Полимердисперсная система (ПДС) воздействия на пласт

Метод ПДС предложен А.Ш. Газизовым.

Механизм процесса Воздействие на пласт основано на снижении проницаемости обводненного пласта за счет образования устойчивой к размыву массы под флокулирующим действием ПАА. Основными компонентами этой системы являются ионогенные полимеры и дисперсные частицы глины. При определенной концентрации полимера и глины в глинистой суспензии создаются условия для полного связывания полимера (флокуляции) и получения устойчивых глинополимерных комплексов с новыми физическими свойствами. глинополимерные комплексы образуются за счет адсорбции молекул полимера с активными группами одновременно на несколько взвешенных частицах, в результате размер частиц достигает 10 - 200 мкм. оптимальная доза полимера, обеспечивающая образование наиболее крупных хлопьев и седиментацию глинистых частиц, обратно пропорционально квадрату радиуса частиц.[26]

При закачке ПДС в пласт движущийся впереди суспензии полимерный раствор модифицирует поверхность породы вследствие адсорбции и механического удержания макромолекул полимера, снижая тем самым концентрацию раствора. Частицы глины и породы пласта, поступающие в виде суспензии, вступают во взаимодействие с макромолекулами полимера, адсорбированными на породе и находящимися во взвешенном состоянии. При этом с одной стороны ограничивается проникновение частиц глины в мелкие поры, а с другой - происходит прочное удержание дисперсных частиц во взвешенном состоянии, способствующем флокуляции. Наличие свободных сегментов макромолекул после первичной адсорбции обеспечивает прочную связь дисперсных частиц образующихся полимердисперсных агрегатов с поверхностью пород, создавая тем самым объемную, устойчивую в динамическом потоке массу. В результате образования ПДС в высокопроницаемом обводненном пропластке происходит уменьшение подвижности жидкости, и закачиваемая вода вынуждена двигаться по менее проницаемым прослоям, более эффективно вытесняя остаточную нефть. По лабораторным исследованиям подвижность воды после обработки ПДС снижается в 2-4 раза по сравнению с закачкой раствора только раствора полимера или глинистой суспензии, остаточный фактор сопротивления увеличивается с повышением коэффициента проницаемости породы.

Технология позволяет получить дополнительную добычу нефти за счет перераспределения фильтрационных потоков и снизить обводненность продукции, причем возможно многократное применение на высокообводненных участках залежи.

Эффективность применения ПДС зависит от степени неоднородности разреза и литологического состава пород. При развитой неоднородности пласта по площади залегания данная композиция становится малоэффективной, вследствие недостаточной глубины проникновения в пласт - вода, огибая оторочку ПДС, продолжает фильтроваться во высокопроницаемым участкам. Глубина проникновения композиции в пласт во многом зависит от устойчивости дисперсной системы и распределения частиц по размерам. Если в композиции содержится большое число крупных частиц, размеры которых значительно превышают размеры пор в породе, то такая композиция должна преодолеть большое механическое сопротивление со стороны породы, что значительно снизит проникающую способность. с другой стороны, недостаточная устойчивость композиции, (т.е. высокая скорость оседания частиц) также уменьшит ее эффективность, поскольку линейная скорость движения жидкости невелика и композиция разрушится, не проникнув в пласт на достаточно большую глубину. [1]

Оптимальными параметрами технологии ПДС для терригенных коллекторов (РД 39-5765678254-88Р) являются:

- концентрация ПАА - 0,05-0,08 %,

- концентрация глинистой суспензии - 3-6 %,

- удельный объем закачки ПДС - 220 м³/м.

Растворы NaOH, ПАА, полиглицерина (ПГ) и ЛПЭ-11 увеличивают стабильность дисперсии, а растворы ВПК- 402 и полиаминосульфона (ПАС) разрушают ее. Композиции ЛПЭ-11(0,5 %)+NaOH(0,5 %)+бентонит и ЛПЭ-11(0,5 %)+ NaOH(0,5 %)+ ПГ(0,5 %)+бентонит, которые показали высокую устойчивость и большое содержание мелких частиц. Видимо относительную седиментационную устойчивость и реологические свойства рассмотренных дисперсных систем, содержащих только низкомолекулярные компоненты, можно объяснить структурной составляющей расклинивающего давления, в частности, адсорбированные полярные молекулы систем ЛПЭ-11 и ПГ на поверхности глинистых частиц препятствуют коагуляции бентонита и приводят к появлению структурно-механических свойств.[1]

При коэффициенте расчлененности, равном 2-3, технологическая эффективность достигает 3935 т дополнительной нефти на 1 скв. обработку. Средняя продолжительность эффективности различных модификаций ПДС составляет от 12 до 60 месяцев, по Татарии [24].

Полимердисперсные системы испытывались на девонской залежи Шкаповского месторождения, угленосной толщи Игровского, Четырманского, Воядинского, Югомаш-Максимовского месторождений Башкирии и на Ромашкинском месторождении Татарии. Примером эффективного применения ПДС является участок скважины 59 залежи 31 Ромашкинского месторождения. После закачки ПДС эффект стал проявляться через 4 месяца за счет подключения пласта песчаника толщиной 2 м с ухудшенной проницаемостью по сравнению с основным пластом. Эффект составил 6 тыс.т дополнительной нефти. За 1985-1992 г проведены закачки ПДС на 478 скважинах, в т.ч. на Ромашкинском месторождении - на 318 скважинах. Дополнительная добыча нефти составила 947 тыс.т, в т.ч. на Ромашкинском месторождении- 772 тыс.т.

Оценка эффективности ПДС на залежи №8 Ромашкинского месторождения.

Промысловый эксперимент проводился на участке первого блока залежи № 8 Ромашкинского месторождения, приуроченной к терригенной толще нижнего карбона. Объектом разработки являются пласты С_1вв²₁ и С_1вв³₁ бобриковского горизонта яснополянского надгоризонта, разрабатываемыми с 1975 г. единым фильтром при плотности сетки скважин 25 га/скв. и применении приконтурного заводнения. Участок расположен в северо-западной части залежи № 8 и ограничен с востока зоной выклинивания, а с запада - внешним контуром нефтеносности. На опытном участке организовано одностороннее заводнение.

Литологически породы пластов С_1вв²₁ и С_1вв³₁ близки между собой. Пласт С_1вв²₁ - нижний - более чем на 66% сложен песчаниками, а в пласте С_1вв³₁ преобладают алевролиты. Пласты имеют обширную зону слияния и представляют единую гидродинамическую систему.

Фонд скважин состоит из 22 добывающих и 6 нагнетательных скважин. В начальный период велась закачка пластовой воды повышенной вязкости. Закачка ПДС проводилась с февраля по июль 1986 г. в нагнетательные скважины № 13443, 17470 и 27061.

Оценка эффективности проведена по геолого-статистическим моделям. Параметры, используемые для моделирования приведены в приложении 7, 8.

Фактические и прогнозные значения нефтеотдачи и ВНФ приведены в таблице

Таблица

Динамика нефтеотдачи и ВНФ

Обводнен-ность	Фактическая нефтеотдача, %	Прогнозная нефтеодача,%	Фактический ВНФ	Прогнозный ВНФ
	5,0	5,5	0,09	0,04
	8,0	6,8	0,18	0,08
	11,8	11,8	0,27	0,24
	17,9	16,5	0,35	0,4
	19,2	18,3	0,44	0,48
60 (1983 г) (1987 г)	20,5 30,5	22,8 22,8	0,53 0,81	0,72 0,72
		26,4		1,24
		31,3		1,6
		44,2		1,92
		47,0		2,0
		52,1		2,2

Таким образом, можно планировать повышение конечной нефтеотдачи на 2-4 % за счет комплексного воздействия. Основной эффект проведенных мероприятий заключается в ограничении объема попутно добываемой воды. Если ВНФ по залежам второй группы к концу разработки достигнет значений 4-6 и более, то по опытному участку конечный ВНФ равен 1,5-2.

Выработка объекта в целом высокоэффективна. Это обусловлено, во -первых, благоприятным для одностороннего заводнения геологическим строением участка, рациональной расстановкой добывающих и нагнетательных скважин. Во-вторых, выработка запасов нефти осуществляется в условиях приконтурного заводнения высокоминерализованными водами повышенной вязкости (m=1,7 мПа×с), что определяет хорошее вытеснение вязкой нефти.