Page 64 - 4172

“вода – нафта;. Тут можлива як фізична адсорбція, так і хімічна,
причому остання найімовірніша у карбонатних породах та глинах.
Гідрофобізація поверхні пор порід-колекторів та зменшення
поверхневого натягу призводять до збільшення відносних

проникностей для нафти і води і сумарної проникності для них, а отже
до збільшення швидкості витіснення води нафтою з привибійної
частини.

Нафторозчинні ПАР значно знижують відносну проникність для
води, сприяють зменшенню залишкової водонасиченості, зменшенню
товщини гідратних оболонок, гідрофобізують поверхню порових
каналів.

Для обробки промивальних рідин на водній основі застосовують
в основному неіоногенні ПАР (ОП-7; ОП-10; УФЕ ; КАУФЕ ;
14
8
дисолван та ін.). Вони майже не адсорбуються, значно знижують
крайовий кут змочування, повністю розчинні у прісній та
мінералізованій воді. При концентрації 0,25 % ОП-10 понижує
крайовий кут змочування у 5 разів. Крім цього, згадані ПАР є

ефективними деемульгаторами.
Для обробки розчинів на вуглеводневій основі використовують в
основному іоногенні ПАР: сульфанол, емультал.

При використанні у виді промивальних рідин чистої дегазованої
нафти чи дизельного пального ПАР не застосовують.
Якість промивальних рідин для розкриття продуктивних пластів
оцінюють за впливом цих рідин на нафтопроникність штучних чи

природних кернів. Таку методику запропонували К. Ф. Жигач та
К. Ф. Паус. Суть її полягає в тому, що спочатку визначають
проникність керну для моделі нафти (k ). Потім протягом деякого часу
1
у зворотному напрямку через керн фільтрують промивальну рідину,
яку заплановано використовувати для розкриття продуктивних пластів.
Після витримки керну в досліджуваному середовищі протягом деякого
часу, знову проводять фільтрацію моделі нафти в початковому

напрямку до досягнення сталої витрати, і визначають
нафтопроникність (k ). Відношення нафтопроникності керну після
2
пропускання через нього промивальної рідини (k ) до початкової
2
проникності (k ) характеризує ступінь негативного впливу цієї рідини
1
на нафтопроникність керну. Це відношення прийнято називати
k
коефіцієнтом відновлення проникності   2 , величину якого
k
1
вимірюють у частці одиниці чи у відсотках. Чим менше значення цього

61