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

ИЗОБРЕТЕН гв К/ ПАТЕНТУ Комитет Российской Федерации по патентам и товарным знакам(71) Научно-производственное объединение погеолого-физическим методам повь 1 шения нефтеотдачи пластов "Союзнефтеотдача"(72) Ревиз:кий Ю.В.; Мухутдинова АС Будтов ВПФахретдинов РНФазлутдинов КС.(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗВЛЕНЕНИЯСТЕПЕНИ АГРЕГАТИВНОЙ УСТОЙЧИВОСТИКОЛЛОИДНЫХ ЧАСТИЦ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ И СВЯЗАННОЙ ВОДЫ НЕФТЕНОСНОГОПЛАСТА ПОСЛЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕГОНЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИМИ РЕАГЕНТАМИ(57) Использование: в нефтяной промышленностидля оценки в лабораторных условиях изменениястепени агрегативной устойчивости коллоидныхчастиц остаточной нефти и связанной воды, насыщающих песчаниковые, песчано-алевролитовые иполимиктовые продуктивные коллекторы, после вытеснения из них нефти нефтевытесняющими агентами относительно агрегативной устойчивости указанных, частиц после вытеснения нефти водокСущность изобретения: способ определения изменения степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц оааточной нефти и связанной водынефтеносного пласта после воздействия на негонефтевытесняющими реагентами заключается втом, что в диапазоне частот 2 е 10 устанавливаютповышение степени агрегативной устойчивостиколлолидных частиц остаточной нефти и связанной в) КЦ пц 200307 С1) 5 691 Х 22 00 воды при -8.3 К-2.0 уменьшение степени агттрегативной устойчивости данных частиц при 2.0 К 312 в диапазоне частот оттт(0.316-0.8)х 10 до (126-2,51)х 10 повышение степени агрегативной устойчивости коплоидных частиц остаточной нефти и связанной воды при -9.11( -2.0 уменьшение степени агрегативнойзтустойчивости данных частиц при 2.0 К 1,0 ввдиапазоне частот (3.16-4)х 10 Гц повышение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной в опы при (126-5)х 10 уМеньшение степени агрегативнойустойчивости данными частиц при -61( -2.0,5 Тгде параметр изменения степени агрегативной устойчивости коилоидных частиц остаточной нефти и связанной 2.01( 4.7 определяют по формуле К где К1 удсс /с) индекс, соответствую 1 тт тгС Ощий номеру полосы поглощения -,"; г - максимальное значение относительной погрешности измерения наинвероятнейшего времени релаксации поля- ф ризации т, доли едс - наивероятнейшие времена релаксации поляризации для соответствующего диапазона частот электромагнитного поля в диэ- Слектрическом спектре модели нефтеносного пласта после вытеснения из нее нефти соответственно испытуемым нефтевытесняющим реагентом и водой, ис Способ позволяет оценить изменение физико- химических свойств остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт реагентами дпя повышения нефтеотдачи пластов. 8 табл.19 2003079 реагентами для повышения нефтеотдачипластов, повысить культуру и научно-технический уровень лабораторных испытаний.5(56) Фролов Ю.Г. Курс коллоидной химии,М.: Химия, 1982,Ревизский Ю.В., Мухутдинова А.С., Алмаев Р.Х., Рахретдинов Р.Н., Разлутдинов10 К.С. Диэлектрические исследования дисперсных систем, ВНИИнефтеотдачв, Уфа,1990, деп. по ВНИИОЭНГе,5.01,90, %1823. Таблица 1,Зна"енияаивероятнейших времен релаксации т, характеризующих полосы поглощения радиоволн в спектрак образцов песчаника;ласта Д нэ которых были смаделировэны процессы вытеснения нефти различными агентами применительно к геолого физическимусловиям пласта Д Уршакского нефтяного месторожденияНаимечовэнлектрическгметра нс нс 0400 0032 0.347 0.028 0.2523 + 0.0202 0.3080 + 0,0246.484 + 0.02523 + 0.02 Таблица 2 чн в спекменител печения нэигероятнейших вреаста Дь на которых были смо ен релаксации т, характеризующих паласы поглаще лиравэны%роцессы вытеснения нвфти различнымиусловиям пласта Сп Аряанского нефтяного место образцов песчаникак геолого физическим я радио емтзми рожденияНомер палссы по щения радиовал Наим; лектр блиц щих паласы поглощения радиоволн в сле вытеснения из иих нефти разли Значения наивероятм род с есксации т. характенефтенасыщеннос ших времен ре ственной водо ктрах образцов горных ло. ми агентами е вытеснения неф- Вытесняющий агентВ емя ти Н аксации т.н ло ен вол.я 0.110 + 0,0090.1873 .О 0150 физи полны Южно нога м 0.2155 Ф 0,0172 0.2523 "0.0207 1 Применительн физыческигл пласта Д У алого- Дис ВНЯМ 1 ВОД 4.573 0.366 6051 О 484 15924274159241274 ство3 552 " 1 084 аблица и т. характеризующих паласы иСТ 39-195-86 водо. и нефтенасыщнительмо к теолога физическимния печения мзивероятмейших времен релаксаластов Д 1, Д с искусственно созданной потеснения нефти различными агентами при глощения радиоволн в спектрах образцов песчаниковенностью. ма которых были смоделираваны процессысловиям пласта Д Уршакского нефтяного месторожде. Горная порода Выт ющий э емя лаков нит. н Номер палласы поглощенияоздиоаолн. гя 12.82О.40 О О.832 О, 7+ 0,020 Сухойскв. 91тяного истилли есчаник пласта Уршакского неесторождения 0.44680.035 0 3844 + 0.030 0.25 0.14 ВодныйВФИКСДистиллировводаВодный раЛПЗ 11 и 0.0114 19 + 0.43436 + 0,403 пласта Д лиярскайкинскага горажде.нефтевымта была исленная я уршэк. Сухои песчаникскв.14385 Ташплошади Рамашнефтянога меснил в качестветесняющего згеиспользована окотбемзиненнаская не ть 4 1274 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 изменениеПрименение предлагаемого способа дает возможность оценить изменение физико- механических свойств остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт 3;216 " 0.2573,63 + 0.292 576 О 2060:4375 + 0.03500,54 О Ф 0.04330,3213 + 0,025700 ЗО 79 21 Таблица 8 Значения параметров изменения степени агрегативной устойчивости К, г, определенных по полосам поглощения радиоволн в спектрах образцов песчаника пластов Д 1, Д с искусственно созданной по ОСТ 39-195-86 вода- и нефтенасыщенностью, на которых были смоделированы процессы вытеснения нефти различными агентами применительно к геолого-физическим условиям пласта Д Уршакского нефтянога месторождения омер полосы поглощен р диоволн Ь-яК 5 г- 3,80-5,3 0 С ухоста Дуршакского неного месторождеСухой песчаникста Д скв. 14385Ташлиярской плди Рамдшкинснефтяного местодения (в качеефтенасыщающагента была испзована окислеотбензиненнаяшакская не ть ния,ЗЗ пла- Водный ра твор ЛПЗ0,95 го т ол наяур.ФФормула изобретенияСПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЯ СТЕПЕНИ АГРЕГАТИВНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ КОЛЙОИДНЫХ ЧАСТИЦ ОСТАТОЧНОЙ НЕФТИ И СВЯЗАННОЙ ВОДЫ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА ПОСЛЕ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕГО НЕФТЕВЫТЕСНЯЮЩИМИ РЕАГЕНТАМИ, включа 1 ащий г 1 рокачку оторочки химического реагента через модель нефтеносного пласта, воздействие на нееэлектромагнитным излучением в диапазоне , частот электромагнитного поля 20 - 10" Гц, определение наивероятнейших времен релак" сации поляризации и суждение по полученным данным об изменении степени агрегативнай устойчивости коллоидных частиц, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности способа за счет увеличения точности, в диапазоне частот(3 - 5) ф 10 - 2 ф 10 Гц устанавливают повышение степени агрегативнай устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды при - 8,3 К 1 т = - 2,0, уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц при 2,0 К 11- 31,2, в диапазоне частот (0,316- 0,8) е 10 -(1,26-2,51) ф 10 Гц повышение степени агрегативной устойчивости каллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды при - 9,1 Кзт- 2.О,уменьшении степени агрсгативной устойчивости данных частиц - при 2,0Кзг17,0, в диапазоне частот (3,16 , 4)0 - (.1,26., 5); 10Я - 9 -степени агрегативной устойчивости коллаидных частиц остаточной нефти и связанной воды при - 6,1 КБг- 2,0, уменьшение с.ръпени агрегдтивной устой чивости данных частиц - при 2 0 ( Кг- - с 1 7 1 дв ПараМЕтр ИЗМЕНЕЬ 1 Ия степени агрегативной устойчивости коллоидных истиц Остаточ 11 ой нефти и связанной воды Кл, определяют по формуле1 (г1-,.где и = 1; 3, 5 - индекс, саответству 1 ощий номеру полосы поглощения:4 - максимальное значение относительной погрешности измерения наивероятнеишего времени релаксации ПОЛЯРИэаЦИИ г, ДОЛИ ЕД,;;., тв - наивероятнейшие времена релаксации поляризации для соответствующего диапазона час 1 от электромагнитного поля в диэлектрическом спектре моделй нсфтеносного пласта после вытеснения из нсе нефти соответственна испьпуемым нефтевытесняюгцим реагентам и водой, нс.2003079 Фвг Составитель Е.АдамовТехред М,Моргентал ректор А.Обручар Редак лко Тираж . Подпис НПО" Поиск" Роспатента 113035, Москва, Ж. Раушская наб 4/5Изобретение относится к нефтяной промы.(81 ности, а именно к оценке в лаборагорных условиях изменения степениЭГРВГВТИВНОЙ усТОЙЧИВОСТИ (ИЗМВНЕНИЯ ВЯЗ")ст(1) (пллоидньгх чаСиц Остаточной нефти б":) л1 Г)л ) .3 с ь( ) ц 3 О щ и х и е с ч а и и ко8;) - ; Гг)(:,)лтельО агрегативной устой:Г:) и Каэ)НН,Х 3т(, ПОСЛЕ 31)ТЕСНЛ,) (1 З(ЛЛ и:" 1(3 ) Н(1( КОЛЛВКО О В,Азвест 81 способ Оценки изменения 3 Г л ивОй устойчиВОсти дисг)81)(.ны)( сис1 ;м; . О Ол я рнои дисп Р рс).л (редо)л) )П ВЭРХ(1СТН акт)Л(1 ЫХ ВЕЩРСТВ На 3 ГРЕГВ"гл )О усзойчиВОсть суспенэий графита В".,у(пе)Виях изучалось с помощью седимен)ООГанализа Якачестве коичеств НОхаракте ристлки аГре( ированиячл 1:)1) при сог)остаВлении стабилизирую) ),-.,.:;.:;сг)бности различных ПАВ использовалась величина среднеГО эффективноГОдиаметра агрегатов (коллоидных частиц) всус)ензии, При этом имеется ввиду, чтоуменьшение означает повышение агрега- ."этивной устойчивости суспензии,Моделью остато гной нефти и связаннойводы в нефтеносном пласте представляетсяобразец горной породы, отобранный изпродуктивного интервала нефтеносного 40коллектора, после воздействия на него водой или Оторочкзми раствОров р 83 ГентОВ сцелью извлечения из него 118(рти. Поэтому (сучетом того, что суспензии графита по видам надмолекулярных структур - коллоидных частиц, содержанию в них данныхчастиц не отражают остаточную нефть, атакже не содержат связанной воды) известный способ, гдс изменения агрегативнойустойчиВости коллоидных частиц Оценива)отся по данным седлментационного анализа и исследований электрофоретическойподв)Кности частиц Графита, применяемых для изучения дисперсных систем, находящи;(ся В жидкООбразном состОЯнии, ЯВляется непригодным для решения поставленной задачи,Известен способ усановления агрегативной устойчивости диспРрсных систем по (волОГичРским криВым (Ц АГреГатиВНО устойчивая система. имеет практически ньютоновское течение, Неустойчивая система приобретает пластические свойства с увеличивающимся пределом текучести - прочность структуры возрастает, Способ применим для структурированных жидкообразных систем типа суспенэий (например, суспенэий кварца в смеси тетрахлорэтана и тетрабромэта)1 с добавками ВОды). НО Он не пригоден для изучения моделей остаточной нефти и связанной Воды, являющихся сложнь(1 л)л,гетерогенны(лл системами, В состаВ которых вхо)зит твердыл каркас (гооная порода),Наиболее близкими по технической сущности и достигаемому результату является способ оценки изменения степени аг- РВГ 3 ТИВ НОЙ УСГОЙЧИВОСТИ КОЛ ЛОИДНЫХ частиц ос Гато гной нефти и связанной воды, исг)ользова)1(ый Д )я Обезвоженнь)х и Обес" соленных поверхностных нефтей и изовискозных моделей пластовых нефтей 21. Согласно этому способу осуществляют подготовку поверхностных нефтей и изовискозных моделей пластовых нефтей по ОСТ ,".)9-195-86 "Нефть", Метод ог)ределения коэффлцигл(та Вытеснения нефти водой в лабораторных условиях", В диапазоне частот электромагнитноГО пОля От 20 до 10 Гц снима)от при пластовой температуре конкретного нефтяного месторождения диэлектрические спектры, 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 выделеннь)м видам коллоидных частиц полосам поглощения радиоволн определяют наивероятнейшие времена релаксации поляризации т, Изменение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц конкретного вида определяют для исследованнь)х систем на качественном уровне сопоставлением значений т, полученных по спектрам испытуемых поверхностной нефти или изовискозной модели пластовой нефти с ранее изученнымл поверхностными неф- ТЯМИ ИЛИ ИЗОВИСКОЗНЬ 1 МИ МОД 8 ЛЯМИ ПЛЭСТО- вых нефтей других месторождений. С рсто) т увел(ливается ст 8 пеньдГреГативной устойчивости коллоидных частиц определенного вида, при уменьщеии тона снижается. При увеличении т растет вязкость коллоидных частиц, при снижении тона уменьшается,Известный способ недостаточно эффективен, так как не дает точных результатов вследствие того, что нет опорных поверхно 2003079пля и редан и ых значений параметров изменения сгепени эгрегативнай устойчивости различных видов каллоидных чэстиц Остаточной ", ефти и связанной воды после воздействия на пласт реагентами с различными ехэ измаил нефтевытеснения.Предлагаемый способ осуществляется лсдуоще последоваельностью операций,Нэ Двух мОДелях нефтенОснОЙ пористой среды параллелью Осуществляют гидродина,ическае моделирование процессов выта" НЭНИЯ Нвф ГИ Во пой И ИСПЫ ГУЕМЫМ ,":эг: нт; м по ОСГ 39-195-86 в геолого-физических условиях конкретного месторажде ь", 1",ч-л 4 ИП Ч)ИЛЬГрЦ"И Орвз Обе МО ,:л;: платэ прокэчива,от оторочки дистил:,.; н ннай ЛОДЬ, :10-12 п,а. с Целью , с ,",л и, дэн алых модалеЙ соленОЙ воды О,тат .Ол непрапеагиаовэвшега нефтевы; ег: Я.ше. и :г нта, 3. Ге 1 из сеаедины обе н м;делай изымают Образцы горной па;.ды и снимают с них диэлектрические с 1 зктрф-, при температуре, равной пласта -,1 лил КОКРЕТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, В ЦИЭ пэ:;Она часгог электромагнитного полл от 20 ла 3 1 О Гц, Измеренные в диапазоне:1 с тот злактромаГНИГнОГО пОля От 20., ц цэстот;:ые зависимости Отногл.,Плей д. Галек Грической проницаемостиЛ;".; Г ;Э ЛИЗЛ;:"ГПИЧЕСКИХ ПОТЕОЬ Е ДЛЯ А:ры. Ц 1 и Гчодели пласта, нэ которых были с 181.,елгнровэны процессы вь 1 теснения Н 8 фти водой и растворам реагентэ, несут в себе инфармацио О коллаидных частицах оста"пчнай ЧРфтисвлзаннаЙ вадь с меньшей степенью дисперснасти, чем простейшие ассоциэ гы неф" и,е 1 остраением снятьзх частотных дизлек" трических спектров в звуковом диапазоне частот электромагнитного поля от 20 до 2 13 Гц в координатах "тангенс угла диз 1 н ктричгч к:лъ потерь Ц д(19 д == Е" /Е) - частотафиГ, 1), а в диапэза 18 рэдиачастат ат2 ;,0" до 3 "10 Гц в плоскости Е" - Е (фиг,2) выделл 1 отся полосы поглощения радиоволн (интервалы частот спектра Л 1, в которых набладаются релаксэционные максимумы), Обусловленные различными видами коллоиднь х частиц ОстэтОчнай нефти и связанной ВОДЫ, ДЭННЫЕ ПОЛОСЫ ПОГЛащения РэдиО- волн характеризуются диэлектрическими параметрами: гтатическойдиэлектрической проницаемастью ез, дизлектрическОЙ прони цэемостью на высокой частоте ем; наивераятнейшим временем релаксации поляризации у; пэрам 8 трОМ асимметрии ф 1 нкции расппеделения времени релаксаЦии,3 ( О 5 д " 1); максимальным знэч 8 ни 5 ем тангенса угла диэлектрических потерь тц дм. Величины г 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 проявляетсячерез изменение электрическихсвойств 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 частицостаточной нефти и связанной воды по выявленным в спектре паласам поглощения радиоволн проводят с использованием каталога диэлектрическикспектров воды, взаимодействующей с поверхностью пористых сред(Гусев А,А, Влияние поверхности пори. Стых сред на физические свойства связанной воды, - Проблемы использования химических средств и методов увеличения нефтеотдачи пластов. Тез.докл. 5-й республ, межотраслевой напуч,-практич. конф. Баш.30 Республ, прэвл, ВХО им,Д,И.Менделеева,Уфа, 1980, С,40-42; Гусев А,А. Динамика протонного движеиия в воде, взаимодействующей с поверхностью твердых тел. - Там ке. С.49 - 52) и созданного авторами катало га диэлектрических спектров модельныхдисперсных систем, измеренных в диапазоне частот от 20 да 3 10 Гц и в области9.температур 20-80 С (Ревизский Ю.ВМухутдинава А,С, и др, Диэлектрические исс ледавания дисперсных систем; 1.Н ПАВ и ихводные растворы/ ВНИИнефтеатдача. - .Уфа, 1990, - 15 с. - Деп. ва ВНИИОЭНГе 5,01.90, Р 1820; 2. Водные растворы НПАВ/ВНИИнефтеотдача. - Уфа, 1990, - 45 15 с, - . Деп. ва ВНИИОНГе 5,01,90, М 1822).По формуле (1) определяют значения параметра изменения степени агрегативной устойчивости каллоидных частиц К и т, остаточной нефти и связанной воды после воздействия на нефтяной пласт оторочкой раствора нефтевыстесняющегд реагента, При этом численные критерии оценки изменения степени агрегативной устойчивости коллаидных частиц остаточной нефти и свяЗанной. воды, выведенные на основе анализа по величинам Кпт диэлектрических спектров пористых сред после вытеснения из них нефтиреагентами с различными механизмами нефтевытеснения, имеют видвинтервалечастотот(3 - 5) 10 до 2 10 Гц:повышение степени агрегативной устойчивости каллаидных частиц астаточйой нефти и связанной воды. если-8,3К 1 г-2,0, (2) уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц. если2,0К 1 т 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-8,3Кгт -2, (4) уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц, если2,0Кгт 3,2; ,Р) в интервале частот от (0,316-0,8) 10 до (1,26 - 2,51)10 Гц:повышение степени агрегативнай устойчивости коллаидных частиц Остаточной нефти и связанной воды, если-9, 1Кз т-2,0, (6) уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц, если2,0 Кзг 17,0; (7)в интевале частот ат(3,16 - 4) 10 до(1,26- 5)10 Гц:повышение степени агрегативной устойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, если-6,1К 5-2,0. (8) уменьшение степени агрегативной устойчивости данных частиц, если2,0К 5 т4,7. (9) После сопоставления величин К г, оп ределенных для испытуемого нефтевытесняющего реагента, .с численными критериями, представленными неравенствами (2)-.(9), делают заключение - изменяются или не изменяются физика- механические свойства остаточной нефти и связанной воды после воздействия на пласт укаэанным реагентом по сравнению с анапогичными 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 Д 1 Ураэметовскай площади, уршакского и Туймазинского нефтяных месторождений; пласта Сп Арланского, пласта Д Ташлиярской площади Ромашкинскога и палимиктовых отложений Южно-Сургутского нефтяного месторождений. а также данных литературных источников по анализу диэлектрических спектров воды, взаимодействующей с поверхностью твердых тел, Объектам исследования, моделирующим Остаточную нефть, является образец осадоч ной горкой породы, отобранный иэпродуктивного коллектора, на катаром моделируется 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 спектраметре конструкции Башгасуниверситета 15 традиционным частотным методом, В диапазоне радиачастат комплексную диэлектрическую проницаемость я изучаемых систем измеряли методом сосредоточенной емкости на автоматическом временном диэлектрическом спектрОметре конструкции института биологии Казанского филиала АЯ СССР, Погрешность измеаений параметрана Обсих установках является сравнимаи па величине и сагтавпяет.7 8 о:, качагтае контрольного параметра в звуковом диапазоне частот электромагнитного паля на частоте 100 Гц, а в радиочастотном - на частоте 2 10 Гц Оценивалась низкочастотная5удельная злектроправаднасть па састнаше- НИОО=2 К 1 Ео Е =а) Ео Я,35. где о - низкочастотная удельная электроправаднасть, смм;и - круговая частота электромагнитногодоля Гцяо =8.8510 - диэлектрическая постоянная вакуума, Ф/м.Дпя устанавпенйл вида каппоидных частиц остаточной нефти и связанной воды в исследованных системах па выявленным в их спектрах паласам пагпощения радиоволн бып создан. каталог диэлектрических спектров модельных дисперсных систем, снятых при температурах 20 - 80 С в диапазоне частот электромагнитного полл От 20 да 3 10 Гц, Выбранный температурныйдиапазон включает в себя значения ппастовых температур песчаниковцх, песчано-апевралитавык и папимиктовых продуктивных коллекторов известных нефтяных месторождений СССР, В качестве мадельных дисперсных систем были выбраны неионогенные поверхностна-активные вещества (НПАБ) - неанапы ОПи. АФ 9-12 и их водные растворы, В данных системах установлена возникновение с повышением содержания НПАВ в водном растворе (с ро 2003079с гам лежмалекулярного взаимодействия лагакул НПАВ) мицеллярных, жидкокрис алическлх, студнеабраных и твердокристалли,еских коллоидных частиц, С использованием данного каталога, а также каталога диэлектрических спектров воды, взаимодействующей с поверхностью тверраглсым тел были расшифрованы сня ты в указанных выше диапазонах частот и температур дизлектоические спектры названых выше моделей остаточной нефти и ;л.з:.:Пней водыГл;лный признак, по которому уста. нал вал;я вид каллаидной частицы, - с;:",р; :Л -,;Е ЛТЕОВаЛОВ ЧЗСТОТ 6 1 ПОЛОС ПО"; д:,:гниных колебаний в коордипг э г аздиоча".атном - в нл ка:пляя - экспериментальных форН ап рп с р, изображенные на фиг.2 как :. ". иГ, в . образец песчаника пласта Д 1"016 Тиймазинскаго нефтяного место;.а,г:; ил, на катарам был смоделирован , ,.;с.; вытеснения нефти по ОСТ 39-195 вафьм растворам неонала с массовой далай н.энпа 5 "4 пои,ленительно в геола,з-гнчесгнм условиям пласта Д 1 Уршак.",:-.л -;" 3 Г)ж;лия=45 С пОлОсы -;а л,-,",.:;ля радлавалн подчиняются следуэщим ,готнацгениям2-я и Б-япаласы определяются формулойфГ1+ 1 ггт)3-я полоса отражает простой релаксациа"алый процесс с одним временем релаксаци,", апись ваемай формулой ДебаяЕэ - Яоо1 + аг "4-я паласа подчиняется правилу гп-йстепани, выражаемому зависимостьюгде=- мнимая единицагл и А - эмпирические параметры 1 щО).Время релаксации т, характеризующее1-ю, 2-ю и 5-ю полосы поглощения радио.волны, оценивают по соотношению10 21 о114)где о - частота электромагнитного поля,1при которой величины е и 1 ц д имеют максимальные значения, Гц,Время релаксации т, характеризующее3-ю полосу поглощения радиоволн, определяют по формуле Изменение степени агрегативной устойчивости каждого вида коллаидных частиц. остаточной нефти и связанной водыоценивается по величине К л т, равняющейся разнице наивераятнейших времен релаксации поляризации, определенных по0 саатветствующим полосам поглощения ра диаволн в спектрах образцов моделей пласта после вытеснения из них нефти водой ииспытуемым агентом, деленной на абсолютную погрешность Ьт измерения величины7 для случая вытеснения нефти и испытуемым реагентам; изменение степени агрегативнай устойчивости Клт оценивают,сравнивая определенные значения Кот счисленными критериями данного параметра, полученными па диэлектрическим спектрам образцов гор-,ых парац, отобранныхиз продуктивных коллекторов различныхместорождений после вытеснения из нихнефти отарочками растворов реагентов сразличными механизмами нефтевытеснения, Нижний предел численных критериевопределяется па известному правилу; разница между сравниваемой и определяемойвеличинами считается установленной, если40 ана равняется двум абсолютным погрешностям измерения определяемой величины.Для определения предельных значенийчисленных критериев были использованыследующие нефтевытесняющие агенты:45 1) дистиллированная вода по ГОСТ6709-72,2) М,й-диметилфаомамид,3) водный раствор сульфаамина по ТУ6-01-0203314-106-90 с массовой долей реа 50 гента 2,4) водный раствор ЛПЭ - 11 б по ТУ 6-0103-56-83 с массовой долей реагента 2 ог.5) водный раствор В-ФИКС по ТУ3840262-86 с массовой далей реагента 2 ог,55 6) водный раствор неонола АФ 9-12 илиОПпо ТУ 38-10772-85 с массовой долейреагента 5 с7) водный раствор СНО-ГЛИФ по ТУ113-04-2-104-88 с массовой долей реагента2 о8) изовисказнэя модель пластовой нефти пласта Д 1 Уршакского месторождения по О СТ 39-195-86,9) толуал,10) бензин нефраз С 2-80/120 па ГОСТ 443-76,11) водно-спиртовой раствор кристаллического йода с массовой долей воды дистиллированной 50, спирта этилового ректификата 45 оь, йода кристаллического - 5 о12) искусственная нефть с массовой долей ч,й-диметилформамида -11.5 о 4, толуала 63,37 о, бензина нефРаз 25,2%.Искусственная нефть моделирует па поверхностным свойствам и взаимной растворимости компонентов поверхностные нефти пласта Д 1,В качестве основных веществ в композиции СНО-ГЛИФ входят комплексаны глифосин и глифасат, а также соляная и фосфорная кислоты;Из приведенных агентов относятся к реагентам "смешивающегося вытеснения" последние пять, начиная с изавискозной модели пластовай нефти.Для создания искусственной нефтенасыщенности па ОСТ 39-195-86 в образцах горных пород использовались поверхностные нефти и изовисказные модели плэставых нефтей пласта Д 1 Уршакскога и пласта Сп Арланскаго нефтяных месторождений, а также отбензиненная окисленная уршакская нефть получена из керновага материала плаСта Д 1 оценочной скв, 911 Уршакского месторокдения),Во всех случаях после Окончания процесса моделированьля нефтевытесненьля через модель пласта прокачивалась Оторочка дистиллированной воды, равная 10 п,а, модели, с целью удаления из парового пространства солей и остатков непрареагирававшего вытесняющего агента,Для сравнения и контроля праведень, эксперименты по нефтевытеснению с образцами песчаника пласта Д 1 скв,911 Уршакского, палимиктовых Отложений скв,1387 Южно-Сургутскога нефтяных месторождений с естественной водо- и нефте- насыщенностью. Через вырезанные из отобранного керна с линейными размерами, не превышающими 0,05 м, цилиндрические образцы нефте- и водонасыщенной горной породы (после их шлифовки) фильтровалась оторочка дисталлираванной воды размером не менее 10-12 п.о. с целью абессаливания образцов и удаления из их паравога пространства механических примесей. Затем через данные образцы последовательно фильтровались оторочки нефтевы 55 Д 1 ЗЛЕКТРИЧЕСКИХ СПЕКТРОВ Б ИССЛЕДОВЭННЫХ системах Обнэаукань славуюшие виды кал- ЛаИДНЫХ Частиц Остата ПьЮй НафТИ и СЬяэанНОИ ВОДЫ,1-я полоса обусловлена сущестВО- Б Э НИ Е ьм Л Э ИОЛ а С О бПыЫК Г а С Тр О Б(сьССОЦИБТОВ) БОДЬь, НБПОСРОДСТВЕННО КОНТатьЛРУьОЩИХ С МОНОСЛОЙНОЙ ГЛЕНОЙ ВОДЬ тЕСНЯЮЩЕГО аГЕНта И ДьЛСтИЛЛИраВВННОЙ Вады, Размер ахдай.из отарочек равнялся 10 п,о. Режим фильтрации атарочек выдерживался применительно к геолого-физическим 5 условиям пласта Д 1 Уршакскаго и полимиктавых отложений Южна-Сургутскога нефтяных месторождений по ОСТ 39-195-86,Для моделирования процессов нефтевытеснения применительно к геолога-физи ческим условиям пласта Д 1 Уршакскагаместорождения были использовань Образцы сухого песчаника пласта Д 1 скв.2016 Туймазинскаго и пласта Д скв.14385. Тэшлиярскай площади Ромашкинского 15 месторождений, а применительно к геолога-физьческим уславЯм Г 1 лзсьа Сп АрланСОГО Ь 1 ЕСТаражданияь - Пасчан ПЛЭста Д 1 СКВ,2016 ТУЙМБЗИНСсьта МЕСтаРОжДЕНИЯ,Температура пласта Д 1 Уршакскага, 20 власта Сп Аалэнсага и палимиктавых Отложений Южна-Сургутскага л.естараждений соответственна равня Отся 45, 2 и 63 С,Представленные на фиг,1, 2 диэлектрические спектры, зл 1 ереннье при пластавай 25 температуре, являстая харакьсрными паформе.для Всех исследованных слстам.ПРИ ПлаСТОВЬьх ТБМПЕРБТУОЭХ ДЛЯ ВСЕХСИСТВМ В СПСКТраХ БЬьяБЛОНЬь ПО 5 Палас ПаГлащания радиоволн;30 1-я полоса Б интервале частот спектраот 3 - 5) 10 да 210 Гц;52-я паласа Б интервале частот спектраат 0,02 - 5) 10 да 3,16 - 8) 10 Гц;3-я паласа Б интервале частот спектра 35 От (3,16 - 8) 10 до ь 1,26 - 2,51) 10 Гц;4-я паласа Б 1 нтерБале частот спектраат 1,26-2,5 ь) 10" до (3,16 - 4) 10 Гц;5 я паласа В интервале частот спектраО ь 1 16 - 41 10 ььа ь 1 26 - 5) 1040. 4-я паласа пОГлаДания радиоволн пОдЧИНЯЕТСЯ ПРБВИЛУь Гья-Й СТЕПЕНИ (13) и ОбУСЛОВЛЕНВ ХИЛИНЕСь 1 СВЯЗВННОЙ ГМИНСРБЛВМИ гарной парады водой. Данная релаксация из рассмотрения ислючэется тэк как не 45 несет В саба инфарл эции а каллаидных частицах остаточной нефти и связанной Воды.Из Остальных палас пОГлащения Оадиавалн2-я и 5-я паласы Опредаля:Отся соотношением 11), э 3-я паласа Отражается формулойДебая ь,12),СОГлэсна гышауказанным этэлаГамна 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 студне- образных коллоидных. частиц нефти, непосредственно контактирующих с поверхностью коллектора и остальной массой остаточной нефти;3-я полоса обусловлена существованием кластеров воды, контактирующих непосредственна 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 таердоподобную структуру и контактирующей с остаточной нефтью, а также коллоидными частицами нефти типа мицелл неионогенных ПАВ в водных растворах,По полученным данным, которые согласуются с литературными (Сургучев Н,Г;, Желтов Ю.Вг Симкин Э,М. Физико-химические микропроцессоры в нефтегазоносных пластах, - М;: Недра, 1984, с,251), содержание таердокристаллических и студнеобразных коллоидных частиц нефти в продуктивном коллекторе является близким к следовому, Поэтому изменение степени агрегатианой устойчивости данных частиц после воздействия на пласт реагентом.можно не принимать ао внимание при оценке изменения физико-механических свойств остаточной нефти послеуказанного воздействия.Й табл.1-4 представлены значения х, 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 ранееКг х = - . (16) хв - х Лх Величину Лх вычисляют по формулеЬх=фх, (1 7)После подстановки (17) и (16) и несложных алгебраических преобразований получают рабочую формулу (1) для вычислениязначений К ох.В табл.5 - 8 представлены величиныК и х, характеризующие полосы поглощениярадиоволн в спектрах исследованных систем.Согласно значениям К и х; представленным в табл.5 - 8, и положениям. изложеннымранеевыведены численные критерии изменения степени агрегативной устойчивостиколлоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, отражаемые неравенствами. Пример осуществления способа,Моделирование процессов вытеснениянефти водой и водным раствором неопола смассовой долей реагента 5 было проведено на модели пласта Д 1 применительно кгеолого-физическим условиям пласта Д 1 Уршакского нефтяного месторождения по ОСТ39-195-86,После окончания вытеснения нефти всдой и водным раствором неонола через обемодели пласта были прокачаны оторочки ди 25 стиллированной воды размером 10 п.о. Нафиг,1, 2 представлены диэлектрическиеспектры, измеренные на образцах горныхпород пласта Д 1, изъятых из середины модели пласта после проведения процесса вытеснения нефти водным раствором неонола,при пластовой температуре Уршакского месторождения, равной 45 С. Как для случаявытеснения нефти. водой, так и воднымраствором неонола спектры оказалисьсходными по форме. В обоих случаях былообнаружено в сходных частотных интерва. лах по 5 полос поглощения радиоволн, аналитически определяемых соотношениями(11), (12) и (13),Полосы поглощения радиоволн былиобнаружены а спектрах с следующих частотных интервалах;1-я полоса от(З) 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 взвуковом диапазоне частот электромагнитного. поля от 20 до 2 10 Гц на диэлектрическЬм спектрометре конструкцииБашгосуниверситета традиционным частотным методом, а в радиочастотном в диапазоне от 2 10 до 3 10 Гц .наавтоматическом временном диэлектриче. ском спектрометре конструкции Институтабиологии Казанского филиала АН СССР методом сосредоточенной емкости, Погрешности измерения наиаероятнейшеговремени релаксации поляризации т на обеих установках являются сравнимыми по величине и составляют 7-8.Судя по значениям частотных интервалов Ьполос поглощения радиоволн.и их аналитическому описанию, выявлены коллоидные частицы остаточной нефти и связанной воды, подобные указанным ранее,В табл.1 представлены значения времен релаксации, характеризующие полосы поглощения радиоволн в спектрах образцов горной породы пласта Д 1 посте вытеснения из них нефти водой. Величинами имеет следующие значения:1-я полоса тв =15920 ч. 1274 нс;2-я полоса тЪ 5,033 + 0,403 нс;3-я полоса г = 0,484 + 0,039 нс;5-я полоса та =0,2523 + 0,0202 нс.Максимальное значение относительной погрешности измерения времени релаксации ф =0,08,Определенная по фиг.1 для 1-й полосы поглощения радиоволн величина Х 0 =10 Гц. Значение Г, вычисленное по формуле (14), оавняется 1/6,28 10 =15920 нс, Величина4К 1 т, определенная по формуле (1), имеет значение1 15920 0,08 15920 Определенная по фиг.2 для 2-й полосыпоглощения радиоволн величина 06= 15,18 нс, Величина К 2 г, определенная поформуле (1), имеет знацение1 5,033008 (По фиг.2 для 3-й полосы поглощения радиоволн определяют значения 8 и асс, Они соответственно равняются 4,76 и 2,83.Для частоты т = 2 10 Гц считывают8соответствующую ей величину я. Она равняется 4, 46, Величину т определяют по формуле (15)1 4,76 - 4,46 62 Н . 2 . 108 4,46 - 2,83= 0,342 нс.Величину К з т вычисляют по соотношению (1)0,4840,08 0,3.42Определенная по фиг,2 для 5-й олосы поглощения радиоволн аелицина 10 -. 794 10 Гц. Значение т =1/6,28 794 10= 0,2 нс. Величину К 5 т вычисляют по формуле (1) 1 0,25230,08 ( 0,2000 1 ) = 3,3. Сопоставление определенных значений Клт: с неравенствами (2), (3) показывает,что судя по значению К 1 у вязкость коллоидных частиц нефти и связанной воды, определяемых 1-й полосой поглощения15 радиоволн,. Не изменяется по сравнению связкостью аналогичных частиц а случае вытеснения нефти водой, Определенное значение К 2 т удовлетворяет неравенству (4).Следовательно, неонол способствует ростувязкости таердокристаллических и студнеобразных коллоидных частиц остаточнойнефти. Значения параметров Кзт и Квгудовлетворяют соответственно неравенстВам (7) и (9), Следовательно, неонол способствует снижению вязкости коллоидныхчастиц Остаточной нефти и связанной воды,фиксируемых В спектре по 3-ей и 5-й полосам поглощения радиоволн.Судя по значениям Кзу и К 87; следуетожидать изменений физико-механическихсаОЙств Остаточной нефти и сВязанной Водыпосле Воздействия на пласт водным раствором неонола,Надежность способа подтверждаетсяданнымипо велицинам К 1 т, Кзт и Кв.табл,7, определенным по спектрам образцов пласта Д 1 скв.911 Уршакского месторождения с естественной водо- и40 нефтенасьщенностью после вытеснения изНИХ НЕФТИ ВОДНЫМ РсЗСТВОРОМ НЕОНОЛа С МВСсовой долей реагента 5,", Значения К",т,Кзг и К;г также показывают на изменение физико-механических свойств Остаточ 45 ной нефти и связанной Воды послевоздействия на пласт Д Водным растворомнеонола,Предлагаемый способ в сравнснии спрототипом более эффективен, так как по 50 заоляет с большей степенью точности гсворить Об изменении степени агрегативнойустойчивости коллоидных частиц остаточной нефти и связанной воды, С применением опорных установлены интервалы частот55 полос поглощения радиоволн, соответствующие различным Видам коллоидных частицОСТВТОЧНОЙ НЕФТИ И СВЛЗсЗЙНОЙ ВОДЫ И ВЫВЯданы формулы численных критериеа измененияя степени их агре гати а н ОЙустойциаости. Таким образом, если по псо