В зарубежной практике нефтедобычи в условиях высокой обводненности продукции скважин применяется технология закачки в нагнетательные скважины суспензии частиц предварительно сшитого геля – preformed particle gel (PPG). После набухания частицы полимера становятся эластичными и способны проникать по высокопроницаемым обводненным интервалам в удаленную зону пласта, образуя полимерную «пробку». Отечественный опыт применения данной технологии к настоящему времени практически ограничен тестированием зарубежных составов. Возможности применения технологии PPG рассмотрены для геолого-технологических условий высокообводненных месторождений Пермского края. В статье предложены реагенты PPG, эффективные в условиях низкотемпературных пластов (20-35 °С) и при относительно высокой минерализации пластовой воды (более 200 г/л). Анализ мирового опыта применения технологии PPG позволил выделить принципиальную схему закачки реагента, установить варианты последовательности закачки частиц PPG различного размера, а также возможности регулирования морфологических характеристик частиц полимерного геля при синтезе в зависимости от пористости и проницаемости коллектора. Необходимым условием технологии является возможность удаления частиц PPG после обработки из призабойной зоны пласта, для чего проведены испытания композиции брейкера на основе персульфата натрия с синергирующими добавками. Технология PPG эффективна в условиях пластов с высокой гетерогенностью по проницаемости. Для нефтяных месторождений Пермского края выделены два типа потенциально перспективных для реализации PPG высокообводненных эксплуатационных объектов. К первому типу относятся карбонатные турне-фаменские залежи с выраженной макротрещиноватостью, для которых задачей PPG является кольматация промытых крупных трещин. Второй тип – терригенные визейские залежи c повышенной вязкостью нефти от 5 до 100 мПа∙с и высокой проницаемостью коллекторов (> 0,5 мкм2). Для обоих типов залежей подобраны участки, перспективные для реализации технологии PPG.

Foreign practice of oil production in high-water-cut conditions suggests using the technology of injection of preformed particle gel (PPG) suspension into injection wells. After swelling, the polymer particles become elastic and are able to penetrate through highly permeable watered intervals into the remote reservoir zone, forming a polymer “plug”. Thus far, the domestic experience of application of this technology boiled down to testing foreign compounds. We have looked into the possibilities of PPG technology application in geological and technological conditions of high-water-cut fields of Perm Krai. The paper proposes PPG reagents effective in low-temperature reservoirs (20-35 °С) and at relatively high salinity of formation water (more than 200 g/l). The world experience of PPG technology application was analyzed to identify the principal scheme of reagent injection, to establish variants of sequence of injection of PPG particles of different sizes, as well as the possibility of regulating the morphological characteristics of polymer gel particles during synthesis depending on the porosity and permeability of the reservoir. A prerequisite for the technology is the ability to remove PPG particles after treatment from the bottom-hole zone of the formation; for this purpose, tests were carried out on a breaker compound based on sodium persulfate with synergizing additives. PPG technology is effective in reservoirs with high permeability heterogeneity. Two types of high-water-cut production facilities potentially promising for PPG realization have been identified for oil fields of Perm Krai. The first type includes carbonate Tournaisian-Famennian reservoirs with pronounced macrofracturing, in which the PPGs are used for colmatation of flushed large fractures. The second type is terrigenous Visean deposits with increased oil viscosity from 5 to 100 mPa∙s and high permeability of reservoirs (> 0.5 μm2). For both types of reservoirs, areas have been selected that are promising for the implementation of PPG technology.