Казанские ученые выяснили, как газ и пена помогают извлечь «запертую» в породе нефть

Исследователи Института геологии и нефтегазовых технологий Казанского федерального университета (ИГиНГТ КФУ) с помощью 4D-микротомографии впервые зафиксировали изменения, происходящие на микроуровне в карбонатной породе при использовании методов, повышающих нефтеотдачу. Ученые установили, что эффективность газо-пенного воздействия зависит от состава пены, размера пор, проницаемости породы, а также от давления и условий доставки реагента в пласт.

«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», — рассказал один из авторов исследования, доцент кафедры региональной геологии и полезных ископаемых ИГиНГТ КФУ Раиль Кадыров.

Одним из эффективных решений этой проблемы 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, имеющих часто сложную и неоднородную поровую структуру», — пояснил ученый.

Для того чтобы изучить изменения, происходящие в породе в процессе закачки пены, авторы применили уникальный метод 4D-микротомографии. Ученые сканировали образец породы на разных этапах вытеснения, чтобы увидеть, как нефть, газ и пена перераспределяются внутри порового пространства. Эксперименты проводили на мини-кернах известняка диаметром 5 мм при температуре 50 ^оС по двум сценариям: в первом для вытеснения нефти использовался азот, а во втором — углекислый газ. После применения газа проводилась обработка образцов 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», — отметил Раиль Кадыров.

Для углекислого газа картина оказалась другой. При закачке в карбонатный образец CO₂ продвигался иначе, чем азот: не формировал один ранний доминирующий канал, а распространялся более распределенно, постепенно вытесняя нефть из крупных и средних элементов поровой сети. 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 мобилизовала нефть, вытесняя ее из пор. Эксперименты с CO₂-пеной показали, что ее эффективность зависит от давления и условий доставки в образец.

Учеными было установлено, 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. Эксперименты позволили авторам выяснить, что именно нужно делать, чтобы повысить нефтеотдачу зрелых месторождений.