georesГеоресурсыGeoresources1608-50431608-5078Georesursy LLC10.18599/grs.2024.4.16geores-431Research ArticleПОИСК, РАЗВЕДКА И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ, ИССЛЕДОВАНИЕ КОЛЛЕКТОРОВPROSPECTING, EXPLORATION AND DEVELOPMENT OF HYDROCARBON DEPOSITS, RESERVOIR PROPERTIES STUDYЭкспериментальное исследование геохимического взаимодействия углекислого газа с пластовой водой и породой водонасыщенных и нефтенасыщенных горизонтовExperimental Study of Geochemical Interaction of Carbon Dioxide With Formation Water and Rock of Water-Saturated and OilSaturated HorizonsГарифуллинаЧ. А.GarifullinaCh. A.

Чулпан Айдаровна Гарифуллина – младший научный сотрудник лаборатории Инновационного нефтегазового недропользования Центра научно-технических исследований, аспирант.

423462, Альметьевск, ул. советская, д. 216

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

216 Sovetskaya st., Almetyevsk, 423462

ch.garifullina@agni-rt.ruИндрупскийИ. М.IndrupskiyI. M.

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

119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

Ilya M. Indrupskiy – Dr. Sci. (Technical Sciences), Professor, Chief Researcher, Deputy Director for Research.

3 Gubkina st., Moscow, 119333

i-ind@ipng.ruИбрагимовИ. И.IbragimovI. I.

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

423462, Альметьевск, ул. советская, д. 216

Ildar I. Ibragimov – Cand. Sci. (Technical Sciences), Associate Professor, Department of Geology, Head of the Innovative Oil and Gas Subsoil Use Laboratory, Center for Scientific and Technical Research.

216 Sovetskaya st., Almetyevsk, 423462

ibragimovii@agni-rt.ruЛутфуллинА. А.LutfullinA. A.

Азат Абузарович Лутфуллин – заместитель начальника департамента разработки месторождений.

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

Azat A. Lutfullin – Deputy Head of the Field Development Department.

28/1 Industrialnaya st., Almetyevsk, 423450

lutfullinaa@tatneft.ruЗакиевБ. 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 Department, Fiel Development Department.

28/1 Industrialnaya st., Almetyevsk, 423450

zakievbf@tatneft.ruАхметзяновФ. 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 Department of the Super-viscous Oil Production Division.

28/1 Industrialnaya st., Almetyevsk, 423450

ahmetzanovfm@tatneft.ruКлимовД. С.KlimovD. S.

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

119333, Москва, ул. Губкина, д. 3

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

3 Gubkina st., Moscow, 119333

klimov_ds@ipng.ruАльметьевский государственный технологический университет «Высшая школа нефти»РоссияAlmetyevsk State Technological University “Petroleum High School”Russian FederationИнститут проблем нефти и газа РАНРоссияOil and Gas Research Institute of the Russian Academy of SciencesRussian FederationСП «Татнефть-Добыча» ПАО «Татнефть»РоссияTatneft PJSCRussian Federation202430122024264237247Copyright © Гарифуллина Ч.А., Индрупский И.М., Ибрагимов И.И., Лутфуллин А.А., Закиев Б.Ф., Ахметзянов Ф.М., Климов Д.С., 20242024Гарифуллина Ч.А., Индрупский И.М., Ибрагимов И.И., Лутфуллин А.А., Закиев Б.Ф., Ахметзянов Ф.М., Климов Д.С.Garifullina C.A., Indrupskiy I.M., Ibragimov I.I., Lutfullin A.A., Zakiev B.F., Akhmetzyanov F.M., Klimov D.S.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/431

В работе представлены результаты экспериментального исследования геохимических процессов, протекающих в системе «пластовая вода – CO2– порода» при пластовых термобарических условиях для водонасыщенных и нефтенасыщенных интервалов ряда характерных терригенных и карбонатных горизонтов Урало-Поволжья. Проанализированы составы пластовой воды и растворенного газа на каждом этапе проведенных экспериментов, а также минеральный состав образцов керна до и после взаимодействия. Дан обобщающий анализ возможных физико-химических процессов в рассматриваемой системе при закачке углекислого газа в водонасыщенные и нефтенасыщенные горизонты. результаты проведенных экспериментов позволяют выделить значимые эффекты растворения и переосаждения карбонатов и галита при выдержке карбонизированной пластовой воды с керновым материалом различной литологии и характера насыщения. В ряде экспериментов зафиксированы существенные изменения по содержанию железа и сульфат-анионов, указывающие на взаимодействие раствора с пиритом и гипсом. Отмечено отсутствие значимых качественных и количественных отличий в результатах экспериментов с керновым материалом из водонасыщенных и нефтенасыщенных интервалов одинаковой литологии.

The paper presents results of the experimental study of geochemical processes in the “formation water – CO – rock” system at reservoir conditions for waterand oil-saturated intervals of several typical terrigenous and carbonate formations of Urals-Volga region. Compositions of formation water and dissolved gas are analyzed at each stage of the experiments, as well as mineral composition of core samples before and after the interaction. Based on the experimental results, a summarizing analysis is presented of possible physical and chemical processes occurring in the “formation water – CO2– rock” system during carbon dioxide injection into waterand oil-bearing formations. The results of the experiments allow us to highlight the significant effects of dissolution and resuspension of carbonates and halite during exposure of carbonized formation water with core material of different lithology and saturation character. In a number of experiments, significant changes in the iron and sulfate anions content were recorded, indicating the interaction of the solution with pyrite and gypsum. There were no significant qualitative and quantitative differences in the results of experiments with core material from water-saturated and oilsaturated intervals of the same lithology.

углекислый газдиоксид углеродагеохимические процессыгеологическое захоронениеповышение нефтеотдачикарбонизированная водаcarbon dioxidegeochemical processescarbon sequestrationenhanced oil recoverycarbonated waterИсследования выполнены в рамках финансирования АГТУ ВШН по договору с ПАО «Татнефть» и выполнения Государственного задания ИПНГРАН (тема 122022800272-4)The study was carried out within the framework of Petroleum High School research commissioned by PJSC Tatneft and fulfillment of the State Assignment of ORGI RAS (topic 122022800272-4)ReferencesГиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. (2005). Физика нефтяного и газового пласта. М.: Недра, 311 с.Adila A.S., Raza A., Zhang Y., Mahmoud M., Arif M. (2023). Geochemical Interactions Among Rock/CO2/Brine Systems: Implications for CO2 Geostorage. Gas & Oil Technology Showcase and Conference, SPE-214029-MS. https://doi.org/10.2118/214029-MSКлимов Д.С., Индрупский И.М., Гарифуллина Ч.А., Ибрагимов И.И., Лутфуллин А.А., Закиев Б.Ф., Ахметзянов Ф.М. (2024). Моделирование гидрогеохимических процессов взаимодействия диоксида углерода с пластовой водой и минералами породы при повышении нефтеотдачи и подземном захоронении. Георесурсы, 26(2), c. 114–123. https://doi.org/10.18599/grs.2024.2.10Bateman K., Rochelle C.A., Purser G., Kemp S.J., Wagner D. (2013). Geochemical Interactions Between CO2 and Minerals within the Utsira Caprock: A 5-year Experimental Study. Energy Procedia, 37, pp. 5307–5314.Клубков С., Емельянов К., Зотов Н. (2021). CCUS: монетизация выбросов СО2. VYGON Consulting. https://nangs.org/analytics/vygon-consulting-ccus-monetizatsiya-vybrosov-so-avgust-2021-g-pdfCui G., Yang L., Fang J., Qiu Z., Wang Y., Ren S. (2021). Geochemical reactions and their influence on petrophysical properties of ultra-low permeability oil reservoirs during water and CO2 flooding. Journal of Petroleum Science and Engineering, 203, 108672. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108672Попов С.Н. (2021). Проявление механико-химических эффектов при экспериментальных исследованиях изменения упругих и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов под воздействием фильтрации воды, насыщенной углекислым газом. Актуальные проблемы нефти и газа, (2), с. 3–14. https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2021-33.art1Fatah A., Mahmud H.B., Bennour Z., Gholami R., Hossain M. (2022). Geochemical modelling of CO interactions with shale: Kinetics of mineral dissolution and precipitation on geological time scales. Chemical Geology, 592, 120742. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2022.120742Таубе П.Р., Баранова А.Г. (1983). Химия и микробиология воды. М.: Высш. шк., 280 с.Gimatudinov Sh.K., Shirkovsky A.I. (2005). Physics of oil and gas reservoir. Moscow: Alliance, 311 p. (In Russ.)Adila A.S., Raza A., Zhang Y., Mahmoud M., Arif M. (2023). Geochemical Interactions Among Rock/CO /Brine Systems: Implication for COSPE-214029-MS. https://doi.org/10.2118/214029-MSJia B., Tsau J.-S., Barati R. (2019). A review of the current progress of CO injection EOR and carbon storage in shale oil reservoirs. Fuel, 236, pp. 404–427. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.08.103Bateman K., Rochelle C.A., Purser G., Kemp S.J., Wagner D. (2013). Geochemical Interactions Between CO2 and Minerals within the Utsira Caprock: A 5-year Experimental Study. Energy Procedia, 37, pp. 5307–5314.Klimov D.S., Indrupskiy I.M., Garifullina Ch.A., Ibragimov I.I., Lutfullin A.A., Zakiev B.F., Akhmetzyanov F.M. (2024). Modeling of Hydrogeochemical Processes of Carbon Dioxide Interaction with Formation Water and Rock Minerals During Enhanced Oil Recovery and Underground storage. Georesursy = Georesources, 26(2), pp. 114–123. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2024.2.10Cui G., Yang L., Fang J., Qiu Z., Wang Y., Ren S. (2021). Geochemical reactions and their influence on petrophysical properties of ultra-low permeability oil reservoirs during water and CO flooding. Journal of Petroleum Science and Engineering, 203, 108672. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2021.108672Klubkov S., Emelyanov K., Zotov N. (2021). CCUS: monetization of CO2 emissions. VYGON Consulting. (In Russ.) https://nangs.org/analytics/vygon-consulting-ccus-monetizatsiya-vybrosov-so-avgust-2021-g-pdfFatah A., Mahmud H.B., Bennour Z., Gholami R., Hossain M. (2022). Geochemical modelling of CO interactions with shale: Kinetics of mineral dissolution and precipitation on geological time scales. Chemical Geology, 592, 120742. https://doi.org/10.1016/j.chemgeo.2022.120742Li D., Saraji S., Jiao Z., Zhang Y. (2021). CO injection strategies for enhanced oil recovery and geological sequestration in a tight reservoir: An experimental study. Fuel, 284, 119013. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.119013Jia B., Tsau J.-S., Barati R. (2019). A review of the current progress of CO injection EOR and carbon storage in shale oil reservoirs. Fuel, 236, pp. 404–427. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2018.08.103Pan Y., Hui D., Luo P., Zhang Y., Sun L., Wang K. (2018) Experimental Investigation of the Geochemical Interactions between Supercritica CO2 and Shale: Implications for CO2 Storage in Gas-Bearing Shale Formations. Energy & Fuels, 32(2), pp. 1963–1978. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03074Li D., Saraji S., Jiao Z., Zhang Y. (2021). CO injection strategies for enhanced oil recovery and geological sequestration in a tight reservoir: An experimental study. Fuel, 284, 119013. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2020.119013Popov S.N. (2021). Manifestation of mechanical-chemical effects in experimental studies of changes in elastic and filtration properties of reservoir rocks under the influence of carbon dioxide-saturated water filtration. Actual problems of oil and gas, 2(33), pp. 3–14 (In Russ.) https://doi.org/10.29222/ipng.2078-5712.2021-33.art1Pan Y., Hui D., Luo P., Zhang Y., Sun L., Wang K. (2018). Experimental Investigation of the Geochemical Interactions between Supercritical CO and Shale: Implications for CO Storage in Gas-Bearing Shale Formations. Energy & Fuels, 32(2), pp. 1963–1978. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b03074Shi Y., Lu Y., Rong Y., Bai Z., Bai H., Li M., Zhang Q. (2023). Geochemical reaction of compressed CO energy storage using saline aquifer. Alexandria Engineering Journal, 64, pp. 679–689. https://doi.org/10.1016/j.aej.2022.11.031Shi Y., Lu Y., Rong Y., Bai Z., Bai H., Li M., Zhang Q. (2023). Geochemical reaction of compressed CO energy storage using saline aquifer. Alexandria Engineering Journal, 64, pp. 679–689. https://doi.org/10.1016/j.aej.2022.11.031Taube P.R., Baranova A.G. (1983). Chemistry and microbiology of water. Moscow: Vyshaya shkola, 280 p. (In Russ.)Venkatraman A., Lake L.W., Johns R.T. (2015). Modelling the impact of geochemical reactions on hydrocarbon phase behavior during CO gas injection for enhanced oil recovery. Fluid Phase Equilibria, 402, pp. 56–68. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2015.05.028Venkatraman A., Lake L.W., Johns R.T. (2015). Modelling the impact of geochemical reactions on hydrocarbon phase behavior during CO gas injection for enhanced oil recovery. Fluid Phase Equilibria, 402, pp. 56–68. https://doi.org/10.1016/j.fluid.2015.05.028

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