Потенциал повышения эффективности заводнения на залежах нефти в карбонатных отложениях на месторождениях Республики Татарстан на основе ионно модифицированной воды

В статье представлен обзор по технологии ионно-модифицированного заводнения (low salinity, controlled salinity, Smart water), на сегодняшний день рассматриваемой в качестве одной из перспективных в области разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах ввиду ее экономической эффективности и экологической безопасности. Рассмотрены основные механизмы и процессы, лежащие в основе технологии, а также представлены результаты лабораторных исследований, проведенных на керне зарубежных месторождений. Приведены результаты лабораторных исследований, включающие измерение краевого угла смачиваемости и фильтрационные эксперименты на образцах керна залежи нефти в карбонатных коллекторах восточного борта Мелекесской впадины Республики Татарстан. Рассматриваемые в настоящей статье верейские отложения представляют собой неклассический пример объекта испытания для закачки ионно-модифицированной воды, поскольку отличаются низкой пластовой температурой (23 °С), при которой эффективность технологии должна быть заведомо невысокой, в то время как основные исследования за рубежом были проведены для объектов со значительно большими пластовыми температурами. Однако, как показал ряд проведенных исследований, нахождение породы продолжительное время в контакте с ионно-модифицированной водой способствует значительной гидрофилизации ее поверхности, что подтверждается замерами краевого угла смачиваемости. При замере на образцах величина угла составляет порядка 138,3°, а после выдерживания его в ионно-модифицированной воде – 53,45°. Проведение фильтрационного эксперимента показало небольшой прирост коэффициента вытеснения нефти, который составил 9,2%.
Полученные результаты показывают наличие потенциала к повышению нефтеотдачи при закачке Smart water в верейские отложения, хоть и требуют дальнейших исследований для подтверждения механизма воздействия.

1. Гришин П.А., Ковалев К.М., Фомкин А.В. (2015). Перспективы применения ионно-модифицированной воды для заводнения карбонатных коллекторов. Нефтяное хозяйство, (10), с. 98–101.

2. Иванова А.А., Митюрев Н.А., Шилобреева С.Н., Черемисин А.Н. (2019). Обзор экспериментальных методов исследования смачивающих свойств пород нефтяных коллекторов. Физика Земли, (3), с. 135–149. https://doi.org/10.31857/S0002-333720193135-149

3. Кузнецов А.М., Кузнецов В.В., Богданович Н.Н. (2011). О сохранении естественной смачиваемости отбираемого из скважин керна. Нефтяное хозяйство, (1), с. 21–23.

4. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. (2016). Геологические факторы смачиваемости пород-коллекторов нефти и газа. Neftegaz.ru, (3). https://magazine.neftegaz.ru/articles/prikladnaya-nauka/626760-geologicheskie-faktory-smachivaemosti-porod-kollektorov-nefti-i-gaza/

5. Моторова К.А. (2017). Микроструктурная смачиваемость коллекторов нефти и газа. Дис. канд. геол.-минерал. н. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 167 с.

6. Резаи Кучи М., Губайдуллин Ф.А. (2018). Применение ионно-модифицированной воды для увеличения нефтеотдачи из низкопроницаемых карбонатных коллекторов. Нефтяная провинция, (2), с. 100–109. https://doi.org/10.25689/NP.2018.2.100-109

7. Abbasi S., Khamehchi E. (2021). Investigation of permeability decline due to coupled precipitation/dissolution mechanism in carbonate rocks during low salinity co-water injection. Energy Reports, 7(2021), pp. 125–135. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2020.11.169

8. Abdallah W., Buckley J.S., Carnegie A., Edwards J., Herold B., Fordham E. (2007). Fundamentals of wettability. Oilfield Review, 19(2), pp. 44–61.

9. Afekare D., Radonjic M. (2017). From Mineral Surfaces and Coreflood Experiments to Reservoir Implementations: Comprehensive Review of Low Salinity Water Flooding (LSWF). Energy Fuels, 31(12), pp. 13043–13062. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b02730

10. Aghajanzade M.R., Ahmadi P., Sharifi M., Riazi M. (2019). Wettability Alteration of Oil-Wet Carbonate Reservoir using Silica-Based Nanofluid: An Experimental Approach. Journal of Petroleum Science and Engineering, (178), pp. 700–710. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2019.03.059

11. Al-Attar H.H., Mahmoud M.Y., Zekri A.Y., Almehaideb R., Ghannam M. (2013). Low-salinity flooding in a selected carbonate reservoir: experimental approach. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 3, pp. 139–149. https://doi.org/10.1007/s13202-013-0052-3

12. Austad T. (2013). Chapter 13 – Water-Based EOR in Carbonates and Sandstones: New Chemical Understanding of the EOR Potential Using “Smart water”. Sheng J.J. (Ed.). Enhanced Oil Recovery Field Case Studies, Gulf Prof. Publ., pp. 301–335. https://doi.org/10.1016/B978-0-12-386545-8.00013-0

13. Darvish Sarvestani A., Ayatollahi S., Bahari Moghaddam M. (2019). Smart water flooding performance in carbonate reservoirs: an experimental approach for tertiary oil recovery. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 9, pp. 2643–2657. https://doi.org/10.1007/s13202-019-0650-9

14. Piñerez Torrijos I.D., Mamonov A., Strand S., Puntervold T. (2020). The role of polar organic components in dynamic crude oil adsorption on sandstones and carbonates. CT&F – Ciencia, Tecnología & Futuro, 10(2), pp. 5–16. https://doi.org/10.29047/01225383.251

15. Jackson M., Al-Mahrouqi D., Vinogradov J. (2016). Zeta potential in oil-water-carbonate systems and its impact on oil recovery during controlled salinity water-flooding. Scientific Reports, (6), 37363. https://doi.org/10.1038/srep37363

16. Katende A., Sagala F. (2019). A Critical review of Low Salinity Water Flooding: Mechanism, Laboratory and Field Application. Journal of Molecular Liquids, 278, pp. 627–649. https://doi.org/10.1016/j.molliq.2019.01.037

17. Koochi M., Varfolomeev M., Shakirov A. (2020). Ion Modified Water Flooding in Low-Permeable Carbonates of Bashkirsky Formation in Russia-Tatarstan. European Association of Geoscientists & Engineers, Saint Petersburg, 2020, pp. 1–5. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202053185

18. Mjos J.E., Strand S., Puntervold T., Gaybaliyev H. (2018). Effect of Initial Wetting on Smart water Potential in Carbonates. SPE EOR Conference at Oil and Gas West Asia, Muscat, Oman, March 2018. SPE-190414-MS. https://doi.org/10.2118/190414-MS

19. Rezaeidoust A., Puntervold T., Strand S., Austad T. (2009). Smart water as Wettability Modifier in Carbonate and Sandstone: A Discussion of Similarities/Differences in the Chemical Mechanisms. Energy & Fuels, 23(9), pp. 4479–4485. https://doi.org/10.1021/ef900185q

20. Sagbana P.L., Sarkodie K., Nkrumah W.A. (2022). A critical review of Carbonate reservoir wettability modification during low salinity waterflooding. Petroleum, 9(3), pp. 317–330. https://doi.org/10.1016/j.petlm.2022.01.006

21. Strand S., Puntervold T., Austad T. (2016). Water based EOR from Clastic Oil Reservoirs by Wettability Alteration: A Review of Chemical Aspects. Journal of Petroleum Science and Engineering, 146, pp. 1079–1091. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2016.08.012

22. Tafur N., Mamonov A., Khan M.A.I., Soto A., Puntervold T., Strand S. (2023). Evaluation of Surface-Active Ionic Liquids in Smart water for Enhanced Oil Recovery in Carbonate Rocks. Energy & Fuels, 37(16), pp. 11730–11742. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c01488

23. Treiber L.E., Owens W.W. (1972). A Laboratory Evaluation of the Wettability of Fifty Oil-Producing Reservoirs. SPE Journal, 12(6), pp. 531–540. https://doi.org/10.2118/3526-PA

24. Varfolomeev M., Rezaei Koochi M., Yuan Ch., Khayrtdinov R., Mustafin A., Glukhov M., Kadyrov R., Sudakov V., Usmanov S. (2022). Feasibility of Ion-Modified Water for Low Salinity Water Flooding: A Case Study for Ultra-High-Salinity Carbonate Reservoir in Akanskoe Oilfield Tatarstan, Russia. SPE Conference at Oman Petroleum & Energy Show, Muscat, Oman, March 2022. https://doi.org/10.2118/200046-MS

25. Yousef A.A., Al-Saleh, S., Al-Kaabi A., Al-Jawfi M. (2010). Laboratory Investigation of Novel Oil Recovery Method for Carbonate Reservoirs. Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, October 2010. https://doi.org/10.2118/137634-MS

26. Yousef A.A., Liu J., Blanchard G., Al-Saleh S., Al-Zahrani T., AlZahrani R., Al-Tammar H., Al-Mulhim N.(2012). SmartWater Flooding: Industry’s First Field Test in Carbonate Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, October 2012. https://doi.org/10.2118/159526-MS

27. Yu L., Standnes D., Skjæveland S. (2007). Wettability Alteration of Chalk by Sulphate Containing Water, Monitored by Contact Angle Measurement. International Symposium of the Society of Core Analysts, Calgary, Canada, September 2007. https://jgmaas.com/SCA/2007/SCA2007_01.pdf