georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.2.10geores-272Research ArticleСТАТЬИRESEARCH ARTICLESМоделирование гидрогеохимических процессов взаимодействия диоксида углерода с пластовой водой и минералами породы при повышении нефтеотдачи и подземном захороненииModeling of Hydrogeochemical Processes of Carbon Dioxide Interaction with Formation Water and Rock Minerals During Enhanced Oil Recovery and Underground storageКлимовД. С.KlimovD. S.

Дмитрий Сергеевич Климов – кандидат техн. наук, старший научный сотрудник

119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Dmitry S. Klimov – Cand. Sci. (Engineering), Senior Researcher

3, Gubkin str., Moscow, 119333

ИндрупскийИ. М.IndrupskiyI. M.

Илья Михайлович Индрупский – доктор техн. наук, профессор РАН, главный научный сотрудник, заместитель директора по научной работе

119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Ilya M. Indrupskiy – Dr. Sci. (Engineering), Chief Researcher, Deputy Director for Science

3, Gubkin str., Moscow, 119333

ГарифуллинаЧ. А.GarifullinaCh. A.

Чулпан Айдаровна Гарифуллина – инженер лаборатории Инновационного нефтегазового недропользования Центра научно-технических исследований, аспирант

423462, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Chulpan A. Garifullina – Engineer of the Innovative Oil and Gas Subsoil Use Laboratory of the Center for Scientific and Technical Research, Postgraduate Student

2, Lenina str., Almetyevsk, 423450

ИбрагимовИ. И.IbragimovI. I.

Ильдар Ильясович Ибрагимов – кандидат техн. наук, доцент кафедры геологии, заведующий лабораторией Инновационного нефтегазового недропользования Центра научно-технических исследований

423462, Альметьевск, ул. Ленина, д. 2

Ildar I. Ibragimov – Cand. Sci. (Technical Sciences), Head of the Laboratory, Associate Professor

2, Lenina str., Almetyevsk, 423450

ЛутфуллинА. А.LutfullinA. A.

Азат Абузарович Лутфуллин – заместитель начальника департамента разработки месторождений

423450, Альметьевск, ул. Индустриальная, д. 28/1

AAzat A. Lutfullin – Cand. Sci. (Engineering), Deputy Head of the Department of Field Development

75 Lenin st., Almetyevsk, 423450

ЗакиевБ. Ф.ZakievB. F.

Булат Флусович Закиев – начальник управления разработки месторождений департамента разработки месторождений

423450, Альметьевск, ул. Индустриальная, д. 28/1

Bulat F. Zakiev – Head of the Field Development Division of the Field Development Department

75 Lenin st., Almetyevsk, 423450

АхметзяновФ. М.AkhmetzyanovF. M.

Фаниль Муктасимович Ахметзянов – начальник отдела разработки управления по добыче сверхвязкой нефти

423450, Альметьевск, ул. Индустриальная, д. 28/1

Fanil M. Akhmetzyanov – Head of the Development Unit of the Division of Ultra-Viscous Oil Production

75 Lenin st., Almetyevsk, 423450

Институт проблем нефти и газа РАНРоссияOil and Gas Research Institute of Russian Academy of SciencesRussian FederationАльметьевский государственный технологический университетРоссияAlmetyevsk State Technological University «Petroleum High School»Russian FederationСП «Татнефть-Добыча» ПАо «Татнефть»РоссияTatneft PJSCRussian FederationСП «Татнефть-Добыча» ПАО «Татнефть»РоссияTatneft PJSCRussian Federation202407072024262114–123Copyright © Климов Д.С., Индрупский И.М., Гарифуллина Ч.А., Ибрагимов И.И., Лутфуллин А.А., Закиев Б.Ф., Ахметзянов Ф.М., 20242024Климов Д.С., Индрупский И.М., Гарифуллина Ч.А., Ибрагимов И.И., Лутфуллин А.А., Закиев Б.Ф., Ахметзянов Ф.М.Klimov D.S., Indrupskiy I.M., Garifullina C.A., Ibragimov I.I., Lutfullin A.A., Zakiev B.F., Akhmetzyanov F.M.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://www.geors.ru/jour/article/view/272

В статье рассмотрено применение гидрогеохимического моделирования с использованием пакета PHREEQC для исследования взаимодействия пластовой воды, диоксида углерода и минералов в составе породы пласта при закачке CO2 для повышения нефтеотдачи или подземного захоронения. Гидрогеохимическое моделирование является мощным инструментом для оценки физико-химических процессов, происходящих в системе «газовая фаза – водный раствор – твердые фазы» в зависимости от начальных параметров, таких как температура, давление и концентрации реагентов. Использование гидрогеохимических симуляторов предоставляет широкий круг возможностей для анализа процессов растворения и осаждения минералов, изменения ионного состава и pH раствора, которые могут влиять на эффективность закачки в пласт CO2, фильтрацию флюидов, работу скважин и оборудования. Предложенная поэтапная методика моделирования взаимодействий в системе «пластовая вода – CO2 – порода» с применением гидрогеохимического симулятора PHREEQC позволяет с хорошей точностью воспроизводить результаты лабораторных экспериментов и анализировать их соответствие процессам, протекающим при различных условиях. Полученные результаты могут быть использованы для оптимизации процессов добычи нефти и газа с участием диоксида углерода, планирования и оценки стабильности подземных хранилищ углекислого газа и других геологических приложений.

Application of hydrogeochemical modeling using PHREEQC software to study interaction of formation water, carbon dioxide and reservoir rock minerals during CO2 injection for enhanced oil recovery or underground storage is discussed. Hydrogeochemical modeling is a powerful tool to evaluate the physicochemical processes occurring in the “gas phase – aqueous solution – solid phases” system depending on initial parameters such as temperature, pressure and reactant concentrations. The use of hydrogeochemical simulators provides a wide range of opportunities to analyze the processes of dissolution and precipitation of minerals, changes in the ionic composition and pH of the solution, which can affect the efficiency of CO2 injection, fluid flow, well and equipment operation. A step-by-step method for modeling interactions in the “formation water – CO2 – rock” system using the PHREEQC hydrogeochemical simulator provides good reproducing accuracy for the results of laboratory experiments and analysis of their correspondence to the processes occurring under different conditions. The obtained results are useful for optimization of oil and gas production processes involving carbon dioxide, planning and stability assessment of underground carbon dioxide storage facilities and other geological applications.

гидрогеохимическое моделированиеPHREEQCпластовая водадиоксид углеродауглекислый газкарбонизированная водаминералыподземное захоронениезакачка в пластhydrogeochemical modelingPHREEQCformation watercarbon dioxidecarbonic acidcarbonized watermineralsunderground storageinjection into the reservoirработа выполнена в рамках исследований АГТу ВШН по заказу ПАо «Татнефть» и выполнения Государственного задания ИПНГ РАН (тема 122022800272-4).The study was carried out within the framework of joint research of ASTU PHS and PJSC Tatneft, and fulfillment of the State assignment of OGRI RAS (topic 122022800272-4).ReferencesГарифуллина Ч.А., Индрупский И.М., Ибрагимов И.И., Лутфуллин А.А., Закиев Б.Ф., Ахметзянов Ф.М., Климов Д.с. (2024). Экспериментальное исследование геохимического взаимодействия углекислого газа с пластовой водой и породой водонасыщенных и нефтенасыщенных горизонтов. Георесурсы, 26(4). https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.1Appelo C.A.J., Parkhurst D.L, Post V.E.A. (2014). Equations for calculating hydrogeochemical reactions of minerals and gases such as CO2 at high pressures and temperatures. Geochimica et Cosmochimica Acta, 125, pp. 49–67. https://doi.org/10.1016/j.gca.2013.10.003Череповицын А.е., сидорова К.И., смирнова Н.В. (2013). Целесообразность применения технологий секвестрации CO2 в россии. Нефтегазовое дело, (5), с. 459–473.Bakhtiyarov S.I., Shakhverdiyev A.K., Panakhov G.M., Abbasov E.M. (2006a). Oil Recovery by In-Situ Gas Generation: Volume and Pressure Measurements. Proceedings of the ASME 2006 2nd Joint U.S.-European Fluids Engineering Summer Meeting Collocated With the 14th International Conference on Nuclear Engineering. Vol. 1: Symposia, Parts A and B, pp. 1487–1492. https://doi.org/10.1115/FEDSM2006-98359Шахвердиев А.Х., Панахов Г.М., Аббасов Э.М., Jiang R., Bakhtiyarov S. (2014). Высокоэффективная технология повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти на основе внутрипластовой генерации CO2. Нефтяное хозяйство, (5), с. 90–95.Bakhtiyarov S.I., Shakhverdiev A.K., Panakhov G.M., Abbasov E.M., Siginer D. (2006b). In-Situ Carbon Dioxide Generation for Oil Recovery: Experimental Study of Pressure and Temperature Variations during Stoichiometric Reaction. Proceedings of the ASME 2006 International Mechanical Engineering Congress and Exposition. Fluids Engineering. pp. 895–898. https://doi.org/10.1115/IMECE2006-15708Appelo C.A.J., Parkhurst D.L, Post V.E.A. (2014). Equations for calculating hydrogeochemical reactions of minerals and gases such as CO2 at high pressures and temperatures. Geochimica et Cosmochimica Acta, 125, pp. 49–67. https://doi.org/10.1016/j.gca.2013.10.003Charlton S.R., Parkhurst D.L. (2011). Modules based on the geochemical model PHREEQC for use in scripting and programming languages. Computers & Geosciences, 37(10), pp. 1653–1663. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2011.02.005Bakhtiyarov S.I., Shakhverdiyev A.K., Panakhov G.M., Abbasov E.M. (2006a). Oil Recovery by In-Situ Gas Generation: Volume and PressureCherepovitsyn A.E., Sidorova K.I., Smirnova N.V. (2013). CCS technologies and feasibility of their application CO2 in Russia. Neftegazovoe delo = Petroleum Engineering, 5, pp. 459–473. (In Russ.)Measurements. Proceedings of the ASME 2006 2nd Joint U.S.-European Fluids Engineering Summer Meeting Collocated With the 14th International Conference on Nuclear Engineering. Vol. 1: Symposia, Parts A and B, pp. 1487–1492. https://doi.org/10.1115/FEDSM2006-98359Garifullina Ch.A., Indrupskiy I.M., Ibragimov I.I., Lutfullin A.A., Zakiev B.F., Akhmetzyanov F.M., Klimov D.S. (2024). Experimental study of geochemical interaction of carbon dioxide with formation water and rock of water-saturated and oil-saturated horizons. Georesursy = Georesources 26(4). (In Russ.). https://doi.org/10.18599/grs.2024.4.1Bakhtiyarov S.I., Shakhverdiev A.K., Panakhov G.M., Abbasov E.M., Siginer D. (2006b). In-Situ Carbon Dioxide Generation for Oil Recovery: Experimental Study of Pressure and Temperature Variations during Stoichiometric Reaction. Proceedings of the ASME 2006 International Mechanical Engineering Congress and Exposition. Fluids Engineering. pp. 895–898. https://doi.org/10.1115/IMECE2006-15708Kohler E., Parra T., Vidal O. (2009). Clayey cap-rock behavior in H2O– CO2 media at low pressure and temperature conditions: An experimental approach. Clays and Clay Minerals, 57, pp. 616–637. https://doi.org/10.1346/CCMN.2009.0570509Charlton S.R., Parkhurst D.L. (2011). Modules based on the geochemical model PHREEQC for use in scripting and programming languages. Computers & Geosciences, 37(10), pp. 1653–1663. https://doi.org/10.1016/j.cageo.2011.02.005Metz B., Davidson O., de Coninck H.C., Loos M., Meyer L.A. (2005) IPCC special report on carbon dioxide capture and storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change: Cambridge University Press, UK and New York, NY, USA, p. 431.Kohler E., Parra T., Vidal O. (2009). Clayey cap-rock behavior in H2O– CO2 media at low pressure and temperature conditions: An experimental approach. Clays and Clay Minerals, 57, pp. 616–637. https://doi.org/10.1346/CCMN.2009.0570509Parkhurst D.L., Appelo C.A.J. (2013). Description of input and examples for PHREEQC version 3: A computer program for speciation, batch-reaction, one-dimensional transport, and inverse geochemical calculations. U.S. Geological Survey, xx, 497 p. https://doi.org/10.3133/tm6A43Metz B., Davidson O., de Coninck H.C., Loos M., Meyer L.A. (2005) IPCC special report on carbon dioxide capture and storage. Prepared by Working Group III of the Intergovernmental Panel on Climate Change: Cambridge University Press, UK and New York, NY, USA, p. 431.Pruess K., Garcia J., Kovscek T., Oldenburg C., Rutqvist J., Steefel C., Xu T. (2002). Intercomparison of numerical simulation codes for geologic disposal of CO2. Lawrence Berkeley National Laboratory, 105 p. https://escholarship.org/uc/item/9jt1t30fParkhurst D.L., Appelo C.A.J. (2013). Description of input and examples for PHREEQC version 3: A computer program for speciation, batch-reaction, one-dimensional transport, and inverse geochemical calculations. U.S. Geological Survey, xx, 497 p. https://doi.org/10.3133/tm6A43Shakhverdiev A.Kh., Panahov G.M., Abbasov E.M., Jiang R., Bakhtiyarov S. (2014). High efficiency EOR and IOR technology on in-situ CO2 generation. Neftyanoe hozyaistvo = Oil Industry, 5, pp. 90–95. (In Russ.) Shao Q., Matthai S., Driesner T., Gross L. (2021). Predicting plume spreading during CO2 geo-sequestration: benchmarking a new hybrid finite element-finite volume compositional simulator with asynchronous time marching. Computational Geosciences, 25, pp. 299–323. https://doi.org/10.1007/s10596-020-10006-1Pruess K., Garcia J., Kovscek T., Oldenburg C., Rutqvist J., Steefel C., Xu T. (2002). Intercomparison of numerical simulation codes for geologic disposal of CO2. Lawrence Berkeley National Laboratory, 105 p. https:// escholarship.org/uc/item/9jt1t30fThe Global Status of CCS: 2019. (2019). Global CCS Institute, 46 pp. URL: https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2019/12/GCC_GLOBAL_STATUS_REPORT_2019.pdf рShao Q., Matthai S., Driesner T., Gross L. (2021). Predicting plume spreading during CO2 geo-sequestration: benchmarking a new hybrid finite element-finite volume compositional simulator with asynchronous time marching. Computational Geosciences, 25, pp. 299–323. https://doi.org/10.1007/s10596-020-10006-1Shao Q., Matthai S., Driesner T., Gross L. (2021). Predicting plume spreading during CO2 geo-sequestration: benchmarking a new hybrid finite element-finite volume compositional simulator with asynchronous time marching. Computational Geosciences, 25, pp. 299–323. https://doi.org/10.1007/s10596-020-10006-1The Global Status of CCS: 2019. (2019). Global CCS Institute, 46 pp. URL: https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2019/12/GCC_GLOBAL_STATUS_REPORT_2019.pdfThe Global Status of CCS: 2019. (2019). Global CCS Institute, 46 pp. URL: https://www.globalccsinstitute.com/wp-content/uploads/2019/12/GCC_GLOBAL_STATUS_REPORT_2019.pdf

The authors declare that there are no conflicts of interest present.