Ученые из Федерального университета Рио-де-Жанейро в Бразилии и Делфтского технического университета в Нидерландах разработали компьютерную модель, которая позволяет предсказывать, как изменение состава закачиваемой воды влияет на эффективность добычи нефти из карбонатных коллекторов. Это открывает возможность увеличить добычу на десятки процентов без применения дорогостоящих химических добавок.
Карбонатные породы составляют более половины мировых запасов нефти, и добывать её из них особенно сложно. Нефть прочно удерживается в порах, поскольку поверхность минералов чаще всего является нефтесмачиваемой. Один из методов борьбы с этим — закачка воды с пониженной минерализацией, так называемое низкосоленое заводнение. Оно изменяет свойства поверхности породы, делая её более водосмачиваемой, и благодаря этому освобождает часть нефти. Однако результаты этого метода сильно зависят от точного ионного состава воды, а не просто от общего уровня солености. До сих пор не существовало инструмента, который мог бы надежно предсказать, какие именно ионы и в каких концентрациях нужно использовать для конкретного месторождения.
Чтобы решить эту задачу, исследователи создали интегрированную модель, объединившую геохимическую программу PHREEQC и симулятор многокомпонентных потоков COMSOL. Она учитывает сложные химические реакции между минералами, водой и нефтью. Центральным показателем стал так называемый «Общий продукт связей» (Total Bond Product, TBP), который показывает силу сцепления нефти с поверхностью породы через ионные мостики. Чем выше TBP, тем труднее вытеснить нефть водой.
Результаты моделирования и экспериментов показали, что ключевую роль играют ионы магния и сульфата. В определённых концентрациях они нарушают кальциевые мостики, ослабляют сцепление нефти с породой и переводят систему в более водосмачиваемое состояние. Это резко облегчает вытеснение нефти. Важным фактором оказался и состав самой нефти: «кислые» сорта, содержащие много карбоксильных групп, сильнее связываются с кальцием и поэтому более чувствительны к изменению химии воды. В таких системах TBP снижается почти в 2,5 раза по сравнению со «сладкими» сортами нефти. Существенную роль играет и уровень pH: при значениях выше 7,5 активность карбоксильных групп возрастает, что дополнительно усиливает эффект.
Вычисления и лабораторные эксперименты показали, что правильно подобранный ионный состав воды способен увеличить коэффициент извлечения нефти на 14,7%. В промысловых испытаниях прирост составил 8–15% от начальных запасов, что сопоставимо с внедрением новой технологии добычи.
Таким образом, вместо простого снижения солёности теперь можно использовать точную настройку соотношения магния, кальция и сульфата с учётом состава нефти и геохимии пласта. Это даёт нефтяной отрасли мощный прогностический инструмент, позволяя повысить нефтеотдачу на десятки процентов, существенно снизить расходы на водоподготовку и минимизировать риски повреждения коллектора.
