Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности разработки месторождения белый тигр10
1.1. История разработки месторождения Белый Тигр 10
1.2. Текущее состояние разработки нижнего миоцена 12
1.3. Выводы по главе 1 15
ГЛАВА 2. Литературный обзор. физико-химические методы повышения нефтеотдачи пластов 16
2.1. Факторы, влияющие на коэффициент извлечения нефти 16
2.2. Основные методы повышения нефтеотдачи пластов 18
2.3. Механизмы воздействия ПАВ и полимеров в процессе нефтевытеснения 21
2.4. ПАВ, применяемые в технологиях повышения нефтеотдачи пластов...
2.5. Полимеры, применяемые для технологий повышения нефтеотдачи пластов 29
2.6. Промысловые испытания физико-химических методов ПНП на месторождении Белый Тигр 33
2.7. Выводы по главе 2 38
ГЛАВА 3. Объекты и методы исследования 40
3.1. Объекты исследования 40
3.2. Методы исследования
3.2.1. Оценка влияния минерализация пластовой воды на исследуемые реагенты 43
3.2.2. Оценка влияния пластовой температуры на исследуемые реагенты 44
3.2.3. Определение вязкости неньютоновских жидкостей 44
3.2.4. Определение межфазного натяжения на границе раздела водного раствора с углеводородной фазой 44
3.2.5. Фильтрационные методы тестирования составов и реагентов, применяемых в технологиях ПНП 44
3.3 Выводы по главе 3 55
ГЛАВА 4. Разработка ПАВ-полимерого состава для условий нижнего миоцена месторождения белый тигр 56
4.1 Характеристика коллекторских свойств пород нижнего миоцена 56
4.2. Состав пластовой воды месторождения Белый Тигр 58
4.3. Выбор полимера и концентрации полимерного раствора 59
4.3.1 Выбор концентрации для исследования полимеров 59
4.3.2. Выбор полимера по степени солестойкости 59
4.3.3. Исследование реологических свойств полимерных растворов при высокой пластовой температуре 62
4.3.4. Оценка степени механической деструкции и адсорбции AN-125 SH на поверхности пористой среды 63
4.4. Выбор ПАВ для ПАВ-полимерного состава 69
4.4.1. Определение межфазного натяжения и критической концентрации мицелообразования 69
4.4.2. Оценка термостабильности и солестойкости выбранных ПАВ 74
4.4.3. Определение степени адсорбции выбранного ПАВ 4.5. Исследование свойств ПАВ-полимерного состава для комбинированного воздействия на пласт 78
4.6. Выводы по главе 4 80
Глава 5. Экспериментальная оценка эффективности пав полимерного заводнения 81
5.1. Методика выполнения фильтрационных экспериментов 81
5.2. Порядок выполнения и результаты физического моделирования процесса закачки полимерного и ПАВ-полимерного составов 83
5.3. Выводы по главе 5 91
ГЛАВА 6. Реализация закачки пав-полимерного состава в промысловых условиях 92
6.1. Приготовление ПАВ-полимерного состава 92
6.2. Доставка и закачка ПАВ-полимерного состава 93
6.3. Определение эффективности закачки ПАВ-полимерного состава 95
6.4. Выводы по главе 6 97
Заключение 98
Список литературы 100
- Текущее состояние разработки нижнего миоцена
- Механизмы воздействия ПАВ и полимеров в процессе нефтевытеснения
- Оценка влияния пластовой температуры на исследуемые реагенты
- Выбор концентрации для исследования полимеров
Текущее состояние разработки нижнего миоцена
Отложения нижнего миоцена введены в разработку в 1986 г. и разрабатываются на центральном, северном и южном сводах. Средняя пористость продуктивной части пластов по геофизическому исследованию скважин (ГИС) равна 18,3%, насыщенность нефтью - 0,481 доли ед. Проницаемость, по данным исследования керна, варьирует от 0,0103 мкм2 (северный свод) до 0,276 мкм2 (центральный свод).
По данным за 2015 год, в общем фонде нижнего миоцена числится 132 скважины. Добывающий фонд состоит из 91 скважины (77 действующих и 14 скважин – в бездействии), нагнетательный фонд-из 16 единиц (14 действующих), наблюдательных скважин нет, в консервации 1 скважина, ликвидировано 24 скважины. В северно-восточном участке в эксплуатации находится только одна добывающая скважина.
Залежь центрального свода нижний миоцен вступила в разработку в 1986 году. Залежь находится в начальной стадии разработки, характеризующейся вводом скважин в разработку. На центральном своде - 42 добывающих скважин, в том числе 39 действующих скважин и 3 бездействующие скважины. Количество действующих нагнетательных скважин 7. За 2014 г. добыто 427,7 тыс.т. нефти, 63,4 млн. м3 газа и 772,8 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. составляла 2704,4 тыс. т. Средний дебит нефти действующих скважин снизился по сравнению с предыдущим годом и составил 36 т/сут, обводненность выросла до 44,7 %. Всего с начала разработки до 01.01.2015 было закачано 4174,7 тыс. м3 воды. Падение уровня добычи нефти составило 29% за год, при этом за счет падения уровня добычи жидкости – 4,7 т/сут, за счет обводнённости - 223,3 т/сут. Причина интенсивного падения дебита обусловлена процессом быстрого обводнения ряда скважин. По залежи центрального свода накопленная добыча нефти составила 2704,4 тыс. тонн, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) – 0,178 д. ед.
Разработка северного свода была начата в 1986 году. На северном своде - 27 добывающих скважин, среди которых 18 действующих и 9 бездействующих, 6 нагнетательных скважин, в том числе 4 действующие и 2 в бездействии. За 2014 г. добыто 112,5 тыс.т. нефти, 42,6 млн. м3 газа и 794,8 тыс. тонн жидкости. Накопленная добыча нефти на 01.01.2015 г. составляла 4286 тыс. т. Среднесуточный дебит нефти действующей скважины - 17 т/сут, обводненность увеличивалась до 85,8%. Снижение дебита нефти за 2014г. составило 17%, при этом за счет падения уровня добычи жидкости - 283,1 т/сут, за счет обводненности - 225,9 т/сут. По результатам факторного анализа, необходимо поддерживать уровень добычи жидкости путем оптимизации текущей системы поддержания пластового давления (ППД). По залежи Северного свода накопленная добыча нефти составила 4286,5 тыс.т., текущий КИН – 0,271 д.ед., темп отбора от выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ– 1,9%, остаточные НИЗ – 1732,0 тыс. тонн.
Залежь южного свода введена в разработку в 2011г. На южном участке- 21 добывающая скважина, в том числе 19 действующие и 2 бездействующие. Количество нагнетательных скважин 3 (все действующие). По залежи южного участка накопленная добыча нефти составляет 1529,7 тыс. тонн, текущий КИН – 0,078 д.ед., темп отбора от НИЗ – 8,4%, остаточные НИЗ – 4631,6 тыс.т. За 2014г. добыто 516,2 тыс.т. нефти, 29,3 млн. м3 газа и 869,4 тыс. тонн жидкости. Средний дебит нефти действующей скважины составил 90,5 т/сут, при обводненности 46,6%. В 2014 году в пласт было закачано 774,8 тыс. м3 воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 68,3 %, накопленная 24,7 %. Всего с начала разработки до 01.01.2015 было закачано 788,9 тыс. м3 воды. Снижение дебита нефти за 2014г составило 26,1%. В настоящее время годовая добыча южного участка уже составляет около 50% годовой добычи всех участков нижнего миоцена.
До 2015 года в целом по нижнему миоцену отобрано 8529,9 тыс.т. нефти, текущий КИН составил 0,168 д.ед., темп отбора от НИЗ составил 5,8%, остаточные НИЗ – 9684,8 тыс.т. Динамика годовой добычи на залежи нижний миоцен (рисунок 1.5) наглядно показывает, что основной вклад в увеличение суммарной нефтедобычи на залежи вносят центральный и южный участки, где добыча нефти в последние годы интенсивно растет. В 2015г уровень добычи на южном участке превысил 500 тыс. тонн и составил около 50% от суммарной добычи нефти на залежи нижнего миоцена. Однако, с ростом добычи обводненность продукции залежи нижнего миоцена увеличивается опережающими темпами [2-3]. Рисунок 1.5. Распределение годовой добычи нефти по участкам нижнего миоцена месторождения Белый Тигр
В начале разработки месторождения Белый Тигр фундамент давал основную долю нефтедобычи. К настоящему времени одновременно с падением годового уровня добычи по месторождению, доля нефтедобычи на отложениях нижнего миоцена и олигоцена значительно возросла. Более того, анализ текущего состояния разработки залежи нижнего миоцена показывает неравномерность выработки запасов нефти на различных участках залежи. Значения коэффициента извлечения нефти остаются на низком уровне при опережающей обводненности добываемой продукции. Вследствие этого, применение технологий повышения нефтеотдачи пластов для объектов нижнего миоцена становится чрезвычайно актуальной задачей для СП Вьетсовпетро.
Механизмы воздействия ПАВ и полимеров в процессе нефтевытеснения
Для технологий ПНП в условиях высокой пластовой температуры наиболее приемлемы следующие полимеры: Ксантан (ксантановая камедь) Ксантан является полисахаридом, вырабатываемым бактериями вида Xanthomonascampestris, активно используется в процессах нефтедобычи благодаря своим уникальным реологическим свойствам. Метод получения данного полимера был разработан в 60-х годах ХХ века группой американских ученых. Структура молекулы ксантана представлена на рисунке 2.5.
Особенностью ксантана является высокая вязкость даже при низкой концентрации и при высокой минерализации среды. Ксантан устойчив к механическому, кислотному и температурному воздействиям. Тиксотропные структуры ксантана обеспечивают высокую вязкость в состоянии покоя и образование устойчивых гелевых структур при концентрациях от 0,05 %.
Ксантан валяется кислым гетерополисахаридом. Его молекулярная масса находится в пределах от 5 до 20 млн. дальтонов. Структура ксантана включает в себе остатки D-глюкозы, D-глюкуроновой кислоты, D-маннозы в соотношении 2,8:2,0:2,0 соответственно. Кроме того, он содержит около 4,7% О-ацетильной группы и около 3% остатков пировиноградной кислоты, связанных с остатками глюкозы в боковых цепях в виде циклического кеталя.
Наиболее важное качество ксантана – это высокая прочность на разрыв одновременно с большой растяжимостью. Кроме того, он легко смешивается и поглощается другими веществами, образуя стабильные суспензии и термообратимые мягкие эластичные гели, например, с камедью рожкового дерева. Растворы камеди ксантана псевдопластичны. При увеличении сдвигового усилия резко понижается их вязкость. После снятия усилия начальная вязкость восстанавливается почти мгновенно [81 - 84]. В нефтедобыче, ксантан нашел свое применение в качестве компонента буровых растворов и вытесняющих агентов, используемых в технологиях повышения нефтеотдачи пластов. Ксантан производится в большом масштабе в США, Китае и других странах.
Склероглюкан
Склероглюкан – нейтральный гомополисахарид, который биосинтезируется в среде на основе глюкозы. Склероглюкан впервые описан в 60-х годах прошлого столетия. Структура его молекулы представлена на рисунке 2.6.
Склерглюкан легко растворяется в воде, образуя псевдопластичные растворы, имеющие большую стабильность в широком диапазоне температуры, рН и концентрации солей. Трехвалентные катионы (Сг3+, Al3+, Fe3+) могут вызывать гелеобразование. Отмечена нечувствительность склерглюкана к действию одно- и двух – валентных катионов, а также то, что склероглюкан термостабильнее, чем ксантан [85,86].
Благодаря высокому показателю безопасности для окружающей среды и уникальным реологическим свойствам склероглукан нашел свое применение не только в области повышения нефтеотдачи пластов, но и в области косметики. Некоторые марки склероглукана производства фирмы Cargill могут применяться в условиях с пластовой температурой до 120 С и высоким уровнем минерализации закачиваемой воды. Шизофиллан Биополимер шизофиллан, является полисахаридом, полученным из продуктов жизнедеятельности грибов fungus Schizophyllum commune. Молекулярная масса шизофиллана составляет 450000 дальтонов. Молекулярная структура шизофиллана представлена на рисунке 2.7.
В отличие от синтетических полимеров, шизофиллан является достаточно прочным полимером, сохраняющим эффективность при высоких уровнях солености флюидов, пластовой температуре и давлении. Но несмотря на прочность тройной спиральной структуры, он разлагается при температуре выше 135 С. На основании экспериментальных результатов, шизофиллан по своим реологическим свойствам в 10-20 раз более эффективен, чем синтетические полимеры.
После проведения промысловых испытаний на одном из самых крупных месторождений Германии, этот новый тип биополимера, разработанный концерном Винтершалл, доказал свою эффективность при применении в технологии повышения нефтеотдачи пластов. Компания представила результаты первого года реализации пилотного проекта с использованием данного биополимера в апреле 2014 на конференции SPE в городе Талса, США [87-89].
Оценка влияния пластовой температуры на исследуемые реагенты
Следует отметить, что перед выполнением серии экспериментов при одинаковой температуре эксперимента выше комнатной, необходимо убедиться в соответствии истинной температуры заданной. Для этой цели водонасыщеная модель пласта нагревается при постоянной скорости фильтрации. В процессе нагрева вязкость фильтрующейся воды падает и, соответственно, уменьшается перепад давления, так как проницаемость модели остается постоянной. Стабилизация перепада давления означает выход на температурный режим.
Зная зависимость вязкости воды от температуры, можно определить истинное значение температуры внутри модели пласта.
В том случае, когда для выполнения исследований необходимо использовать нефтенасыщенную пористую среду, при комнатной температуре, через верхний штуцер в вертикально расположенную водонасыщенную насыпную модель пласта производится закачка дегазированной нефти при перепаде давления не менее 2,0 МПа, необходимом для удаления из пористой среды всей воды, за исключением капиллярно связанной. Количество вышедшей из модели воды замеряется, и определяется остаточная водонасыщенность модели (SWR). Затем определяется коэффициент фазовой проницаемости по нефти при остаточной воде. SWR= [ 1- (Vв/Vпор.)] 100% (3.5) где SWR - количество остаточной воды, %; Vв - количество вышедшей из модели воды при закачке нефти и, соответственно количество нефти в модели пласта, Vпор - поровый объем модели, см3. Кфн=(Uн L Q) /(3600 F AР) (3.6) где Кфн - коэффициент проницаемости нефтенасыщенной модели по нефти при комнатной температуре, мкм2. ын- вязкость нефти при комнатной температуре, мПа сек; Q -расход фильтрующейся через модель нефти, см3/час; F- внутреннее сечение насыпной модели, см2; АР-перепад давления, показываемый дифференциальным манометром, bar. Таким образом, получаем модель нефтенасыщенного пласта с остаточной водой.
Далее в зависимости от поставленной задачи может производиться вытеснение нефти водой. Процесс вытеснения нефти водой осуществляется при температуре эксперимента до достижения стабильного значения перепада давления (АР; и выхода из модели продукции со 100%-ной обводненностью. Замеряется количество профильтрованной воды (Vзак). Строится график зависимости текущего коэффициента нефтевытеснения (Квыт.) от относительного накопленного объема прокачанной воды (Vзак /Vпор).
Текущий коэффициент вытеснения нефти равен отношению извлеченной на данный момент нефти к начальному ее количеству, содержавшемуся в модели пласта, Vон, то есть равному количеству вышедшей из модели воды (Vв) при закачке нефти в водонасыщенную модель пласта.
После выхода из модели продукции со 100%-ной обводненностью получаем конечный коэффициент вытеснения нефти водой, равный отношению всего количества извлеченной нефти к W Определяется коэффициент фазовой проницаемости по воде при остаточной нефти. Кфв = (uв L Q) /(3600 F AР) (3.7) где Кфв- коэффициент проницаемости модели пласта с остаточной нефтью по воде, мкм2; ыв-вязкость минерализованной воды при температуре эксперимента, мПа сек; Q -расход фильтрующейся через модель воды, см3/час; F- внутреннее сечение насыпной модели, см2; АР- перепад давления, показываемый дифференциальным манометром, bar.
На следующем этапе эксперимента в водонасыщенную, нефтенасыщенную или в модель с остаточной нефтью (в зависимости от задачи) производится закачка исследуемого состава или реагента в заданном объеме. После закачки реагента модель пласта выдерживается определённое время при температуре опыта. Например, для эмульсионных систем это время составляет один час. Далее осуществляется фильтрация воды, если закачка реагента проводилась в водонасыщенную модель пласта или в модель с остаточной нефтью, нефти - если закачка реагента проводилась в нефтенасыщенную модель пласта.
Фильтрация производится после выдержки модели пласта на двух-трех режимах фильтрации, начиная с меньшей по величине объемной скорости фильтрации (Q). На каждом режиме фильтрация продолжается до достижения стабильного значения перепада давления. В процессе фильтрации фиксируются текущие значения перепада давления (АРтек) и стабильные значения перепада давления (АРстаб) для каждого режима фильтрации.
Динамика перепада давления в процессе фильтрации отображается на графике зависимости относительного приведенного перепада давления от относительного накопленного объема прокачанного реагента и воды или нефти (Vзак /Vпор). Относительный приведенный перепад давления или фактор сопротивления (R)- это отношение значения текущего перепада давления (АРтек), поделенного на величину расхода (Qi), при котором оно получено, к значению перепада давления (АРо), полученному при фильтрации воды или нефти до воздействия (закачки реагента), также поделенному на соответствующую ему величину расхода (Qo). R= (AРтек/Q0/(AРo/Qo) = ( АРтек Qo)/ (АРо QO (3.8) После этого определяется величина остаточного фактора сопротивления (Rocт) для каждого режима с соответствующим расходом Qi. ROCт = (AРстаблица/Q1)/(AРo./Qo.) = (АРстаб Q0)/( АР0. QO (3.9) В общем случае, фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления, является отношением коэффициента подвижности какой-либо жидкой фазы до воздействия реагента или состава к коэффициенту подвижности, фильтрующегося через пористую среду раствора реагента или состава, а также воды или нефти после воздействия, поскольку подвижность, как и проницаемость, согласно закону Дарси, обратно пропорциональна перепаду давления (AРj и прямо пропорциональна расходу (Q). Остаточный фактор сопротивления (RoCт ) показывает также, во сколько раз снизился коэффициент проницаемости по воде или нефти (Кдо) после закачки тампонирующего состава или реагента и последующей фильтрации того же флюида (воды или нефти) до стабильного значения перепада давления и соответствующего ему значения коэффициента проницаемости (К после).
Выбор концентрации для исследования полимеров
На фильтрационной установке высокого давления HP-CFS были выполнены тестовые испытания тампонирующих и селективных свойств, а также довытесняющей способности 0,5% раствора AN125 SH и состава 0,5% масс. AN 125 SH + 0,1% масс. полиэфирсульфоната натрия для сравнительной оценки эффективности полимерного и ПАВ-полимерного заводнения.
Согласно разработанной методике в каждом эксперименте использовались две параллельные насыпные модели с различной начальной проницаемостью и общим входом (рисунок 5.1).
Высокопроницаемая модель пласта (ВП) с начальной проницаемостью по воде порядка 0,30 мкм2 моделировала высокопроницаемую часть коллектора, а вторая модель (НП) с проницаемостью порядка 0,02 мкм2 моделировала гидродинамически связанный, низкопроницаемый участок коллектора (эффективная проницаемость залежи нижний миоцен находится в диапазоне от 0,0016 до 0,326 мкм2). В процессе фильтрации для каждой модели применялась своя отдельная система противодавления. Подача давления газа в них осуществлялась из одного баллона с азотом. Поэтому уровень противодавления для первой и второй модели был одинаков.
На подготовительном этапе эксперимента модели насыщались под действием вакуума морской водой. После определения коэффициента проницаемости по воде в каждую из них закачивалась изовискозная модель нефти нижнего миоцена под давлением примерно 2 МПа для создания нефтенасыщенной пористой среды с остаточной водой. При 95С осуществлялась фильтрация воды через общий вход в обе модели пласта до стабилизации перепада давления и выхода из высокопроницаемой модели полностью обводненной продукции. Затем проводилась закачка исследуемого состава в количестве, равном половине суммарного порового объема двух моделей пласта.
По тому, какая доля от закачанного объема реагента заходила в низкопроницаемую модель, а какая в высокопроницаемую модель, можно было судить о степени селективности исследуемого реагента. Кроме того, фильтрация воды после закачки реагента позволяла определить значения полученных коэффициентов проницаемости по воде при остаточной нефти для каждой из моделей., количество дополнительно извлеченной нефти и значения остаточного фактора сопротивления. Поскольку в каждом из опытов закачивался один и тот же объем реагента, можно было сравнить значения максимального перепада давления при закачке каждого реагента.
Следует отметить также, что линейная фильтрация в лабораторных условиях в отличие от радиальной фильтрации в реальных условиях, накладывает более жесткие условия к тому реагенту, который фильтруется через модель пласта. В реальном продуктивном коллекторе продолжение фильтрации тампонирующего состава связано с его селективным продвижением в высокопроницаемые зоны пласта или трещины, если таковые имеются. В случае попадания части реагента в низкопроницаемый участок коллектора, продвижение реагента закачиваемой вслед водой может приводить к тому, что кольцевой слой реагента становится тоньше, и даже если в результате закачки реагента образовалась локальная непроницаемая зона, то она не приводит к негативным необратимым последствиям. В лабораторных условиях даже незначительное количество реагента, зашедшего в низкопроницаемую модель может привести к значительному снижению проницаемости и даже к затуханию фильтрации.
Ниже представлены порядок выполнения и результаты двух выполненных фильтрационных экспериментов. Фильтрационный эксперимент №3 Цель: Оценка воздействия 0,5% раствора ПАА AN-125 на пресной воде на фильтрационно-емкостные свойства коллектора с остаточной нефтью. Модель пористой среды: две насыпные модели пласта с различной начальной проницаемостью и общим гидродинамическим входом. Условия эксперимента: Температура эксперимента: 95C. Противодавление: 5,0 МПа. Таблица 5.1 - Начальные параметры моделей пласта в фильтрационном эксперименте № Параметры ВП НП Длина, см 22,8 22,6см Диаметр, см 2,50 2,50см Пористость, % 32,98 28,68 Поровый объем, см3 36,92 31,83 Начальная проницаемость по воде водонасыщенной модели пласта, мкм2 0,2748 0,0238 Содержание остаточной воды после закачки в модель изовискозной модели нефти Нижний миоцен SRW, % 18,61 24,37
Динамическая вязкость изовискозной модели нефти Нижний миоцен при 95оС, мПа с 2,578 Фазовая проницаемость по нефти при остаточном содержании воды, мкм2 0,1931 0,0142 Фазовая проницаемость по воде при остаточной нефти, мкм2 0,1197 Этапы эксперимента: Все этапы, начиная с пункта 3, проводились при температуре 95оС и противодавлении 5,0 МПа. 1. Фильтрация воды и определение начальной проницаемости по воде каждой модели пласта со 100% водонасыщенностью в отдельности при комнатной температуре 2. Закачка изовискозной модели нефти (нижний миоцен) в вертикально расположенную модель пласта из сосуда высокого давления, под давлением газа из баллона, при перепаде давления 2,5 МПа, для создания остаточной связанной воды в каждой модели. 3. После выдержки 24 часа, фильтрация воды при расходе FlR=80cм3/час через общий вход в обе модели пласта при температуре эксперимента и противодавлении до стабилизации перепада давления и выхода из модели ВП полностью обводненной продукции. 4. Фильтрации воды в течение заданного времени для определения фазовой проницаемости по воде модели ВП при остаточной нефти и фазовой проницаемости по воде модели ВП при расходе FlR=80cм3/час через общий вход в обе модели пласта при температуре эксперимента и противодавлении. 5. Закачка реагента в количестве, равном половине суммарного порового объема двух моделей пласта. 6. Выдержка моделей пласта при температуре опыта и противодавлении в течение 3 часов. Охлаждение до комнатной температуры. Снятие противодавления, очистка фильтров и подводящих линий. 7. Нагрев моделей до температуры эксперимента. Фильтрация воды при противодавлении и температуре опыта. Определение фазовой проницаемости по воде низкопроницаемой и высокопроницаемой модели и соответствующих значений остаточного фактора сопротивления.
После выполнения пункта 4, фазовая проницаемость высокопроницаемой модели пласта по воде при остаточной нефти составила 0,1197 мкм2. После закачки реагента и последующей фильтрации воды фазовая проницаемость высокопроницаемой модели пласта по воде при остаточной нефти составила 0,0290 мкм2, остаточный фактор сопротивления Rост=4.13. После выполнения пункта 4, фазовая проницаемость низкопроницаемой модели пласта по воде составила 0,0092 мкм2. После закачки реагента и последующей фильтрации воды фазовая проницаемость низкопроницаемой модели пласта по воде при остаточной нефти составила 0,0011 мкм2. Остаточный фактор сопротивления Rост=8,76.