Ученые узнали, что «испортит» сланцевую скважину при повышении нефтеотдачи

Эффект от закачки в нефтеносное сланцевое месторождение двух химических составов, применяемых для повышения нефтеотдачи традиционных месторождений, изучила научная группа Сколковского института науки и технологий, 3 августа сообщила пресс-служба Сколтеха.

По результатам экспериментов обе испытанные жидкости, часто применяемые для закачки в скважины обычных месторождений нефти, — водный раствор промышленного поверхностно-активного вещества (ПАВ) и взвесь наночастиц диоксида кремния — оказались неподходящими для разработки сланцевых месторождений.

Результаты исследований ученые Сколтеха представили в статье «Закачка Huff-n-Puff на основе воды и поверхностно-активных веществ в нетрадиционные коллекторы жидких углеводородов: экспериментальное и модельное исследование», опубликованной в журнале Energy & Fuels.

Со временем при разработке скважины в нефтеносном пласте давление падает до такой степени, что продолжать добычу нефти становится нерентабельно, а иногда и невозможно без закачки в скважину некоторых веществ для увеличения нефтеотдачи.

Что касается сланцевых месторождений, то на них этот момент наступает быстрее, а довольно часто добыча на них вообще невозможна без повышения нефтеотдачи.

Известны три категории методов повышения нефтеотдачи. При использовании термических методов выполняется нагрев пласта с целью снижения вязкости нефти и повышения мобильности с использованием, например, пара, горячей воды или воздуха для создания внутрипластового горения нефти.

Газовые методы повышения нефтеотдачи основаны на эффекте расширения, «набухания» нефти и снижения вязкости при растворении в ней более легких компонент — углекислого или природного газа и т. п.

К химическим методам относится, например, закачка воды с различными добавками, которые по-разному организуют повышение нефтеотдачи.

Сланцевые месторождения углеводородов расширили возможности нефтедобывающих компаний и стран, поскольку оказались источниками нефти и газа там, где раньше, с коммерческой точки зрения, их не было.

Однако извлечение сланцевой нефти гораздо более трудоемко, чем в случае обычных месторождений. Кроме того, проверенные многолетней практикой методы повышения нефтеотдачи в случае сланцевого месторождения могут иметь иной и даже обратный эффект.

Поэтому перед научными работниками нефтяной отрасли встала задача — понять, какие привычные приемы повышения нефтеотдачи работают, а какие нет, и почему.

Научная группа под руководством профессора Алексея Черемисина из Центра науки и технологий добычи углеводородов Сколтеха частично ответила на поставленные вопросы.

Ею в рамках долгосрочного проекта по изучению способов увеличения нефтеотдачи баженовской свиты (группа нефтематеринских горных пород в Западной Сибири) было проведено численное моделирование и два уникальных и технически сложных эксперимента на образцах нефтеносного сланца.

Ученые экспериментально проверили для сланцевых месторождений целесообразность применения для повышения нефтеотдачи закачки воды с наночастицами диоксида кремния или раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ являются основным компонентом моющих средств и мыла).

Первый автор статьи, младший научный сотрудник центра Александра Щербакова рассказала о проведенных экспериментах:

«Мы рассмотрели 13 флюидов и выбрали два из них для испытаний на насыщенных нефтью цилиндрических образцах породы из баженовской свиты — группы месторождений в Западной Сибири, где сконцентрирована бо́льшая часть горючих сланцев в России. Сначала в образец закачали воду, и коэффициент вытеснения нефти составил 53%. В полевых условиях было бы меньше, но, грубо говоря, смысл этого показателя такой, что примерно половину нефти в коллекторе удалось бы извлечь. Этот показатель послужил ориентиром для оценки эффективности двух агентов, действие которых мы исследовали».

В качестве первого ПАВ был выбран сульфонат эфира натриевой кислоты. Он повысил коэффициент нефтеотдачи, но до тех же 53%, что и в случае закачки обычной соленой воды, то есть тратить на него средства никакого смысла не имеет.

Закачка первого агента также была промоделирована. Результат показал, что компьютерная модель верно предсказывает коэффициент нефтеотдачи, но не учитывает существенный побочный эффект. Дело в том, что эксперимент показал значительное снижение проницаемости породы при использовании ПАВ, которое блокировало часть каналов в ней.

Поэтому полагаться только на модели в решении описанной задачи явно преждевременно, считают исследователи.

Вторым агентом стала взвесь наночастиц в воде. С нею проблема снижения проницаемости породы проявилась еще сильнее. Поэтому авторы исследования в своей статье предостерегают:

«Из-за небольшого размера пор и каналов в породе, которые не превышают размер наночастиц, фильтрация флюидов с наночастицами может в конечном итоге привести к критическому повреждению сланцевой породы».

А руководившая организацией и выполнением исследования старший научный сотрудник Центра науки и технологий добычи углеводородов Сколтеха Елена Мухина резюмировала:

«Мы показали, что закачка воды и поверхностно-активного вещества — сравнительно недорогой и успешно используемый на традиционных месторождениях метод повышения нефтеотдачи — хуже подходит для добычи из сланцевых залежей, в частности баженовской свиты, и несет в себе существенные риски».

Ученые отмечают, что для выяснения, сработают ли на сланцах другие ПАВ или иные методы повышения нефтеотдачи, например, закачка газа, необходимо провести дополнительные исследования.