ГИДРОФОБНЫЙ КИСЛОТНО-МИЦЕЛЛЯРНЫЙ СОСТАВ ДЛЯ ГЛУШЕНИЯ, ОСВОЕНИЯ И ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ, ПРОБУРЕННЫХ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ НА НЕВОДНОЙ ОСНОВЕ
HYDROPHOBIC MICELLAR ACID-BASED COMPOUND FOR KILLING, DEVELOPMENT AND COMPLETION OF PRODUCING STRATA DRILLED WITH USE OF NON-AQUEOUS BASED MUDS

Изобретение относится к области строительства скважин и нефтедобычи, в частности к составам для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным водочувствительным коллектором, и может быть использовано в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия, в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.
Первичное вскрытие продуктивных пластов с использованием буровых растворов на неводной основе позволяет максимально сохранять коллекторские свойства продуктивных пластов на этапе заканчивания скважин бурением. Использование на этапах освоения, глушения и вторичного вскрытия скважин водных систем, не совместимых с растворами на неводной основе, сводит на нет преимущества последних с точки зрения сохранения фильтрационных свойств пласта.
Так, по результатам работ большинства отечественных и зарубежных исследователей, последовательное проникновение в коллектор не совместимых между собой технологических жидкостей и их фильтратов приводит к образованию в призабойной зоне пласта высоковязких эмульсионных пробок, значительно снижающих фильтрационные свойства коллектора. Следовательно, при выборе типа и компонентного состава закачиваемой в скважину жидкости необходимо учитывать тип жидкости, закаченной на предыдущем этапе работ.
На этапе первичного вскрытия целенаправленно создается флюидо-непроницаемый кольматационный экран, представленный фильтрационной коркой бурового раствора. Фильтрационная корка растворов на неводной основе, в частности инвертно-эмульсионных буровых растворов (далее - ИЭР), представляет собой высококонцентрированную эмульсионно-дисперсную систему, имеющую гелеобразную структуру повышенной вязкости и прочности. На поверхности и внутри фильтрационной корки сконцентрированы следующие виды примесей: капли дисперсной фазы эмульсии, покрытые гидрофобной оболочкой; эмульгаторы-стабилизаторы системы; мелкодисперсные глинистые частицы; частицы кислоторастворимого кольматанта и утяжелителя; частицы выбуренного шлама.
Использование на стадии освоения скважин технологических составов, деструктурирующих фильтрационную корку буровых растворов, позволяет удалять кольматационные образования из околоскважинной зоны и восстанавливать естественные коллекторские свойства продуктивных пластов. Наиболее актуально использование деструктурирующих технологических составов при заканчивании скважины методом открытого забоя.
Наличие в коллекторах водочувствительных терригенных пород, представленных легко набухающими и/или диспергирующими глинами, накладывает свои ограничения на использование технологических составов на водной основе. Закачка водных систем в такие пласты практически мгновенно инициирует процесс гидратации глинистых пород, приводящий к закупорке пор пласта в результате диспергирования или набухания, и, как следствие, к значительному снижению фильтрационно-емкостных свойств коллектора.
На основании анализа научно-технической литературы и опыта работы с использованием буровых растворов на неводной основе можно выделить следующие требования к технологическому составу, деструктурирующему фильтрационную корку раствора и рекомендуемого к использованию в водочуствительных терригенных коллекторах.
Состав должен:
- не изменять гидрофобный характер призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) (исключать непосредственное воздействие водной фазы на глинистые породы);
- разжижать гелеобразную структуру фильтрационной корки бурового раствора;
- растворять используемые в рецептуре бурового раствора кислоторастворимые кольматанты;
- обладать растворяющим действием в отношении органических коллоидов (высокомолекулярных органических соединений, в т.ч. асфальтеносмолопарафиновых отложений АСПО);
- обладать высокой проникающей способностью в ПЗП через фильтровальную корку раствора;
- иметь плотность, обеспечивающую создание соответствующего противодавления на забой скважины;
- обладать низкой вязкостью, обеспечивающей легкое прокачивание жидкости насосами;
- обладать деэмульгирующими свойствами, исключающими образование высоковязких эмульсий с пластовыми водами;
- иметь минимально короткое время разрушения фильтрационной корки раствора в статическом режиме в пластовых условиях;
- легко извлекаться из пласта потоком нефти.
Известна жидкость для освоения на основе инвертной эмульсии и метод ее использования [патент США №2010190664]. Жидкость предназначена для очистки скважины, пробуренной на инвертно-эмульсионном буровом растворе. Предлагаемый в указанном изобретении метод включает закачку в скважину деструктурирующей жидкости, которая включает гидрофильную внутреннюю фазу и олеофильную внешнюю фазу, при этом гидрофильная фаза включает растворимый в воде полярный органический растворитель, гидролизный эфир карбоновой кислоты, утяжелитель; а олеофильная внешняя фаза включает олеофильную жидкость и эмульгатор. При этом гидролизный эфир выбран таким образом, чтобы гидролиз органической кислоты, протекающий в инвертной эмульсии, разрушал фильтрационную корку, образованную инвертно-эмульсионным буровым раствором.
Известная жидкость характеризуется совместимостью с буровыми растворами на неводной основе, однако протекающий в системе гидролиз приводит к высвобождению водной фазы и к непосредственному контакту воды с породой, что ограничивает использование данного изобретения для терригенных водочувствительных коллекторов.
Также известна жидкость для глушения скважин, включающая, об.%: полигликоли - 5-35, флотореагент-оксаль - 45-65, алифатический спирт - 15-20, вода - остальное. В качестве алифатического спирта указанная жидкость для глушения скважин содержит этиловый, либо изопропиловый, либо бутиловый спирт [патент РФ №2260112].
Известен также состав для обработки призабойной зоны пласта, представленного терригенным заглинизированным коллектором, содержащий, мас.%: соляную кислоту 10-17, плавиковую кислоту 1,5-5, органический растворитель 23-35, воду - остальное. Причем в качестве органического растворителя используют флотореагент марок Т-66, Т-80 [патент РФ №2058362]. Указанные известные жидкости, ввиду наличия в их составе воды, также не рекомендуется закачивать в водочуствительные коллекторы с целью предотвращения процесса набухания глинистого цемента пород.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является жидкость для глушения и перфорации скважин, включающая, об.%: поверхностно-активное вещество - гидрофобизатор марок ИВВ-1, ГИПХ-6Б, СНПХ-ПКД-515 или Синол-КАм 1-2, Флотореагент-Оксаль - остальное до 100% [патент РФ №2333233]. Вследствие отсутствия в известном составе воды, известная жидкость оказывает минимальное негативное воздействие на призабойную зону пласта, способствует ингибированию процесса гидратации глин в коллекторе и, как следствие, не оказывает существенного уменьшения размера пор. Использование этой жидкости способствует эффективной разблокировке ПЗП от воздействий предыдущих технологических жидкостей и пластовой воды, а также облегченному (при меньшей депрессии в минимальные сроки) последующему вызову притока нефти и/или газа при освоении скважины. Данная жидкость может быть рекомендована для использования в водочувствительных терригенных коллекторах.
3
Однако она не обладает достаточным раскольматирующим действием по отношению к фильтрационной корке буровых растворов на неводной основе, а также не может использоваться в продуктивных пластах, где по правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность закачиваемых технологических жидкостей должна превышать 1120 кг/м (предельная плотность заявляемой жидкости).
Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение степени удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного пласта скважин после использования буровых растворов на неводной основе и, как следствие, восстановление природных коллекторских свойств терригенных водочуствительных коллекторов на этапах освоения, глушения и вторичного вскрытия скважин, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе.
Дополнительным техническим результатом является обеспечение возможности регулирования плотности гидрофобного кислотно-мицеллярного состава с целью его использования в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД).
Указанный технический результат достигается предлагаемым гидрофобным кислотно-мицеллярным составом для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе, включающим поверхностно-активное вещество, флотореагент-оксаль, при этом новым является то, что он дополнительно содержит 5-20 мас.%-ный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле, или 5-20 мас.%-ный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле, или их смесь, в качестве поверхностно-активного вещества - водорастворимое неионогенное поверхностно-активное вещество НПАВ с гидрофильно-липофильным балансом ГЛБ не менее 12, при следующем соотношении ингредиентов, об.%:
указанный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле,
или указанный раствор муравьиной кислоты в этиленгликоле,
или их смесь в объемном соотношении 1:1-1:2 соответственно
40-55
НПАВ с ГЛБ не менее 12
2-5
флотореагент-оксаль
остальное
Он дополнительно содержит утяжелитель в количестве до 13,8 об.%.
В качестве утяжелителя он содержит цинк хлористый технический.
В качестве флотореагента-оксаля состав содержит реагенты марок Т-80, или Т-92, или Т-94.
Достигаемый технический результат обеспечивается за счет следующего.
Благодаря синергетическому эффекту комплекса используемых в предлагаемом составе компонентов состав эффективно диспергирует и разупрочняет фильтрационную корку бурового раствора на неводной основе, солюбилизирует углеводородную основу раствора, растворяет карбонатную твердую фазу, тем самым полностью удаляя кольматирующие образования из призабойной зоны пласта.
При этом, вследствие отсутствия в рецептуре водной фазы, состав не нарушает гидрофобный характер смачивания ПЗП и рекомендуется к использованию в водочувствительных терригенных коллекторах.
Используемый для приготовления растворов кислот этиленгликоль выступает как безводный полярный растворитель одновременно для кислоты и для утяжелителя - хлорида цинка. Использование НПАВ с ГЛБ не менее 12, выступающее инвентором эмульсии второго рода, способствует дезинтегрированию блокирующей эмульсии, обеспечивает доступ кислоты из раствора к гидрофобизированной карбонатной твердой фазе, а также приводит к усилению диспергирующего эффекта состава.
Предлагаемый состав был испытан в лабораторных условиях. Для его приготовления в лабораторных условиях были использованы следующие вещества:
- флотореагент-оксаль, ТУ 2452-029-05766801-94, марки Т-80, Т-92, Т-94;
- этиленгликоль, ГОСТ 19710-83;
- цинк хлористый технический, ГОСТ 7345-78;
- сульфаминовая кислота техническая (адмидосульфоновая кислота, моноамид серной кислоты, амидосерная кислота), ТУ 2121-278-00204197-2001;
- муравьиная кислота 99%, ГОСТ 5848-73;
- неионогенное ПАВ:
9-10
9-12
- неонол марок АФ с ГЛБ 13,4; АФ ГЛБ 14,0; ТУ 2483-077-05766801-98;
- реверсмол марки B с ГЛБ 14,0, ТУ 2458-0102-38892610-2012,
- Синтанол АЛМ-10 с ГЛБ 13,5, ТУ 2483-003-71150986-2006,
- Lumorol 4357 с ГЛБ 12-13, по импорту.
Пример приготовления гидрофобного кислотно-мицеллярного состава в лабораторных условиях.
3
В 480 см этиленгликоля при перемешивании растворяли 42,5 г сульфаминовой кислоты. Получался раствор 8,8%-ной концентрации.
3
После полного растворения добавляли 450 см флотореагента-оксаль марки Т-80, на последнем этапе добавляли 50 см НПАВ - Реверсмола марки В. Смесь перемешивали в течение не менее 30 мин. Получили состав следующего содержания, об.%: Получили состав следующего содержания, об.%: 8,8 мас.%-ный раствор сульфаминовой кислоты в этиленгликоле - 50; НПАВ Реверсмол - 5; флотореагент Т-80-45.
Таким же образом готовили предлагаемый гидрофобный кислотно-мицеллярный состав с другим компонентным содержанием.
В процессе лабораторных исследований устанавливали следующие свойства составов согласно предлагаемому и известному по прототипу изобретениям:
3
- плотность, г/см;
- растворяющую способность состава по отношению к гидрофобизированному карбонату кальция, %;
- потерю веса фильтрационной корки бурового раствора на неводной основе после воздействия составов, %;
- коэффициент восстановления проницаемости керновых моделей.
Содержание компонентов в кислотно-мицеллярных составах представлено в таблице 1.
Данные о свойствах этих составов, полученные в ходе исследований, приведены в таблицах 2 и 3.
В качестве бурового раствора на неводной основе использованы 2 типа инвертно-эмульсионных буровых растворов (ИЭР), а именно:
3
- ИЭР №1 имеет следующий состав, об%: дисперсионная среда буровых растворов и технологических жидкостей - Эколайт (ТУ 2458-012-38892610-2012) - 50; эмульгатор обратных эмульсий Домультал (ТУ 2458-014-7146133-2004) - 2; стабилизатор-структурообразователь Инжель (ТУ 2458-002-38892610-2012) - 3; органобентонит - 1; карбонат кальция - 0,8; раствор хлорида кальция плотностью 1,38 г/см - 42.
3
- ИЭР №2 имеет следующий состав, об.%: дизельное топливо - 25, низковязкая нефть - 25, эмульгатор обратных эмульсий - Эмульверт (ТУ 2458-002-38892610-2012) - 3, органобентонит - 0,8, кислоторастворимый кольматант ККУ-М марки МК-5 (ТУ 5716-008-40912231-2003) - 1; раствор хлорида кальция плотностью 1,38 г/см - 45,2.
Растворяющую способность состава по отношению к гидрофобизированному карбонату кальция оценивали по следующей методике. К 2 г доведенного до постоянного веса карбоната кальция добавляли 10 мл ИЭР, выдерживали в течение 3 часов с целью гидрофобизации поверхности частичек карбоната кальция, после этого приливали 100 мл исследуемого кислотно-мицеллярного состава, выдерживали в течение 15 часов. После этого остаток нерастворившегося карбоната кальция количественно переносили на фильтр, высушивали до постоянного веса при T=105°C, взвешивали и определяли количество растворившегося вещества.
Оценку эффективности разрушающего действия гидрофобного мицеллярного состава по отношению к фильтрационной корке буровых растворов на неводной основе проводили по следующей методике.
При перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа на фильтр-прессе фирмы OFITE создавали фильтрационную корку ИЭР, затем через сформированную корку при перепаде давления 0,7 МПа в течение 0,5 часа фильтровали кислотно-мицеллярный состав различного компонентного состава. После окончания фильтрации замеряли объем фильтрата, прошедшего через фильтрационную корку ИЭР. Дополнительно определяли потерю веса фильтрационной корки (до и после воздействия деструктурирующих составов), для чего фильтр с коркой подвергали воздействию составов в течение 5 часов, после этого фильтры с оставшейся неразрушенной фильтрационной коркой извлекали из составов, сушили на воздухе в течение 24 часов и взвешивали. По скорости фильтрации составов и потере веса фильтрационной корки определяли эффективность раскольматации фильтрационной корки.
пр
пр1
пр
пр2
пр2
пр1
Влияние гидрофобного мицеллярного состава по предлагаемому изобретению и известного состава на восстановление проницаемости керновых моделей изучали по следующей методике. На установке AFS-300 определяли коэффициент проницаемости (К) - K по керосину для составной модели пласта (СМП) в направлении «пласт-скважина» с регистрацией расхода и давления. Осуществляли циркуляцию бурового раствора (ИЭР №2) вдоль крайнего торца СМП в направлении «скважина-пласт» до момента установления динамического равновесия, но не менее 6 часов. Затем проводили фильтрацию исследуемого состава (без циркуляции) в направлении «скважина-пласт». Всего закачивали 3 поровых объема состава, после этого оставляли модель на реакцию на 3 часа. После окончания реакции повторно определяли К-К по керосину в направлении «пласт-скважина» при различных подачах раствора. На основании результатов исследований рассчитывали коэффициент восстановления по модели - отношение K/K. В исследовании использовались керны тульских терригенных отложений проницаемостью 150 мДс.
Данные по растворяющей способности кислотно-мицеллярного состава, представленные в таблице 2, свидетельствуют, что предлагаемый гидрофобный кислотно-мицеллярный состав эффективно растворяет карбонат кальция в среде буровых растворов на неводной основе. Для обеспечения требуемой степени растворения присутствующего в составе бурового раствора кислоторастворимого кольматанта концентрация в составе кислотного реагента должна быть не менее 40 об.%, повышение концентрации кислотного реагента свыше 55 об.% не приводит к существенному улучшению технологического результата, между тем значительно повышаются экономические затраты.
По результатам исследований установлено, что введение в состав НПАВ с ГЛБ не менее 12 значительно усиливает отмывающий и диспергирующий эффект гидрофобного состава, о чем свидетельствует увеличение показателя фильтрации деструктурирующих составов с НПАВ через фильтрационную корку ИЭР и данные по потере веса фильтрационной корки. При этом усиление эффекта отмечается при минимальной концентрации НПАВ - 2 об.% (таблица 2). Превышение концентрации НПАВ свыше 5 об.% не целесообразно, так как при данной концентрации и выше рост отмывающей активности составов затухает.
Исследования показали, что предлагаемый состав имеет следующие преимущества перед прототипом:
- возможность использования при градиентах пластового давления в 1,27 раза выше по сравнению с прототипом, и, как следствие, расширение области применения состава;
- растворяющая способность по отношению к фильтрационной корке ИЭР выше на 20,3-36,6%;
- замедление проникающей способности состава в продуктивный пласт в 3-4,5 раза, и, как следствие, предотвращение полного ухода состава в пласт во время операций по замещению;
- растворяющая способность по отношению к гидрофобизированному карбонату кальция выше на 52-62%, что обеспечивает более высокую эффективность по разрушению кольматационного экрана, сформированного на этапе первичного вскрытия;
- коэффициент восстановления проницаемости околоскважинной зоны терригенных коллекторов, загрязненной ИЭР, после воздействия состава в 1,54 раза выше по сравнению с прототипом.
Данные по коэффициенту восстановления проницаемости модели терригенного коллектора, приведенные в таблице 3, показывают, что использование предлагаемого гидрофобного кислотно-мицеллярного состава позволяет практически полностью восстанавливать исходную проницаемость пористой среды, закольматированной буровым раствором на неводной основе, при этом исключается набухание, и, как следствие, вторичная кольматация терригенных коллекторов.
Заявленный гидрофобный кислотно-мицеллярный состав является универсальной многоцелевой жидкостью и может быть использован в качестве жидкости глушения, освоения и вторичного вскрытия терригенных водочувствительных коллекторов, а также в качестве состава, раскольматирующего фильтрационную корку буровых растворов на неводной основе.
Гидрофобный кислотно-мицеллярный состав рекомендуется к использованию в следующих случаях:
- установка состава в интервал продуктивного пласта после бурения с использованием буровых растворов на неводной основе при заканчивании скважин методом открытого забоя (перед спуском хвостовика-фильтра) с целью очистки ПЗП в терригенных водочувствительных коллекторах, а также в карбонатных коллекторах, где не предусмотрена кислотная обработка (с целью предотвращения возникновения водной блокады нефтенасыщенной части пласта);
- консервация и глушение скважин, коллекторы которых представлены терригенными пластами, с целью сохранения проницаемости ПЗП (сохранение гидрофобного характера смачиваемости пор коллектора);
- консервация и глушение скважин, пробуренных на депрессии;
- использование в качестве жидкости вторичного вскрытия в терригенных коллекторах с целью предотвращения набухания пород и, как следствие, снижения их проницаемости.
Технология освоения скважины с использованием предлагаемого гидрофобного мицеллярного состава заключается в следующем:
- подготовка ствола скважины к освоению: спуск бурового инструмента, промывка ствола скважины циркуляцией бурового раствора с целью очистки ствола от выбуренного шлама;
- этап освоения скважины: спуск насосно-компрессорных труб, закачка гидрофобного кислотно-мицеллярного состава в интервал продуктивного пласта, выдержка состава для прохождения реакции раскольматации в течение не менее 3 часов, вызов притока снижением уровня жидкости в стволе скважины (свабированием или компрессированием).
Плотность закачиваемого в скважину гидрофобного кислотно-мицеллярного состава и требуемое количество утяжелителя рассчитываются исходя из реальных пластовых давлений в интервале продуктивного пласта с целью предупреждения нефтегазоводопроявлений.
Использование гидрофобного кислотно-мицеллярного состава для глушения, освоения и вторичного вскрытия продуктивных пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе, полученного согласно предлагаемому изобретению, обеспечивает по сравнению с составом, приготовленным согласно известному изобретению:
- повышение эффективности разрушения фильтрационного экрана, сформированного на этапе первичного вскрытия продуктивного пласта с использованием растворов на неводной основе, тем самым повышение эффективности восстановления проницаемости ПЗП на этапах освоения, глушения, вторичного вскрытия пластов, пробуренных с использованием буровых растворов на неводной основе;
- возможность регулирования плотности состава с целью его использования для глушения и вторичного вскрытия скважин в условиях АВПД;
- исключение процесса вторичного осадкообразования и формирования эмульсионных пробок в ПЗП при смешивании с пластовой водой и нефтью;
- возможность растворения кислоторастворимых кольматантов, используемых в рецептурах буровых растворов на неводной основе;
- повышение растворяющего действия в отношении органических коллоидов (высокомолекулярных органических соединений, в т.ч. АСПО);
- минимально короткое время разрушения фильтрационной корки растворов на неводной основе в статическом режиме в пластовых условиях.
Таблица 1
Компонентное содержание гидрофобного кислотно-мицеллярного состава
№ п/п
Содержание компонентов, об%
P-p сульфаминовой к-ты в этилен-гликоле
P-p муравьиной к-ты в этилен-гликоле
Смесь растворов кислот
НПАВ
Флотореагент-оксаль
Утяжелитель ZnCl<sub>2</sub>
1
50
-
-
5
45
-
2
50
-
-
3
43,6
3,4
3
-
55
-
5
40
-
4
-
40
-
4
45
11
5
40
-
-
2
58
-
6
-
55
-
2
43
-
7
-
-
40
3
57
-
8
-
-
50
4
41
5
9
97
-
-
3
-
-
10
45
3 (НПАВ с ГЛБ <12)
52
11
-
-
-
2
98
-
Примечание:
1. В опытах: 1, 5, 9 - конц. р-ров кислот 5 мас.%; в опытах 2-10 мас.%; в опыте 6-15 мас.%; в опытах 3,4-20 мас.%.
2. В опытах: 7 - конц. р-ра сульфаминовой к-ты 5%, муравьиной - 15% при их массовом соотношении 1:1, соответственно; в опыте 8 - при их массовом соотношении 1:2, соответственно.
3. В опытах: 5, 6 - в качестве НПАВ используют Неонол АФ<sub>9-10</sub>; в опытах 2, 4 - Неонол АФ<sub>9-12</sub>; в опытах 1, 3, 8 - Реверсмол марки В; в опыте 5 - Lumorol 4357, в опыте 7 - Синтанол АЛМ-10.
4. В опытах 1-3 используют флотореагент-оксаль марки Т-80; в опытах 4-7 - марки Т-92; в опыте 8 - марки Т-94.
5. В опыте 10 в качестве НПАВ с ГЛБ менее 12 используют Неонол АФ<sub>9-4</sub>.
6. В опыте 11 в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ СНПХ-ПКД-515.
Таблица 2
Растворяющая способность гидрофобного кислотно-мицеллярного состава
№ состава
плотность состава, г/см<sup>3</sup>
Растворимость гидрофоб. CaCO<sub>3</sub>, %
Потеря веса фильтрац. корки ИЭР, %
Показатель фильтрации состава через фильтрац. корку ИЭР, см<sup>3</sup>
ИЭР №1
ИЭР №2
ИЭР №1
ИЭР №2
1
1,10
55,0
97,0
95,3
20,2
21,4
2
1,19
56,0
83,5
84,7
16,5
17,2
3
1,11
59,0
89,1
90,8
20,8
18,3
4
1,38
52,0
80,5
82,1
15,5
16,0
5
1,10
54,5
85,2
83,9
14,0
15,8
6
1,11
62,0
90,9
88,4
14,5
15,0
7
1,10
53,5
82,3
83,2
17,0
18,2
8
1,22
61,4
85,8
81,4
19,0
18,8
9
1,10
98,0
62,7
63,3
2,5
2,3
10
1,10
52,2
72,5
71,2
2,0
2,7
11
1,09
0
60,4
61,1
60
56
Таблица 3
Коэффициент восстановления проницаемости модели терригенного коллектора после использования гидрофобного кислотно-мицеллярного состава
№ образца модели
V<sub>пор</sub>, см<sup>3</sup>
L, см
D, см
K<sub>пр1</sub> 10<sup>-3</sup> мкм<sup>2</sup>
К<sub>пр2</sub> 10<sup>-3</sup> мкм<sup>2</sup>
К<sub>пр2</sub>/К<sub>пр1</sub>
ИЭР №2
1
3,70
2,39
2,62
160,6
51,45
0,32
2
2,99
2,42
2,60
136,2
133,2
0,98
3
3,05
3,20
2,55
128,9
128,9
1,00
4
2,95
2,98
2,62
120,5
120,5
1,00
ИЭР №2, последующая выдержка в составе №1 (табл.1)
1
3,72
2,90
2,63
188,38
162,75
0,86
2
2,88
3,00
2,58
182,51
178,11
0,98
3
3,17
3,19
2,55
178,80
176,83
0,99
4
2,93
2,96
2,54
167,20
167,20
1,00
ИЭР №2, последующая выдержка в составе №11 (табл.1)
1
3,98
3,31
2,63
245,26
137,69
0,56
2
4,24
3,37
2,62
223,66
216,6
0,97
3
3,43
2,96
2,58
197,11
193,17
0,98
4
3,12
2,74
2,62
163,15
163,15
0,97