Анотація
Збільшення глобального попиту на енергетичні ресурси актуалізує завдання інтенсифікації видобутку вуглеводнів. Технології підвищення нафтовіддачі (ПНВ), зокрема інжекція діоксиду вуглецю (CO2), є стратегічно важливими для освоєння залишкових запасів. У даній роботі проаналізовано трансформацію фізико-хімічних властивостей пластових флюїдів під впливом CO2 в умовах змішуваного та незмішуваного витіснення, з акцентом на детермінуючі механізми підвищення коефіцієнта вилучення нафти.
Вступ
Традиційні методи розробки нафтових родовищ характеризуються значними обсягами залишкової нафти в продуктивних пластах[1]. Застосування методів ПНВ, серед яких інжекція CO2 демонструє високу ефективність, спрямоване на мобілізацію цих запасів, пролонгацію рентабельної експлуатації родовищ та оптимізацію загальних показників нафтовилучення[2].
Змішуване витіснення CO2
При досягненні умов змішуваності, інжектований CO2 та пластова нафта формують єдину флюїдну фазу на молекулярному рівні[3]. Такий режим є оптимальним для ПНВ, оскільки призводить до елімінації міжфазного натягу, що є домінуючим фактором утримування залишкової нафти[4]. Критичним параметром є мінімальний тиск змішуваності (МТЗ), що залежить від компонентного складу нафти (зокрема, концентрації легких та проміжних фракцій), пластової температури (МТЗ зростає з температурою) та ступеня чистоти CO2[3]. Процес змішуваного витіснення характеризується синергетичною дією кількох механізмів: відбувається істотне набухання нафтового пласта внаслідок розчинення CO2, що збільшує об'єм нафти та сприяє її мобілізації[1]. Одночасно, розчинення CO2 обумовлює суттєве зниження в'язкості нафти, підвищуючи її рухомість. Також CO2 діє як селективний розчинник, екстрагуючи легкі та проміжні вуглеводневі компоненти з нафти. Досягнення змішуваності само по собі є ключовим механізмом, усуваючи капілярні сили[5]. Ефективність досягнення цих умов визначається фізико-хімічними властивостями нафти (легкі та середні нафти є більш сприятливими), глибиною залягання пласта (визначає можливість досягнення МТЗ) та пластовою температурою (впливає на густину CO2 і, відповідно, на МТЗ)[1].
Незмішуване витіснення CO2
За умов, коли термобаричні параметри пласта або склад нафти унеможливлюють досягнення змішуваності, процес витіснення класифікується як незмішуваний[4]. Незважаючи на потенційно нижчу ефективність порівняно зі змішуваним режимом, незмішувана інжекція CO2 також забезпечує інтенсифікацію нафтовилучення. Основними механізмами є набухання нафти через розчинення CO2, хоча й менш виражене, та зниження її в'язкості, що покращує фільтраційні характеристики, особливо для важких та високов'язких нафт[1]. Додатково, при зниженні пластового тиску під час розробки, розчинений CO2 може виділятися, формуючи вільну газову фазу та реалізуючи механізм витіснення нафти розчиненим газом (solution gas drive)[7]. У певних літолого-колекторських умовах можлива також зміна змочуваності породи в бік гідрофілізації, що сприяє десорбції нафти[6]. Незмішуване CO2-заводнення є технологічно та економічно виправданим для пластів з недостатнім тиском, несприятливим складом нафти або для родовищ важкої нафти.
Вплив CO2 на властивості пластових флюїдів
Нагнітання CO2 індукує значущі модифікації фізичних властивостей пластових флюїдів, що піддаються кількісній оцінці.
Набухання нафти: Збільшення об'єму нафти внаслідок розчинення CO2 описується коефіцієнтом набухання (SF – Swelling Factor), який визначається як відношення об'єму нафти, насиченої CO2 за пластових умов (P, T), до початкового об'єму нафти за тих самих умов[3]:
де Vsat – об'єм нафти, насиченої CO2; Vinit – початковий об'єм нафти. Коефіцієнт набухання є функцією тиску, температури, компонентного складу нафти та мольної частки розчиненого CO2: .
Зниження в'язкості: Розчинення CO2 в нафті призводить до експоненційного зниження її в'язкості (μ). В'язкість нафти, насиченої CO2 (μsat), може бути апроксимована за допомогою емпіричних залежностей, наприклад:
де μinit – початкова в'язкість нафти; Cs – концентрація розчиненого CO2 в нафті (наприклад, мольна частка або масова концентрація); k – емпіричний коефіцієнт, залежний від властивостей нафти та пластових умов. Зниження в'язкості особливо значуще для важких нафт[8].
Висновки
Інжекція діоксиду вуглецю викликає комплексні фізико-хімічні перетворення у пластових флюїдних системах, ключовими з яких є набухання нафти та редукція її в'язкості. Ці явища, що реалізуються через механізми змішуваного або незмішуваного витіснення, є детермінантами підвищення коефіцієнта нафтовилучення. Глибоке розуміння та кількісна оцінка зазначених трансформацій за допомогою відповідних моделей та кореляцій є критично важливими для ефективного проектування та імплементації технологій CO2-ПНВ, забезпечуючи оптимізацію розробки вуглеводневих покладів.
Список літератури
1. Evaluation of Potential of CO2-Enhanced Oil Recovery (EOR) and Assessment of Capacity for Geological Storage in a Mature Oil Reservoir within Upper Assam Basin, India / R. Dutta, G. Kundu, S. M. Mousavi Mirkalaei та ін. // Energy & Fuels. 2024. Vol. 38, No. 15. P. 14096–14118. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.4c02384.
2. Enhanced oil recovery - Wikipedia, доступ отримано травня 8, 2025, https://en.wikipedia.org/wiki/Enhanced_oil_recovery
3. A Review of CO2-Enhanced Oil Recovery with a Simulated Sensitivity Analysis / M. S. A. Perera, R. P. Gamage, T. D. Rathnaweera та ін. // Energies. 2016. Vol. 9, No. 7. P. 481. DOI: 10.3390/en9070481.
4. Carbon Dioxide Enhanced Oil Recovery - National Energy Technology Laboratory, доступ отримано травня 8, 2025, https://www.netl.doe.gov/sites/default/files/netl-file/co2_eor_primer.pdf
5. Hybrid connectionist model determines CO2–oil swelling factor / M. A. Ahmadi, S. Zendehboudi, L. A. James // Petroleum Science. 2018. Vol. 15. P. 591–604. DOI: 10.1007/s12182-018-0230-5.
6. Novel Insights into the Pore-Scale Mechanisms of Enhanced Oil Recovery by CO2 Injection / M. Sohrabi, A. Emadi // SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia : праці конференції (Muscat, Oman, 16–18 квіт. 2012 р.). Richardson, TX : Society of Petroleum Engineers, 2012. Paper SPE-154529-MS. ISBN 978-1-61399-204-3. DOI: 10.2118/154529-MS.
7. Sun, Y., Zhang, W., Tian, J., Meng, Y., & Zhang, L. (2023). Research Progress on Displacement Mechanism of Supercritical CO2 in Low-Permeability Heavy Oil Reservoir and Improvement Mechanism of Displacement Agents. Molecules, 28(16), 6154. https://doi.org/10.3390/molecules28166154
8. New correlations for CO2-Oil solubility and viscosity reduction for light oils / T. Barclay, S. Mishra // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. 2016. Vol. 6, No. 3. P. 321–329. DOI: 10.1007/s13202-016-0233-y.
|
Голосування 
Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License
Знайшли помилку? Виділіть помилковий текст мишкою і натисніть Ctrl + Enter