Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Анализ мирового опыты проектирования и реализации технологии полимерного заводнения. Критерии выбора объектов для применения технологии на месторождениях Пермского региона 13
1.1 Концепция полимерного заводнения 13
1.2 Опыт внедрения полимерного заводнения 15
1.3 Определение критериев выбора объектов для применения технологии полимерного заводнения на месторождениях Пермского региона 23
1.4 Выводы по главе 25
Глава 2 Геолого-промысловый анализ объектов разработки месторождений Пермского края для внедрения технологии полимерного заводнения. Анализ физических процессов при применении технологии полимерного заводнения 26
2.1 Выбор потенциальных объектов разработки для внедрения технологии полимерного заводнения 26
2.2 Анализ физических процессов, протекающих при применении технологии полимерного заводнения 32
2.3 Выводы по главе 38
Глава 3 Методика лабораторных исследований для технологии полимерного заводнения при сопровождении опытно промышленных работ 39
3.1 Исследования в свободном объеме 43
3.1.1 Определение физико-химических свойств полимера 43
3.1.1.1 Определение внешнего вида 43
3.1.1.2 Определение фракционного состава 43
3.1.1.3 Определение насыпной плотности 44
3.1.1.4 Определение массовой доли основного вещества 45
3.1.1.5 Определение степени гидролиза 46
3.1.1.6 Измерение предельного числа (характеристической) вязкости. Расчет молекулярной массы полимера . 48
3.1.1.7 Определение времени растворения полимера в воде 54
3.1.2 Исследования полимерных растворов 56
3.1.2.1 Реологические исследования 59
3.1.2.2 Тест на механическую деструкцию раствора полимера 63
3.1.2.3 Определение термоокислительной деструкции полимерных растворов 63
3.2 Испытания на кернах 66
3.2.1 Подготовка образцов и жидкостей к испытанию 67
3.2.2 Порядок проведения исследований 70
3.2.2.1 Порядок проведения исследований на 1 этапе. 70
3.2.2.2 Порядок проведения исследований по определению адсорбции полимера на породе и его механической деструкции 74
3.2.2.2.1 Определение статической адсорбции полимера на породе 74
3.2.2.2.2 Определение динамической адсорбции полимера на породе и механической деструкции полимера при прохождении через пустотное пространство породы коллектора. 76
3.2.2.3 Порядок проведения исследований на 2 этапе. 78
3.2.2.4 Обработка результатов измерений 82
3.3 Выводы по главе 84
Глава 4 Экспериментальные лабораторные исследования полимеров и полимерных растворов для обоснования технологии полимерного заводнения на выбранных пилотных участках 86
4.1 Разработка полимерных составов для условий выбранных объектов 86
4.2 Экспериментальные исследования в «свободном» объеме 93
4.2.1 Физико-химические свойства твердых полимеров (порошок) 93
4.2.2 Реологические свойства полимерных растворов 94
4.2.3 Исследования механической деструкции растворов полимера 96
4.3 Исследования полимерных растворов с использованием кернов 100
4.3.1 Определение фильтрационных характеристик полимерных растворов, механической деструкции, статической и динамической адсорбции полимера в поровом пространстве и довытесняющей способности 104
4.3.2 Экспериментальная оценка влияния закачки оторочки полимерного раствора на коэффициент вытеснения нефти и перераспределение фильтрационных потоков 119
4.4 Выводы по главе 127
Глава 5 Разработка критериев выбора полимеров и их растворов для применения в терригенных коллекторах с высокой минерализацией пластовых и закачиваемых вод 128
5.1 Анализ результатов экспериментальных исследований различных марок полимерных составов в условиях терригенного коллектора с высокой минерализацией пластовых и закачиваемых вод 128
5.2 Выводы по главе 131
Заключение 132
Список использованных источников и литературы 134
Приложения 145
- Опыт внедрения полимерного заводнения
- Измерение предельного числа (характеристической) вязкости. Расчет молекулярной массы полимера
- Разработка полимерных составов для условий выбранных объектов
- Экспериментальная оценка влияния закачки оторочки полимерного раствора на коэффициент вытеснения нефти и перераспределение фильтрационных потоков
Опыт внедрения полимерного заводнения
Метод ПЗ в мире изучается с конца 1950-х годов, а в промышленных условиях испытывается с 1960-х годов - применяется уже более 50 лет. Промысловые эксперименты, а также применение полимеров в промышленных объемах с целью повышения эффективности разработки залежей нефти в различных геологических условиях осуществлялись на многочисленных объектах по всему миру: США, Канаде, Китае, Франции, Индии, Индонезии, Венесуэле, Германии, Бразилии, Аргентине. В последние годы мировым лидером в области закачки полимеров является Китай - проекты по ПЗ реализуются с 1990-х годов. Двадцатипятилетний успешный опыт применения ПЗ в Китае показал, что оно может эффективно применяться на месторождениях с обводненностью выше 95 %, обеспечивая прирост КИН до 10 % [69, 23, 93, 18, 32], (Приложение А). ПЗ успешно применено на крупном нефтяном месторождении Китая Daqing. Месторождение характеризуется сложным геологическим строением, высокой неоднородностью коллекторов. Пластовая нефть средней вязкости 9 мПас, пластовые воды низкоминерализованные, пластовая температура 113С. Компанией PetroChina с 1994 г. осуществлены шесть пилотных проектов в пластах с различным коллектором (песчаник и конгломерат). Средний прирост КИН по сравнению с заводнением составлял 15 – 20% [95, 4].
В СССР технологии ПЗ в 1960-90-е годы испытаны и применялись в промышленных масштабах на месторождениях Самарской области (Орлянское, ГП «Куйбышевнефть»), Башкирии (Арланское, НГДУ «Арланнефть»), Казахстане (Каламкас, АО «Мангистаумунайгаз») и других нефтедобывающих регионах страны.
Первые ОПР по закачке воды, загущенной полиакриламидом (ПАА), начаты на Орлянском месторождении Куйбышевской области. На месторождении использовалась пресная вода из Голубого озера для заводнения пластов. Первый опыт в 1966 году провели в пласте A4, сложенном известняками. С 1968 года начата непрерывная закачка раствора на северном куполе, в 1970 году – на южном куполе в оба пласта A3 и A4. К концу 1973 года в каждый купол закачано примерно по 1 млн. м3 раствора концентрацией 0,014% – 0,015%. Дополнительная добыча нефти на 1 т геля ПАА определена в 230 т северном и 56 т на южном куполе [24, 73, 28, 68, 74].
Применение технологии ПЗ осуществлялось на Ново-Хазинской площади Арланского месторождения на ранней стадии разработки. Вытеснение нефти вязкостью 19 мПас происходило пресной водой, обводненность добываемой жидкости в среднем составляла 38%. С апреля 1975 года до августа 1978 года закачивали гелеобразный ПАА концентрацией 0,03 – 0,07%, чередуя с нагнетанием воды. С сентября 1978 года перешли на практически непрерывную закачку порошкообразного ПАА повышенной молекулярной массы. Проектный размер оторочки раствора в пересчете на концентрацию 0,05% достигнут в 1981 году и составил к концу года 34% порового объема. Оценка технологической эффективности применения ПАА проводилась путём сравнения показателей добычи нефти на опытном и контрольном участках. Сравнение зависимости содержания нефти в добываемой продукции от объёма отобранной жидкости показало, что текущая добыча нефти на опытном участке возросла на 12 – 13%, при этом обводнение опытных скважин происходит медленнее, чем контрольных скважин [73, 74, 97].
Еще одни ОПР по внедрению полимерного способа воздействия проводились на месторождении Каламкас республики Казахстан в 1981 году. Нефти месторождения тяжелые, высокосмолистые, сернистые, повышенной вязкости до 25 мПас в пластовых условиях. Водоисточником для опытно-промышленного заводнения была пластовая вода альб-сеноманского горизонта из специально пробуренных водозаборных скважин. По химическому составу альб-сеноманская вода относится к хлоркальциевому типу с общей минерализацией 93 г/л, плотностью 1,07 г/см3. Содержание в воде закисного железа достигает 38 мг/л, которое при контакте с кислородом переходит в окисное, образуя нерастворимый осадок, что может отрицательно сказаться при закачке воды в пласт и требует закрытой системы заводнения. Первоначально в 1981 – 1983 годах испытано чисто ПЗ, эффективность которого оказалась низкой вследствие повышенной минерализации и состава закачиваемых вод, большой доли высокопроницаемых пластов в продуктивном пласте. В связи с этим дальнейшие ОПР в 1983 – 1986 годах на участке осуществлялись периодическими обработками вязкоупругими составами (ВУС) добывающих и нагнетательных скважин, что привело к снижению темпов обводненности продукции добывающих скважин с 1,5% до 0,2% в месяц. К 1990 году достигнута нефтеотдача 33% при обводненности 56%. При обычном заводнении такую нефтеотдачу можно получить при обводненности 98%. Достигнутый эффект: 190 т дополнительно добытой нефти на 1 т закачанного реагента [56, 42].
Результаты промышленного применения полимеров на наиболее крупных объектах СССР представлены в Приложении А. Закачка полимерных растворов осуществлялась на объектах, расположенных в различных нефтегазоносных провинциях. Пласты представлены терригенными и карбонатными коллекторами, различались по проницаемости (0,075 — 0,96 мкм2), вязкости нефти в пластовых условиях (2,1-36,0 мПас), пластовой температуре (24 - 68 С). Установлена удельная технологическая эффективность от применения технологии в среднем 3404 тонны добытой нефти на тонну закаченного полимера.
Анализ мирового опыта применения технологии показывает, что ПЗ испытывается в широких масштабах на различных по геолого-физическим свойствам месторождениях. ПЗ использовалось в пластах, сложенных песками, песчаниками и конгломератами, в том числе заглинизированными песчаниками. Отметим, что в других материалах неоднократно сообщалось об успешном применении ПЗ в известняках, однако, при этом наблюдаются большие потери полимера вследствие адсорбции на породе. Поэтому тип коллектора в принципе не является фактором, ограничивающим область применения метода, однако по экономическим причинам терригенный тип коллектора более благоприятен.
Глубина залегания объектов колеблется в пределах 579-2205 м. Этот параметр не является лимитирующим, однако ПЗ не рекомендуется проводить в пластах, расположенных как на очень большой, так и малой глубинах. В пластах, расположенных на малой глубине, ограничением служит давление закачки, которое может приблизиться к давлению гидроразрыва. Пласты, расположенные на большей глубине, не рекомендуется использовать главным образом из-за высоких пластовых температур и повышенной минерализации пластовых вод [44].
Эффективная толщина пластов изменялась в пределах 3-38 м, а средняя пористость в интервале 7-32%, то есть в достаточно широких пределах, в связи с этим данные параметры не являются определяющими.
Одними из наиболее важных параметров являются средняя проницаемость пласта и интервал её изменения. При закачке раствора полимера в пласты с низкой проницаемостью могут возникнуть две проблемы: снижение приемистости скважин, приводящее к уменьшению темпов отбора и увеличению срока разработки, и значительная сдвиговая деструкция в призабойной зоне пласта. Нижний предел проницаемости определен 0,020 мкм2. В пластах с высокой проницаемостью требуются повышенные концентрации полимера, что отражается на экономических показателях. Успешные испытания проведены в пластах с проницаемостью 2,3 мкм2, однако, такие пласты не должны выбирать в качестве объектов для ПЗ, поскольку остаточный фактор сопротивления в них практически не реализуется [44].
Огромное значение имеет неоднородность по проницаемости, при этом очень важна величина проницаемости наиболее продуктивных зон. В сильно кавернозных и трещиноватых пластах, а также в резконеоднородных пластах, когда проницаемость высокопроводящих зон достигает нескольких мкм2, проведение ПЗ в «чистом» виде не может быть высоко эффективным. Именно этим, прежде всего, объясняется неудача промыслового эксперимента на месторождении Пэмбина и низкая эффективность процесса на месторождении Тейбер Саут. В таких условиях ПЗ может быть с успехом применено только в сочетании с методами регулирования проницаемости пласта.
Пластовая температура рассмотренных объектов колебалась в пределах 33-77С. В настоящее время для полимерных растворов, не содержащих кислорода, микроорганизмов, ионов переходных металлов и многовалентных катионов, безопасным считается применение ПАА и полисахаридов при пластовых температурах до 93 и 71С соответственно. При более высоких температурах может наблюдаться термическое разложение полимеров.
Вязкость нефти в пластовых условиях изменялась от 1,05 до 120 мПас. Неудачный опыт на месторождении Пэмбина нельзя объяснить только низкой величиной вязкости. По-видимому, в резко неоднородных пластах, содержащих маловязкую нефть, процесс ПЗ в сочетании с методом регулирования проницаемости может быть достаточно эффективным. Тем не менее, предпочтительным диапазоном вязкости следует считать 5 - 125 мПас. При больших значениях вязкости требуется повышенная концентрация полимера, что сказывается на экономике процесса, однако, если остальные параметры объекта благоприятны, могут быть рассмотрены случаи, когда вязкость нефти составляет 125 - 200 мПас.
Измерение предельного числа (характеристической) вязкости. Расчет молекулярной массы полимера
Метод основан на измерении времени истечения разбавленных растворов полимера в растворе хлористого натрия через капилляр вискозиметра определенного диаметра. Определение проводят с использованием процедуры измерения вязкости растворов полимера различной концентрацией и экстраполяцией экспериментальных данных на нулевую концентрацию в соответствии с уравнением Хаггинса:
V пр = [7! ] + K C [77 ]2 , (3.1.6)
где пр - приведенная вязкость, дл/г;
[] - характеристическая вязкость, дл/г; С- концентрация полимера, г/дл; К - константа Хаггинса. Оборудование, реактивы и материалы:
- Весы аналитические с погрешностью взвешивания 0,0001 г;
- Мешалка лопастная, с регулируемым числом оборотов;
- Вискозиметр Уббелоде, либо ВПЖ-1 по ГОСТ 10028, с диаметром капилляра 0,54 или 0,84мм;
- Секундомер механический по ТУ 25-1819.0021 с ценой деления 0,2 с;
- Цилиндр 1-3-100-2 по ГОСТ 1770;
- Пипетка 1,2-2-20 по ГОСТ 29169 и пипетка 1,2-2-5,10 по ГОСТ 29227;
- Стакан В-1-150 по ГОСТ 25336;
- Груша резиновая;
Термостат для стеклянных вискозиметров, обеспечивающий поддержание температуры 25±0,1оС;
- Натрий хлористый по ГОСТ 4233, х.ч., раствор с массовой долей 10%, профильтрованный;
- Вода дистиллированная по ГОСТ 6709;
- Ацетон по ГОСТ 2603;
- Смесь хромовая.
Для проведения измерений на вискозиметре Уббелоде навеску полимера массой 1,5-3,0 г взвешивают (результат в граммах записывают до четвертого десятичного знака) и равномерно при перемешивании вводят в раствор хлористого натрия объемом 100 см3. Смесь перемешивают на лопастной мешалке до полной гомогенизации раствора, проверяя полноту растворения визуально через каждые 15 минут, переливая раствор из стакана в стакан.
Массовую концентрацию (С) приготовленного раствора полимера рассчитывают по формуле:
где т - масса навески полимера, г;
W - массовая доля основного вещества в полимере, %;
V - объем хлористого натрия, взятый для растворения полимера, дл.
В случае использования стандартного вискозиметра ВПЖ-1 готовят по 50 мл растворов пяти концентраций полимера. При этом, если принять концентрацию исходного раствора за 1, концентрации остальных четырех должны составлять 0,813; 0,625; 0,437 и 0,250 от исходной. Для этого в четыре мерные колбы емкостью 50 мл добавляют из бюретки 40,6; 31,2; 21,8 и 12,5 мл исходного раствора, приготовленного в объеме не менее 200 мл, доводят до метки растворителем и перемешивают.
Перед проведением измерений вискозиметр моют хромовой смесью, большим количеством воды, ополаскивают дистиллированной водой, ацетоном, сушат.
20 см3 профильтрованного раствора полимера пипеткой помещают в вискозиметр Уббелоде и термостатируют 10-15 минут при температуре 25оС. При этом необходимо следить за тем, чтобы капилляр и шарик вискозиметра были полностью погружены в термостатирующию жидкость. Раствор полимера при помощи резиновой груши с трубкой, надетой на колено вискозиметра, засасывают в шарик вискозиметра чуть выше верхней отметки. При этом второе колено вискозиметра должно быть закрытым зажимом на резиновой трубке, надетой на конец колена. Затем приоткрывают зажим и в момент прохождения раствором полимера верхней метки включают секундомер, измеряя время истечения раствора полимера от верхней метки измерительного шарика до нижней. Определение времени истечения проводят не менее трех раз и вычисляют среднее значение трех параллельных измерений. После этого раствор полимера разбавляют непосредственно в вискозиметре, добавляя последовательно по 4,0 см3 раствора хлористого натрия, тщательно перемешивают с помощью груши, термостатируют и после каждого разбавления определяют время истечения.
Массовую концентрацию разбавленных растворов полимера (Сi) рассчитывают по формуле:
Необходимо проводить не менее пяти разбавлений, учитывая, что для правильного измерения предельного числа вязкости концентрация растворов в вискозиметре должна быть ограничена той областью, где значение относительной вязкости лежит в интервале 2,0 - 1,2. Раствор хлористого натрия для разбавления следует термостатировать в том же термостате. По окончании работы вискозиметр тщательно промывают, сушат, а затем наливают 20 см3 раствора хлористого натрия и определяют время истечения растворителя указанным выше способом.
При использовании стандартного вискозиметра ВПЖ-1 измерения проводят для одинаковых количеств раствора отдельно приготовленных.
Данные измерений и расчетов заносят в таблицу 3.1.1.
Обработку данных проводят графическим методом. Откладывают по оси абсцисс значения массовой концентрации растворов полимера (С), а по оси ординат – значения приведенной вязкости (уд/С). Через полученные точки поводят прямую до пересечения ее с осью ординат. Значение в нулевой точке соответствует предельному числу вязкости исследуемого полимера (рисунок 3.1.1).
Степень округления результата измерения - 0,1 дл/г. Суммарная погрешность измерения при доверительной вероятности Р=0,95 выражается интервалом: 1 = ±0,5 дл/г в диапазоне измерения 1-3 дл/г, 1 = ±1 дл/г в диапазоне измерения 3-12 дл/г.
Расчет молекулярной массы полимера
Характеристическая вязкость раствора полимера [], может использоваться как косвенный индикатор молекулярной массы полимера. Для линейных и слаборазветвленных полимеров характеристическая вязкость является относительной мерой средней молекулярной массы полимера. Характерной особенностью высокомолекулярных полимеров является то, что их вязкость значительно превышает вязкость чистого растворителя и пропорциональна изменению молекулярной массы полимера. Средневязкостную молекулярную массу полимера определяют по уравнению Марка-Куна-Хаувинка:
[] = K Ma, (3.1.9)
где K и a являются эмпирическими постоянными для данной системы полимер-растворитель при определенной температуре.
Для расчета молекулярной массы приведенное уравнение логарифмируют и используют приведенные в таблицах 3.1.1.2 и 3.1.1.3 значения констант K и a. При использовании приведенных констант следует учитывать условия опыта и свойства систем, для которых были определены эти константы – растворитель, температура, степень гидролиза, концентрация. Значения постоянных, приведенные в таблице 3.1.1.2, зарегистрированы для лабораторных синтезированных полиакриламидных полимеров в растворе NaCl при 25 С. Постоянные для полисахаридов ксантановой смолы зависят от степени замещения пировино-граднокислой боковой цепи. Уровень замещения указывается поставщиком ксантана.
Данный метод определения молекулярной массы не может применяться в случае высоко разветвленных макромолекул или ассоциированных полимеров акрилового ряда. Если отсутствуют рекомендации изготовителя полимера по применению другого метода определения молекулярной массы, выполняется определение характеристической вязкости без расчета молекулярной массы.
Разработка полимерных составов для условий выбранных объектов
Опираясь на мировой опыт реализации технологии ПЗ установлено, что высокая минерализация пластовых вод является ограничивающим фактором для применения технологии ПЗ вследствие деструкции полимеров (Главы 1, 2). В связи с этим для выбранных объектов разработки, характеризующихся высокой минерализацией пластовых вод 244,0 г/л и 256,39 г/л (таблица 2.2) с привлечением ведущих мировых химических компаний по производству полимерных составов BASF и SNF разработаны высокогидролизованные полимеры.
Для объекта Тл-Бб Шагиртско-Гожанского месторождения на основании исследований состава пластовых и используемых для ППД вод, а также компонентного состава нефти специалистами компании BASF разработан ассоциативный полимер «ASPIRO P 6621», в основе мономера которого акриламидметилпропансульфоновая кислота, устойчивый к воздействию высокой минерализации.
Для объекта Тл Москудьинского месторождения на основании изучения аналогичных характеристик пластовых флюидов объекта специалистами компании SNF из комплекса производимых полимерных составов осуществлен синтез полимера, не подверженного деструкции в минерализованных водах. Для этого проведены длительные (360 дней) эксперименты с различными марками полимеров SNF по изучению влияния минерализации на свойства полимерных растворов.
Для проведения исследований специалистами компании SNF выбраны марки полимеров AN113VHM, FP5205SH, FP1630S концентрацией 0,25%. Полимерные растворы готовились на модели минерализованной воды (237,18 г/л) пласта Тл Москудинского месторождения. В течение 360 суток пробы хранились в герметичной стеклянной таре (без доступа кислорода) при температуре 25оС. Для каждой марки полимера подготовлено 7 таких герметичных проб (объемом 50 мл каждая), которые исследовались последовательно с интервалом 7, 30, 60, 90, 120, 180, 360 суток. Реологические исследования выполнялись в соответствии с методикой, описанной в пункте 3.1.2.1 Главы 3, на вискозиметре ротационного типа Brookfield LVDV-II c UL-адаптером (рисунки 4.1, 4.2), шпинделем «UL Spindle» при скорости вращения 6 с-1, температуре 25 оС.
Результаты испытаний представлены в таблице 4.1 и на рисунках 4.3, 4.4.
На основании проведенных экспериментальных исследований установлено, что полимерные растворы марок AN113VHM, FP5205SH концентрацией 0,25%, приготовленные на модельном растворе минерализованной воды пласта Тл Москудьинского месторождения не подвергаются деструкции в течение 360 суток [13].
В последующем для проведения экспериментальных лабораторных исследований с целью выбора оптимальной концентрации полимерного состава для реализации технологии ПЗ на объекте Тл Москудьинского месторождения компанией SNF разработан комбинированный полимерный состав марки «Flopaam 5205 VHM», в основе мономера которого акриламидопропилсульфоновая кислота.
Таким образом, для выбранных объектов разработки, характеризующихся высокой минерализацией пластовых вод 244,0 г/л и 256,39 г/л с привлечением ведущих мировых химических компаний по производству полимерных составов разработаны высокогидролизованные полимеры. Для объекта Тл-Бб, Шагиртско-Гожанского месторождения -полимер марки «ASPIRO P 6621» компании BASF, для объекта Тл, Москудьинского месторождения – полимер марки «Flopaam 5205 VHM» компании SNF. Экспериментально подтверждена возможность использования данных полимеров в условиях высокой минерализации пластовых вод [13].
Экспериментальная оценка влияния закачки оторочки полимерного раствора на коэффициент вытеснения нефти и перераспределение фильтрационных потоков
На втором этапе фильтрационных исследований моделировался промысловый эксперимент по закачке оторочки полимерного раствора порядка 30% от объема порового пространства коллектора с целью оценки довытесняющей способности.
Экспериментальные исследования полимерных растворов «ASPIRO P 6621» выполнены на двух составных керновых моделях пласта С1v Шагиртско-Гожанского месторождения, близких по фильтрационно-емкостным свойствам. Характеристики керновых моделей представлены в Приложении Г. Для первой модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью производили закачку полимера концентрацией: 0,15% - (основная) в количестве 0,3 Vпор и 0,1% - (дополнительная) в количестве 0,1 Vпор. Для второй модели - концентрацией: 0,1% - (основная) в количестве 0,3 Vпор и 0,05% - (дополнительная) в количестве 0,1 Vпор.
Результаты исследований представлены в Приложении Г и на рисунках 4.28, 4.29.
По результатам изучения довытесняющей способности оторочки полимерного раствора «ASPIRO P 6621» установлено, что наибольший прирост коэффициента вытеснения нефти (после закачки оторочки полимерного раствора «ASPIRO P 6621» порядка 0,4 V от порового пространства кернового образца) достигается при комбинации концентрации полимерного раствора: 0,15% (0,3Vпор) и 0,1% (0,1Vпор) - составляет 0,099 д.ед. (рисунок 4.28), при этом остаточный фактор сопротивления RRF составил 3,6 д.ед. (Приложение Г). При комбинации концентрации полимерного раствора: 0,1% (0,3Vпор) и 0,05% (0,1Vпор) прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 0,05 д.ед. (рисунок 4.29), при этом остаточный фактор сопротивления RRF составил 3,31 д.ед. (Приложение Г).
Таким образом, проведенные на данном этапе исследования подтвердили эффективность выбранного для реализации технологии полимерного заводнения диапазона концентраций «ASPIRO P 6621» 0,1 -0,15% [6].
Ввиду отсутствия достаточного количества кернового материала с необходимыми фильтрационно-емкостными свойствами пласта Тл Москудьинского месторождения, принято решение о проведении исследований довытесняющей способности оторочек полимерных растворов «Flopaam 5205 VHM» концентрацией 0,07% и 0,13% на насыпных двухслойных моделях из реального дезинтегрированного керна данного объекта. Общий вид двухслойной разнопроницаемой насыпной модели пласта представлен на рисунке 4.30.
Применение двухслойной разнопроницаемой насыпной модели пласта позволило определить оптимальную концентрацию полимерного раствора «Flopaam 5205 VHM» за счет оценки влияния закачки полимерной оторочки на увеличения коэффициента вытеснения нефти и перераспределения фильтрационных потоков.
Для проведения исследований использовались 3 двухслойные насыпные модели. Каждая двухслойная модель состояла из двух параллельно расположенных насыпных моделей, моделирующих низкопроницаемый и высокопроницаемый пропластки. Характеристики моделей приведены в Приложении Д.
Для первой двухслойной разнопроницаемой насыпной модели пласта с остаточной нефтенасыщенностью производили закачку полимера концентрацией 0,07% в количестве 0,3 Vпор, для второй и третьей модели -концентрацией 0,13% в количестве 0,3 Vпор. Результаты исследований представлены в Приложении Д, таблице 4.7 и рисунках 4.31 – 4.33.
В результате проведенных фильтрационных испытаний полимерного раствора «Flopaam 5205 VHM» на двухслойных разнопроницаемых насыпных моделях пласта Тл Москудьинского месторождения установлено, что применение полимерного раствора концентрацией 0,13 % способствует большему увеличению коэффициента охвата, за счет обеспечения большего фактора остаточного сопротивления (RRF) 2,64 д.ед. и, как следствие, перераспределения потока в низкопроницаемую часть модели, а также обеспечивает больший прирост коэффициента вытеснения нефти (АКвт) -0,193 д.ед. по сравнению с раствором «Flopaam 5205 VHM» концентрацией 0,07%. Следовательно, для реализации технологии полимерного заводнения на Тл объекте Москудьинского месторождения оптимальной является полимерный раствор «Flopaam 5205 VHM» концентрацией 0,13% [13].