Введение
В настоящее время нефтяная промышленность часто сталкивается с проблемой правильного выбора реагента, который вводится в пласт для увеличения добычи нефти. Одним из общепринятых подходов, который многие годы был основным стандартом, являются лабораторные испытания на керновых образцах. Основное предположение этих тестов заключается в том, что все керны незначительно отличаются друг от друга. Тем не менее, образцы часто бывают гетерогенными и, что еще хуже, не подлежат повторному использованию. Это означает, что для каждого испытания необходим новый керн, что может привести к очень низкой точности при выборе агента для увеличения нефтеотдачи (EOR).

Микрофлюидные чипы представляют собой уникальную альтернативу исследованиям кернов. В случае микрочипов, один дизайн может быть воспроизведен множество раз, что гарантирует испытание различных жидкостей и газов в одинаковых условиях, и точную оценку определенной технологии для выбранного пласта. В настоящий момент не существует стандартной процедуры для создания микрофлюидных аналогов реальных залежей. Поэтому идея данного исследования заключается в разработке такой методологии для ускорения.

Для повышения коэффициента извлечения нефти применяются методы увеличения нефтеотдачи (далее – МУН): химические, газовые, тепловые и комбинированные. Стандартные методы лабораторных исследований для подбора и оптимизации технологий МУН и интенсификации притока требуют больших затрат времени и ресурсов, а также кернового материала, который часто бывает в дефиците. Для оптимизации подбора реагентов и технологий разработки месторождений предложено применение микрофлюидной технологии, т.е. проведение экспериментов в пластовых условиях с использованием микрофлюидных чипов с пористой структурой, воспроизводящих свойства керна целевого месторождения. Основными преимуществами проведения тестов в микромоделях являются низкая продолжительность и возможность визуализации процессов фильтрации, которая позволяет оценить поведение флюидов в пластовых условиях.
В данной работе рассмотрено современное применение микрофлюидики для выбора агентов МУН и методов интенсификации притока и статус этой технологии в нефтегазовой отрасли. Описано использование микрофлюидных чипов для скрининга поверхностно-активных веществ и полимеров, а также изучения механизма действия низкоминерализованной воды. Рассмотрено проведение микрофлюидных тестов для оптимизации газовых и термических МУН, что стало возможным благодаря развитию и совершенствованию технологии.

Добыча нефти - это сложный процесс, который может быть сделан более эффективным путем применения методов повышения нефтеотдачи (EOR) с использованием газа. Таким образом, крайне важно знать минимальное давление смешивания (MMP) и минимальное обогащение смешиванием (MME) газа в нефти. Традиционные эксперименты в узких трубках для измерения MMP требуют сотен миллилитров реальной или рекомбинированной нефти и длятся более 30 дней. Прогресс в микрофлюидной технологии позволяет уменьшить количество необходимой жидкости и время, необходимое для определения MMP (или MME), тем самым ускоряя процесс. В данном исследовании мы разработали микрофлюидную модель с стохастически распределенной сетью пор, пористостью 74.6% и объемом 83.26 нанолитров. Хотя объем был на шесть порядков меньше, чем у узкой трубки, он сохранял те же пропорции, гарантируя корректное сравнение тестов. Этот микрофлюидный чип позволил исследовать MMP n-декана с углекислым газом при двух различных температурных условиях. Экспериментальные результаты совпали с результатами, полученными как из традиционных, так и из микрофлюидных экспериментов. Кроме того, численное моделирование части микрофлюидной модели в экспериментальных условиях показало результаты в приемлемых пределах экспериментальных данных. Результаты представленной методологии указывают на потенциал замены традиционных технологий измерения MMP микрофлюидной технологией. Ее обещание заключается в ускорении лабораторных тестов и повышении надежности экспериментальных результатов и, впоследствии, качества полевых операций по повышению нефтеотдачи с использованием газа.

Полимерное заводнение является одной из наиболее изученных и широко распространенных технологий повышения нефтеотдачи (EOR), которая внедряется в плотные и низкопроницаемые пласты для мобилизации запертой нефти. Обычно выбор составов для химического заводнения связан с рядом проблем и ограничений, таких как времязатратные тесты на затопление керна, высокая стоимость испытаний с современными методами контроля насыщенности и ограниченное количество образцов керна. Для преодоления этих проблем была применена микрофлюидная технология для оптимизации скрининга составов ПАВ для заводнения. Рабочий процесс этого проекта состоял из пяти основных этапов: (1) изготовление микрофлюидных чипов, (2) скрининг ПАВ в объеме, (3) полимерное заводнение в микрофлюидных чипах, (4) анализ изображений и интерпретация данных.
Для экспериментов использовались кремний-стеклянные микрофлюидные чипы, которые являются 2D-представителями пористой среды резервуара. Геометрия пористой структуры была разработана на основе КТ-изображений образцов керна из конкретного месторождения с низкой проницаемостью. Для выбранных ПАВ было изучено межфазное поведение на границе с n-деканом и коррелировано с способностью к восстановлению углеводородов. Полученные результаты показали, что узоры межфазного напряжения оказывают значительное влияние на эффективность вытеснения. Таким образом, сурфактанты

Большинство сегодняшних месторождений являются зрелыми, и традиционное водопроявление недостаточно для эффективного развития нефтяных пластов. Один из способов значительно повысить эффективность добычи для глубоких, низкопроницаемых месторождений - это методы повышения нефтеотдачи (EOR) с использованием газа. Данная работа представляет метод скрининга и повышения эффективности методов газового EOR на основе микрофлюидных исследований, а также изучение влияния различных факторов на процесс вытеснения нефти. Такая технология может использоваться наравне с традиционными тестами на затопление керна, сокращая время, стоимость и количество необходимой жидкости. Пористая структура была реализована в виде кремний-стеклянного микрочипа, который может выдерживать высокое давление и температуру, близкие к условиям месторождения. Для тестов был выбран n-декан в качестве модельной нефтяной фазы, в то время как азот использовался вместе с углекислым газом для скрининга. На микрочипах было проведено несколько тестов, которые доказали эффективность данного подхода для скрининга газов перед применением в полевых условиях. Наиболее эффективным для углекислого газа оказалось смешиваемое вытеснение, что привело к почти полному вытеснению n-декана. Кроме того, при сравнении тестов с одинаковым давлением системы, но разным перепадом давления, больший перепад приводил к более высокому коэффициенту нефтеизвлечения. Поскольку традиционное введение азота привело к незначительному коэффициенту вытеснения даже после увеличения дифференциального давления, было решено использовать этот агент для эксперимента с пульсирующим введением. Тест привел к удвоению коэффициента эффективности выметания. Таким образом, была разработана экспериментальная процедура и уникальная геометрия микрочипа с радиальной однородной пористой структурой, позволяющая проводить тесты.