Изменения, происходящие на микроуровне в карбонатной породе при использовании повышающих нефтеотдачу методов, смогли зафиксировать исследователи Института геологии и нефтегазовых технологий Казанского федерального университета.

«Одна из главных проблем зрелых нефтяных месторождений заключается в том, что после длительной разработки значительная часть нефти остается „запертой“ в породе. Обычная закачка воды или газа часто работает неравномерно: флюид проходит по наиболее проницаемым каналам, а мелкие и менее доступные поры остаются почти неохваченными. В результате часть запасов оказывается невостребованной, так как извлекать ее сложно и дорого», – описал ситуацию доцент кафедры региональной геологии и полезных ископаемых ИГиНГТ Раиль Кадыров.

Одним из эффективных решений этой проблемы, по его словам, является закачка пены – смеси газа и раствора поверхностно-активного вещества.

«Такая пена может частично перекрывать „быстрые“ каналы, по которым газ прорывается слишком легко, и перенаправлять поток в зоны, где еще остается нефть. Это особенно важно для карбонатных коллекторов, часто имеющих сложную и неоднородную поровую структуру», – подчеркнул геолог.

Чтобы изучить изменения, происходящие в породе в процессе закачки пены, в Казанском федеральном применили уникальный метод 4D-микротомографии.

«Мы сканировали образец породы на разных этапах вытеснения, чтобы увидеть, как нефть, газ и пена перераспределяются внутри порового пространства, – пояснил Р. Кадыров. – Эксперименты проводились на мини-кернах известняка диаметром 5 миллиметров при температуре 50 градусов Цельсия».

Ученые ставили эксперименты по двум сценариям: в первом для вытеснения нефти использовался азот, а во втором – углекислый газ. После применения газа образцы обрабатывали пеной.

«Азот при движении через более плотный образец быстро формировал предпочтительный канал. Это означает, что газ начинал идти по наиболее удобному пути, оставляя часть нефти в стороне от основного потока. После перехода к азотной пене сопротивление потоку резко увеличивалось, а нефть дополнительно вытеснялась из ранее обойденных участков, – рассказал доцент КФУ. – Для углекислого газа картина оказалась другой. CO₂ при закачке в карбонатный образец продвигался иначе, чем азот: не формировал один ранний доминирующий канал, а распространялся более распределенно, постепенно вытесняя нефть из крупных и средних элементов поровой сети, что связано с особенностями взаимодействия CO₂ с нефтью и поровой структурой. При сверхкритическом давлении пена не доходила до образца в устойчивом виде, тогда как при снижении давления до субкритического режима она начинала эффективно поступать в керн и дополнительно мобилизовывала нефть, вытесняя ее из пор. Эксперименты с CO₂-пеной показали, что ее эффективность зависит от давления и условий доставки в образец».

Специалисты установили, что при реализации обоих сценариев пена лучше всего помогала извлекать нефть из пор среднего размера. Самые мелкие поры оставались наиболее устойчивым «убежищем» для остаточной нефти.

«Используя уникальный метод исследования, 4D-микротомографию, мы смогли не просто измерить итоговый прирост нефтеотдачи, но и увидеть, как он происходит: где именно поток проходит через породу, какие зоны остаются обойденными и при каких условиях пена начинает работать как инструмент перераспределения потока», – подытожил Раиль Кадыров.

Эксперименты, результаты которых представлены в статье, опубликованной в Arabian Journal for Science and Engineering, позволили исследователям выяснить, что именно нужно делать, чтобы повысить нефтеотдачу зрелых месторождений. В частности, было показано, что эффективность газо-пенного воздействия зависит от состава пены, размера пор и проницаемости породы, а также от давления и условий доставки реагента в пласт.

Работа выполнена за счет средств субсидии, выделенной Казанскому федеральному университету для выполнения государственного задания в сфере научной деятельности (проект № FZSM-2023-0014).

При частичной или полной перепечатке материала, а также цитировании необходимо ссылаться на пресс-службу КФУ.

Присоединяйтесь к каналу КФУ в MAX.