Физико-химические процессы в системе «СО₂–пластовая вода–горная порода» и их влияние на проницаемость

Введение. Закачка диоксида углерода в нефтегазовые коллекторы является перспективным методом увеличения нефтеотдачи (CO₂-МУН) и одновременно способом геологического хранения парникового газа. Однако взаимодействие CO₂ с пластовой водой и породой инициирует сложные физико-химические процессы, которые могут как улучшать, так и ухудшать фильтрационно-емкостные свойства коллектора, что создает риски для эффективности и безопасности проектов.
Цель. Обобщение и систематизация результатов лабораторных исследований для выявления ключевых закономерностей изменения проницаемости пород-коллекторов под воздействием CO₂, а также определение диапазонов этих изменений в зависимости от литологического типа породы и термобарических условий.
Материалы и методы. Проведен всесторонний анализ и обобщение данных экспериментальных исследований, посвященных системе «CO₂–пластовая вода–порода». Сравнительная оценка выполнена для карбонатных, терригенных (песчаниковых) и сланцевых коллекторов с учетом влияния давления, температуры, минерального состава, скорости закачки и фазового состояния CO₂.
Результаты. Установлено, что направленность изменения проницаемости определяется конкуренцией процессов растворения и вторичного минералообразования. Для карбонатов характерен широкий диапазон изменений (от –90 до +300%) с преобладанием роста проницаемости за счет растворения матрицы. В песчаниках чаще наблюдается снижение проницаемости (до –80%) вследствие миграции частиц и набухания глин, хотя в отдельных случаях возможно ее увеличение за счет растворения цемента. Наибольшая вариативность выявлена для сланцев (от –77 до +382%), что связано с влиянием органического вещества и глинистых минералов.
Заключение. Полученные количественные оценки и выявленные закономерности могут быть использованы для повышения точности геохимического и гидродинамического моделирования при проектировании CO₂-МУН. Предложены практические рекомендации по выбору режимов закачки для основных типов коллекторов с целью минимизации рисков и повышения эффективности вытеснения углеводородов.

1. Zheltov Y.V., Surguchev M.L., Simkin E.M. Physicochemical Microprocesses in Oil and Gas Reservoirs. Moscow: Nedra, 1984. (In Russ.)

2. Zhang L. et al. A review of interaction mechanisms and microscopic simulation methods for CO2-water-rock system. Petroleum Exploration and Development. 2024. Vol. 51, № 1. P. 223–238. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(24)60019-4

3. Surguchev M.L. Secondary and Tertiary Oil Recovery Methods. Moscow: Nedra, 1985. (In Russ.)

4. Raupov I., Rogachev M., Shevaldin E. Review of Formation Mechanisms, Localization Methods, and Enhanced Oil Recovery Technologies for Residual Oil in Terrigenous Reservoirs. Energies (Basel). 2025. Vol. 18, № 21. P. 5649. https://doi.org/10.3390/en18215649

5. Izgec O. et al. CO2 injection into saline carbonate aquifer formations I: laboratory investigation. Transp Porous Media. 2008. Vol. 72, № 1. P. 1–24. https://doi.org/10.1007/s11242-007-9132-5

6. Zheng S., Xu K., Zhang D. Reactive precipitation during overlaying CO2 dissolution into brine: The role of porous structure. Adv Water Resour. Elsevier, 2025. Vol. 196. P. 104880. https://doi.org/10.1016/J.ADVWATRES.2024.104880

7. Dabbaghi E., Ng K. Eff ects of CO2 on the mineralogy, mechanical, and transport properties of rocks. Renewable and Sustainable Energy Reviews. Pergamon, 2024. Vol. 199. P. 114519. https://doi.org/10.1016/J.RSER.2024.114519

8. Oomole O., Osoba J.S. Carbon Dioxide — Dolomite Rock Interaction During CO2 Flooding Process. Annual Technical Meeting. PETSOC, 1983. https://doi.org/10.2118/83-34-17

9. Moghadasi J. et al. Model study on the kinetics of oil field formation damage due to salt precipitation from injection. J Pet Sci Eng. 2004. Vol. 43, № 3–4. P. 201–217. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2004.02.014

10. Sandeep V.R., Chaudhuri A., Kelkar S. Permeability and Flow Field Evolution Due to Dissolution of Calcite in a 3-D Porous Rock Under Geothermal Gradient and Through-Flow. Transp Porous Media. 2016. Vol. 112, № 1. P. 39–52. https://doi.org/10.1007/s11242-016-0631-0

11. Xiao N., Li S., Lin M. Experimental Investigation of CO2-Water-Rock Interactions during CO2 Flooding in Carbonate Reservoir. Open Journal of Yangtze Oil and Gas. 2017. Vol. 02, № 02. P. 108–124. https://doi.org/10.4236/ojogas.2017.22008

12. Okhovat M.R. et al. Experimental studies of CO2-brine-rock interaction eff ects on permeability alteration during CO2EOR. J Pet Explor Prod Technol. Springer, 2020. Vol. 10, № 6. P. 2293–2301. https://doi.org/10.1007/S13202-020-00883-8/FIGURES/10

13. Wang X., Gu Y. Oil Recovery and Permeability Reduction of a Tight Sandstone Reservoir in Immiscible and Miscible CO2 Flooding Processes. Ind Eng Chem Res. 2011. Vol. 50, № 4. P. 2388–2399. https://doi.org/10.1021/ie1016046

14. Iglauer S. et al. Permeability evolution in sandstone due to injection of CO2-saturated brine or supercritical CO2 at reservoir conditions. Energy Procedia. 2014. Vol. 63. P. 3051–3059. https://doi.org/10.1016/j.egypro.2014.11.328

15. Al-Yaseri A. et al. Permeability Evolution in Sandstone Due to CO2 Injection. Energy & Fuels. 2017. Vol. 31, № 11. P. 12390–12398. https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.7b01701

16. Liang B. et al. Experimental study on the eff ect of CO2 injection on the permeability characteristics of reservoir sandstone. PLoS One. 2025. Vol. 20, № 1. P. e0317134. https://doi.org/10.1371/journal.pone.0317134

17. Zhao D.F., Liao X.W., Yin D.D. An experimental study for the eff ect of CO2-brine-rock interaction on reservoir physical properties. Journal of the Energy Institute. 2015. Vol. 88, № 1. P. 27–35. https://doi.org/10.1016/j.joei.2014.05.001

18. Kantyukov R., Zapevalov D., Vagapov R. Analysis of the application and impact of carbon dioxide media on the corrosion state of oil and gas facilities. Journal of Mining Institute. 2021. Vol. 250. P. 578–856. (In Russ.) https://doi.org/10.31897/PMI.2021.4.11

19. Dvoynikov M., Kutuzov P. Identification of Critical and Post-Critical States of a Drill String Under Dynamic Conditions During the Deepening of Directional Wells. Eng. 2025. Vol. 6, № 11. P. 306. (In Russ.) https://doi.org/10.3390/eng6110306

20. Raupov I., Rogachev M., Sytnik J. Overview of Modern Methods and Technologies for the Well Production of High- and Extra-High-Viscous Oil. Energies (Basel). 2025. Vol. 18, № 6. P. 1498. https://doi.org/10.3390/en18061498

21. Klimov D.S. et al. Modeling of Hydrogeochemical Processes of Carbon Dioxide Interaction with Formation Water and Rock Minerals During Enhanced Oil Recovery and Underground storage. Georesources. 2024. Vol. 26, № 2. P. 114–123. (In Russ.) https://doi.org/10.18599/grs.2024.2.10

22. Petrakov D.G. et al. Experimental Evaluation of Eff ective Chemical Composition on Reservoir Quality of Bottomhole Zone of Low Permeability Terrigenous Reservoirs. International Journal of Engineering. 2024. Vol. 37, № 8. P. 1547–1555. https://doi.org/10.5829/IJE.2024.37.08B.08

23. Zhang L. et al. Opportunities and challenges in CO2 geologic utilization and storage. Advances in Geo-Energy Research. 2023. Vol. 8, № 3. P. 141–145. https://doi.org/10.46690/ager.2023.06.01

24. Okere C.J. et al. Experimental study on the degree and damage-control mechanisms of fuzzy-ball-induced damage in single and multi-layer commingled tight reservoirs. Pet Sci. Elsevier, 2023. Vol. 20, № 6. P. 3598–3609. https://doi.org/10.1016/J.PETSCI.2023.05.017

25. Buslaev G., Lavrik A. Comparative Study of Efficiency of Hydrate Inhibitors Based on Ammonium Salts and Polyvinylpyrrolidone. International Journal of Engineering. 2026. Vol. 39, № 4. P. 898–905. https://doi.org/10.5829/ije.2026.39.04a.08

26. Ding K. et al. Experimental Study on Relative Permeability Characteristics for CO2 in Sandstone under High Temperature and Overburden Pressure. Minerals. 2021. Vol. 11, № 9. P. 956. https://doi.org/10.3390/min11090956

27. Li H.-B. et al. Mechanism of CO2 enhanced oil recovery in shale reservoirs. Pet Sci. 2021. Vol. 18, № 6. P. 1788–1796. https://doi.org/10.1016/j.petsci.2021.09.040

28. Li S. et al. CO2–brine–rock interactions altering the mineralogical, physical, and mechanical properties of carbonate-rich shale oil reservoirs. Energy. 2022. Vol. 256. P. 124608. https://doi.org/10.1016/j.energy.2022.124608

29. Tao J. et al. Analysis of CO2 eff ects on porosity and permeability of shale reservoirs under diff erent water content conditions. Geoenergy Science and Engineering. 2023. Vol. 226. P. 211774. https://doi.org/10.1016/j.geoen.2023.211774

30. Wu D. et al. The permeability of shale exposed to supercritical carbon dioxide. Sci Rep. 2023. Vol. 13, № 1. P. 6734. https://doi.org/10.1038/s41598-023-33702-1

31. Podoprigora D., Rogachev M., Byazrov R. Surfactant–Polymer Formulation for Chemical Flooding in Oil Reservoirs. Energies (Basel). 2025. Vol. 18, № 7. P. 1814. https://doi.org/10.3390/en18071814