качестве нефтевытесняющего агента была использована окисленная отбемзиненная уршэкская не ть

15924 Ш 1274

:" 0.0285, О. 1592 тотипу определяется качественно лишь характер изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц (уменьшается или увеличивается), то предлагаемый способ позволяет с большей точностью оценить в соответствии с численными критериями, в какой степени происходит это изменение, Применение предлагаемого способа дает возможность оценить изменение физикомеханических свойств остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт реагентами для повышения нефтеотдачи пластов, повысить культуру и научно-технический уровень лабораторных испытаний.

5 (56) Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии, M. Химия, 1982.

Ревизский Ю.B., Мухутдинова А.С., Алмаев P.Х., Рахретдинов P.Н., Разлутдинов

10 К.С. Диэлектрические исследования дисперсных систем, ВНИИнефтеотдачв, Уфа, 1990, деп. по ВНИИОЭНГе,5.01.90, %1823.

20030 79

Таблица8

Значения параметров изменения степени агрегатинной устойчивости К, г, Определенных по полосам поглощения радиоволн в спектрах обра"öîâ песчаника пластов Д1, Д с искусственно созданной по ОСТ 39-195-86 нодо- и нефтенасыщенностью, на которых были смоделированы процессы вытеснения нефти различными агентами применитель:o к геолого-физическим условиям пласта Д> Уршакского нефтяного месторождения

Номер полосы поглощения Оационолн

5-я

-5,30

2,90

С ухо ста Д уршакского нефтяного месторождения

Сухой песчаник пласта Д скв. 14385

Ташлиярской площа ди Ромдшкииского нефтяного месторождения (в качестве ! иефтанасыщающего агента была исполь зована окисленная отбензиненная ур(шакская нефть) 0,99

-8,33

0,05

Водный раствор Л П3-11

I ! !

Фоpмула изобретения

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СТЕПЕНИ АГРЕГАТИВНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ КОЛЙОИДНЫХ ЧАСТИЦ

ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ И СВЯЗАННОЙ

ВОДЫ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА ПОСЛЕ

ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕГО НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИМИ РЕАГЕНТАМИ, включа ощий прокачку оторочки химического реагента через модель нефтеносного пласта, воздействие на нее электромагнитным излучением в диапазоне частот электромагнитного поля 20 — 10 " Гц, определение наивероятнелших времен релаксации поляризации и суждение по полученным данным об изменении степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц, отличаюшийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет увеличения точности, в диапазоне частот (3

- 5) - 10 - 2 ° 10 Гц устанавливают повышение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды при — 8,3 К1т — 2,0, уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц при

2,0<К1 <31,2, в диапазоне частот (0,3160,8) ° 10 — (1,26 — 2,51) ° 10 Гц повышение степени агрегативной устойчивости каллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды при — 9,1 Кзт — 2;.О, уменьшении степени агрсгатинной устойчивости данных частиц — ири

2,0 < Кзг < 17,0, н лиапазоне частот (3,16

- 4). о 10 - (1,26 - 5) "- 10 Гц повышение

8 - 9 степени агрегатинной устойчивости коллоидиых частиц ОСтаточиОИ нефти и сняэаи иой воды при — 6,1.=- К г < — 2,0, уменьшение сгепеии агрегатиниой устойчивости данных частиц — при

2,0 (K5z = 4,7, где параметр изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных истиц Остаточной нефти и связанной ноды К 1, определяют по формуле

1 (lg (-, Т где л = "; 3, 5 - индекс, соотн"-,тстн3чощий номеру полосы поглощенля:

Р— максимальное значение относительИОГ погрешности измерения наинероятиеишего времени релаксации поляризации r, доли ед.;

;,.rB — наивероятнейшие времена релаксации поляризации для соотнатстнующего диапазона частот электромагнитного поля н диэлектрическом спектре моделй нефтеносного пласта после гытеснеиия из нсе нефти соотнетстнеHHО испьпуемым нефтанытесняюгцим раагентом и водой, нс.

2003079

Фвг.2

Составитель Е.Адамова

Техред M.Mîðãåíòàë Корректор А.Обручар

Редактор .П.Волкова

Тираж . Подписное

НПО" Поиск" Роспатента

113035, Москва. Ж-35. Раушская наб.. 4/5

Заказ 3230

Производственно-издательский комбинат "Патент". r. Ужгород. ул.Гагарина. 101