Экспериментальное исследование самопроизвольной имбибции и вытеснения нефти в образцах трещинно-матричных кернов плотных песчаников

Как извлечь больше нефти из тугих пород

Большая часть оставшейся в мире нефти заперта в породах с такой низкой проницаемостью, что жидкость почти не течёт, даже после бурения и разрыва пласта. В этом исследовании изучают, как специально разработанная жидкость может вытянуть больше нефти из этих упорных плотных песчаников: она проникает в крошечные поры, освобождает захваченную нефть и направляет её к скважине. Работа показывает не только эффективность этой жидкости, но и то, что происходит с нефтью внутри породы на каждом этапе процесса.

Почему добыча из плотных песчаников сложна

Плотные песчаниковые пласты отличаются от классических нефтяных месторождений тем, что их поры очень малы и слабо соединены, а нефть часто находится в сложной системе трещин и матрицы породы. Обычная методика заливки водой здесь плохо работает: вода стремительно проходит по трещинам, обходя большую часть нефти, захваченной в окружающей породе. Чтобы повысить извлечение, операторы применяют гидравлический разрыв для создания крупных сетей трещин и закачивают специально разработанные жидкости. Идея в том, чтобы эти жидкости не только раскрывли породу, но и впитывались в неё во время периода простоя, вытесняя нефть из самых мелких пор, чтобы она позже могла быть выработана при снижении пластового давления.

Специально подобранная вспомогательная жидкость

Исследователи сосредоточились на массо-замещающем агенте на основе сурфактанта под названием C‑22, применённом вместе с полевой сырой нефтью и кернами породы из плотного нефтяного пласта на западе Китая. Сурфактанты — это мылообразные молекулы, которые концентрируются на границе между нефтью и водой, снижая «липкость», удерживающую нефть на поверхности породы. Команда сначала измерила, насколько разные смеси сурфактантов способны снижать межфазное натяжение нефть–вода и насколько стабильны они при условиях, похожих на пластовые, с высокими температурами. C‑22 показал отличные характеристики: при умеренной концентрации достигалось чрезвычайно низкое межфазное натяжение, а раствор оставался прозрачным и без изменений после недели при 68 °C, что указывает на его работоспособность в недрах в течение временных интервалов, релевантных полевым операциям.

Наблюдение за перемещением нефти внутри породы

Чтобы увидеть, как нефть действительно движется в трещиноватой породе, авторы использовали специализированные керны из песчаника, содержащие как трещины, так и окружающую матрицу, затем насыщали их полевой сырой нефтью. Проведены тесты впитывания (самопроизвольной имбибции), в которых раствор C‑22 окружал керн и медленно проникал в него под действием капиллярных сил, и испытания истощения, при которых давление постепенно снижали для имитации добычи. Система ядерного магнитного резонанса (ЯМР) отслеживала сигналы от ядер водорода, показывая, сколько нефти оставалось в порах разного размера с течением времени. Данные показали, что во время впитывания нефть в крупных порах и трещинах мобилизуется быстро, затем следует нефть из средних по размеру пор, а в самых мелких порах нефть движется последней. При снижении давления средние и крупные поры снова вносят основной вклад в ранний поток, но мелкие поры становятся более значимыми позже, подчёркивая двойную роль трещин и матрицы в долгосрочной добыче.

Поиск лучшей рецептуры и тайминга

Систематически варьируя тип сурфактанта, его концентрацию и длительность впитывания, команда определила условия работы, которые дают наибольший прирост восстановления нефти. Они обнаружили, что простое стремление максимально снизить межфазное натяжение не всегда обеспечивает большой выигрыш после достижения определённого порога: жидкости с похожими уровнями натяжения дают схожие результаты. Для C‑22 концентрация около 0,2–0,3 масс.% оказалась оптимальной, значительно улучшая восстановление по сравнению с более низкими дозами, тогда как более высокие концентрации давали небольшой дополнительный эффект. Аналогично, увеличение времени впитывания до примерно 12 часов давало заметный скачок в восстановлении, но дальнейшее увеличение времени простоя приносило лишь незначительные улучшения, что указывает на практический верхний предел для полевых операций.

Что это значит для будущей добычи нефти

Исследование делает вывод, что тщательно подобранная сурфактантная жидкость, такая как C‑22, может существенно повысить восстановление нефти из плотных песчаников, изменяя поведение нефти в самых мелких порах и координируя притоки из трещин и матрицы. При оптимизированных условиях — межфазное натяжение порядка 10⁻² миллиньютонов на метр, концентрация C‑22 примерно 0,3% и время впитывания 12 часов — исследователи достигли значительно более высокого восстановления, чем при использовании только воды, при финальных испытаниях вытеснения добавочный эффект составил почти 19% нефти. Для неспециалистов ключевое сообщение в том, что умная химия и правильно подобранный режим работ позволяют ранее упрямым породам отдавать больше захваченной нефти, используя те же трещины, созданные для добычи, но эксплуатируя их эффективнее.

Цитирование: Chen, W., He, R., Li, L. et al. Spontaneous imbibition and oil displacement experimental investigation in fracture–matrix cores of tight sandstone reservoirs. Sci Rep 16, 14070 (2026). https://doi.org/10.1038/s41598-026-44044-z

Ключевые слова: нефть в плотных песчаниках, гидравлический разрыв пласта, затравливание сурфактантом, самопроизвольная имбибция, керны ядерно-магнитного резонанса