В КФУ 4D-микротомография помогла узнать, как извлекают «запертую» в породе нефть

Изменения в карбонатной породе, происходящие на микроуровне при использовании повышающих нефтеотдачу методов, смогли с помощью 4D-микротомографии выявить исследователи Института геологии и нефтегазовых технологий (ИГиНГТ) Казанского федерального университета (КФУ), 14 июля сообщает пресс-служба вуза.

Исследование казанских ученых показало, что эффективность воздействия газа и пены при извлечении «запертой» в породе нефти, зависит не только от состава пены и характера породы, но и от условий закачки реагента в пласт.

Доцент кафедры региональной геологии и полезных ископаемых ИГиНГТ Раиль Кадыров описал, какую задачу должны были решать исследователи:

«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».

Эффективным методом решения этой проблемы, например, является закачка пены, представляющей собой смесь газа и раствора поверхностно-активного вещества, пояснил ученый.

«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», — уточнил геолог.

Для исследования изменений в породе в процессе закачки пены в КФУ 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 Кадыров. — Эксперименты проводились на мини-кернах известняка диаметром 5 миллиметров при температуре 50 градусов Цельсия».

Экспериментальное исследование велось по двум сценариям. В одном нефть из породы вытесняли с использование азота, в другом — углекислого газа. После применения газа образцы обрабатывались 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.

Совсем другой оказалась картина в случае использования углекислого газа. При закачке этот газ в карбонатный образец продвигался иначе, чем азот. В этом случае не происходило формирования одного доминирующего канала, а распространение газа происходило более распределенно. Нефть постепенно вытеснялась CO₂ из крупных и средних элементов поровой сети. Это определялось, как выяснили исследователи, особенностями взаимодействия углекислого газа с нефтью и поровой структурой керна.

«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», — продолжил объяснение ученый.

Эксперименты показали, что в случае обоих сценариев лучше всего пена помогала извлекать нефть из пор среднего размера, а самые мелкие поры крепко «удерживали» нефть.

«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 свой рассказ Раиль Кадыров.

Результаты экспериментов исследователи представили в статье «Заполнение карбонатов газом N₂ и CO₂ и пеной с образованием пор: Получение пены и мобилизация масла при постоянной скорости закачки с регулированием противодавления» (Pore-Scale N₂ and CO₂ Gas and Foam Flooding in Carbonates: Foam Deliverability and Oil Mobilization Under Constant-Rate Injection with Backpressure Control), опубликованной в Arabian Journal for Science and Engineering.

Эти эксперименты, вкупе с современной техникой, позволили исследователям выяснить, что именно нужно делать для повышения нефтеотдачи зрелых месторождений. Так, было установлено, что эффективность газо-пенного воздействия определяется как составом пены, размером пор и проницаемостью породы, так и давлением и условиями доставки реагента в пласт.