Том 337 № 1 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/1/4909
Применение микрофлюидных чипов для изучения закономерностей формирования смачиваемости пород коллекторов нефти и возможности ее изменения при помощи наножидкостей
Актуальность. Смачиваемость порового пространства пород-коллекторов углеводородов и связанные с ней капиллярные эффекты оказывают определяющее влияние на распределение флюидов в породе. Естественным образом планирование какого-либо воздействия на продуктивный пласт с целью стимуляции притока нефти или газа должно проводиться с учетом характеристик смачиваемости пласта. Формирование смачиваемости поверхности пор коллекторов углеводородов происходит в течение длительного времени в условиях контакта горной породы с углеводородами. В результате на поверхности могут адсорбироваться компоненты нефти или газа, тем самым изменяя исходную смачиваемость чистой горной породы. Образованные различными минералами горные породы, как правило, имеют гидрофильную смачиваемость, которая в результате контакта с углеводородами изменяется в сторону гидрофобной. Цель. Изучение закономерностей изменения смачиваемости минеральных поверхностей при контакте с нефтью и возможность её изменения с помощью наножидкостей. Методы. Для экспериментального изучения изменения смачиваемости минеральной поверхности при контакте с нефтью использовались стеклянные микрофлюидные чипы, представляющие собой физические микромодели пористых горных пород. Микроканалы стеклянных чипов, которые имеют гидрофильную смачиваемость, заполнялись нефтью и выдерживались в течение заданного промежутка времени (состаривание). После чего проводилось вытеснение нефти из микроканалов водой. Видеорегистрация процесса с применением методов оптической микроскопии позволила детально изучить процессы на границе вода–нефть в микроканалах. Для одной из нефтей показана гидрофобизация поверхности микроканалов. Вторая часть экспериментальных исследований посвящена изучению возможности модификации, установившейся после состаривания в нефти смачиваемости при использовании в качестве агента вытеснения наносуспензии с наночастицами диоксида кремния. Результаты и выводы. Получены зависимости контактного угла смачивания на границе стенка микроканала–вода–нефть от времени состаривания для двух различных нефтей. Эксперименты по вытеснению на микрофлюидных чипах с нерегулярной сетью микроканалов показали преимущество использования наножидкости по сравнению с водой. Использованные в работе методы исследований и результаты могут быть использованы в технологической цепочке разработки инновационных методов тестирования и подбора агентов вытеснения для увеличения нефтеотдачи пластов.
Ключевые слова:
смачиваемость, микрофлюидика, гидрофобизация, наножидкость, увеличение нефтеотдачи
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Михайлов Н.Н., Моторова К.А., Сечина Л.С. Смачиваемость нефтегазовых пластовых систем. – М.: РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2019. – 360 с.
2. Fundamentals of wettability / W. Abdallah, S.J. Buckley, A. Carnegie, J. Edwards, B. Herold, E. Fordham, A. Graue, T. Habashy, N. Seleznev, C. Signer, H. Hussain, B. Montaron, M. Ziauddin // Oilfield Review. – 2007. – Vol. 19. – Iss. 2. – P. 44–61.
3. Austad T., Strand S. Chemical flooding of oil reservoirs 4. Effects of temperature and pressure on the middle phase solubilization parameters close to optimum flood conditions // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 1996. – Vol. 108. – № 2–3. – P. 243–252.
4. Yao Y., Wei M., Kang W. A review of wettability alteration using surfactants in carbonate reservoirs // Advances in Colloid and Interface Science. – 2021. – Vol. 294. DOI: 10.1016/j.cis.2021.102477
5. A guide for selection of aging time and temperature for wettability alteration in various rock-oil systems / M.A. Al-Ameer, M.S. Azad, D. Al-Shehri, M. Mahmoud, M.S. Kamal, S. Patil // ACS Omega. – 2023. – Vol. 8. – Iss. 34. – P. 30790–30801. DOI: 10.1021/acsomega.3c00023
6. Mohammed M., Babadagli T. Wettability alteration: a comprehensive review of materials/methods and testing the selected ones on heavy-oil containing oil-wet systems // Advances in Colloid and Interface Science. – 2015. – Vol. 220. – P. 54–77. DOI: 10.1016/j.cis.2015.02.006
7. Влияние микроструктуры порового пространства на гидрофобизацию коллекторов нефти и газа / Н.Н. Михайлов, В.А. Кузьмин, К.А. Моторова, Л.С. Сечина // Вестник Московского университета. Серия 4. Геология. – 2016. – № 5. – С. 67–75.
8. Amraei A., Fakhroueian Z., Bahramian A. Influence of new SiO2 nanofluids on surface wettability and interfacial tension behaviour between oil-water interface in EOR processes // J Nano Res. – 2014. – Vol. 26 – P. 1–8.
9. A 2.5-D glass micromodel for investigation of multi-phase flow in porous media / K. Xu, T. Liang, P. Zhu, P. Qi, J. Lu, C. Huh, M. Balhoff // Lab on a Chip. – 2017. – Vol. 17. – № 4. – P. 640–646.
10. Silica-based nanofluid heavy oil recovery a microfluidic approach. Society of Petroleum Engineers / P. Bazazi, D.I. Gates, A.S. Nezhad, S. Hossein Hejazi // SPE Canada Heavy Oil Technical Conference. – 2017 – P. 438–452. DOI: 10.2118/185008-ms
11. Enhanced oil displacement by nanofluid’s structural disjoining pressure in model fractured porous media / H. Zhang, T.S. Ramakrishnan, A. Nikolov, D. Wasan // Journal of colloid and interface science. – 2018. – Vol. 511. – P. 48–56.
12. Mohajeri M., Reza Rasaei M., Hekmatzadeh M. Experimental study on using SiO2 nanoparticles along with surfactant in an EOR process in micromodel // Petroleum Research. – 2019. – Vol. 4. – Iss. 1. – P. 59–70. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2018.09.001
13. Preparation and interfacial properties of ultralow concentrations of amphiphilic molybdenum disulfide nanosheets / M. Qu, J. Hou, T. Liang, L. Xiao, J. Yang, I. Raj, Y. Shao // Industrial and Engineering Chemistry Research. – 2020. – Vol. 59. – Iss. 19. – P. 9066–9075. DOI: 10.1021/acs.iecr.0c00217
14. Application of microfluidics to optimize oil and gas field development technologies / D. Pereponov, A. Scerbacova, V. Kazaku, M. Hajiyev, M. Tarkhov, E. Shilov, A. Cheremisin // Kazakhstan journal for oil & gas industry. – 2023. – P. 57–73. DOI: 10.54859/kjogi108639
15. Bera A., Mandal A. Microemulsions: a novel approach to enhanced oil recovery: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2015. – Vol. 5. – № 3. – P. 255–268.
16. Wettability alteration and oil recovery by surfactant assisted low salinity water in carbonate rock: The impact of nonionic/anionic surfactants / M. Souayeh, R.S. Al-Maamari, M. Karimi, M. Aoudia // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2020. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108108
17. Lifton V.A. Microfluidics: an enabling screening technology for enhanced oil recovery (EOR) // Lab on a Chip. – 2016. – Vol. 16. – № 10. – P. 1777–1796.
18. Gogoi S., Gogoi S.B. Review on microfluidic studies for EOR application // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. – Vol. 9. – Iss. 3. DOI: 10.1007/s13202-019-0610-4
19. Enhanced oil recovery by nanoparticle-induced crude oil swelling: pore-scale experiments and understanding / D. Agrawal, K. Xu, Q. Darugar, V. Khabashesku // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition. – 2018. DOI: 10.2118/191971-ms
20. Jafari Daghlian Sofla S., Anne James L., Zhang Y. Toward a mechanistic understanding of wettability alteration in reservoir rocks using silica nanoparticles // E3S Web of Conferences. – 2019. – Vol. 89. DOI: 10.1051/e3sconf/20198903004
21. Betancur S., Quevedo L., Olmos C. Microfluidic devices, materials, and recent progress for petroleum applications: a review // Canadian Journal of Chemical Engineering. – 2024. DOI: 10.1002/cjce.25214
22. Research progress of surfactant enhanced oil recovery based on microfluidics technology / B. Bao, J. Shi, J. Feng, Z. Yang, B. Peng, S. Zhao // Shiyou Xuebao/Acta Petrolei Sinica. – 2022. DOI: 10.7623/syxb202203010
23. Гарифуллин И.Ш., Солнышкина О.А., Батыршин Э.С. Изготовление стеклянных микрофлюидных чипов для исследования процессов вытеснения в пористых средах // Приборы и техника эксперимента. – 2024. – № 5. – С. 187–195.
24. ImageJ, URL: https://imagej.net/ij/ (дата обращения 15.12.2024).
REFERENCES
1. Mikhailov N.N., Motorova K.A, Sechina L.S. Wettability of oil and gas reservoir systems. Moscow, Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University) Publ., 2019. 360 p. (In Russ.)
2. Abdallah W., Buckley J.S., Carnegie A., Edwards J., Herold B., Fordham E., Graue A., Habashy T., Seleznev N., Signer C., Hussain H., Montaron B., Ziauddin M. Fundamentals of wettability. Oilfield Review, 2007, vol. 19, Iss. 2, pp. 44–61.
3. Austad T., Strand S. Chemical flooding of oil reservoirs 4. Effects of temperature and pressure on the middle phase solubilization parameters close to optimum flood conditions Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects, 1996, vol. 108, no. 2–3, pp. 243–252.
4. Yao Y., Wei M., Kang W. A review of wettability alteration using surfactants in carbonate reservoirs. Advances in Colloid and Interface Science, 2021, vol. 294. DOI: 10.1016/j.cis.2021.102477
5. Al-Ameer M. A., Azad M. S., Al-Shehri D., Mahmoud M., Kamal M. S., Patil S. A guide for selection of aging time and temperature for wettability alteration in various rock-oil systems. ACS Omega, 2023, vol. 8, Iss. 34, pp. 30790–30801. DOI: 10.1021/acsomega.3c00023
6. Mohammed M., Babadagli T. Wettability alteration: a comprehensive review of materials/methods and testing the selected ones on heavy-oil containing oil-wet systems. Advances in Colloid and Interface Science, 2015, vol. 220, pp. 54–77. DOI: 10.1016/j.cis.2015.02.006
7. Mikhailov N.N., Kuzmin V.A., Motorova K.A., Sechina L.S. The influence of the microstructure of the pore space on the hydrophobization of oil and gas reservoirs. Bulletin of Moscow University Series 4. Geology, 2016, no. 5, pp. 67–75. (In Russ.)
8. Amraei A., Fakhroueian Z., Bahramian A. Influence of new SiO2 nanofluids on surface wettability and interfacial tension behaviour between oil-water interface in EOR processes J Nano Res, 2014, vol. 26, pp. 1–8.
9. Xu K., Liang T., Zhu P., Qi P., Lu J., Huh C., Balhoff M. A 2.5-D glass micromodel for investigation of multi-phase flow in porous media. Lab on a Chip, 2017, vol. 17, no. 4, pp. 640–646.
10. Bazazi P., Gates I.D., Nezhad A.S., Hossein Hejazi S. Silica-based nanofluid heavy oil recovery a microfluidic approach. Society of Petroleum Engineers. SPE Canada Heavy Oil Technical Conference, 2017, pp. 438–452. DOI: 10.2118/185008-ms
11. Zhang H., Ramakrishnan T.S., Nikolov A., Wasan D. Enhanced oil displacement by nanofluid’s structural disjoining pressure in model fractured porous media. Journal of colloid and interface science, 2018, vol. 511, pp. 48–56.
12. Mohajeri M., Reza Rasaei M., Hekmatzadeh M. Experimental study on using SiO2 nanoparticles along with surfactant in an EOR process in micromodel. Petroleum Research, 2019, vol. 4, Iss. 1, pp. 59–70. DOI: 10.1016/j.ptlrs.2018.09.001
13. Qu M., Hou J., Liang T., Xiao L., Yang J., Raj I., Shao Y. Preparation and interfacial properties of ultralow concentrations of amphiphilic molybdenum disulfide nanosheets. Industrial and Engineering Chemistry Research, 2020, vol. 59, Iss. 19, pp. 9066–9075. DOI: 10.1021/acs.iecr.0c00217
14. Pereponov D., Scerbacova A., Kazaku V., Hajiyev M., Tarkhov M., Shilov E., Cheremisin A. Application of microfluidics to optimize oil and gas field development technologies. Kazakhstan journal for oil & gas industry, 2023, pp. 57–73. DOI: 10.54859/kjogi108639
15. Bera A., Mandal A. Microemulsions: a novel approach to enhanced oil recovery: a review, Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2015, vol. 5, no. 3, pp. 255–268.
16. Souayeh M., Al-Maamari R.S., Karimi M., Aoudia M. Wettability alteration and oil recovery by surfactant assisted low salinity water in carbonate rock: the impact of nonionic/anionic surfactants. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.108108
17. Lifton V. A. Microfluidics: an enabling screening technology for enhanced oil recovery (EOR). Lab on a Chip, 2016, vol. 16, no. 10, pp. 1777–1796.
18. Gogoi S., Gogoi S. B. Review on microfluidic studies for EOR application. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 2019, vol. 9, Iss. 3. DOI: 10.1007/s13202-019-0610-4
19. Agrawal D., Xu K., Darugar Q., Khabashesku V. Enhanced oil recovery by nanoparticle-induced crude oil swelling: pore-scale experiments and understanding. SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 2018. DOI: 10.2118/191971-ms
20. Jafari Daghlian Sofla S., Anne James L., Zhang Y. Toward a mechanistic understanding of wettability alteration in reservoir rocks using silica nanoparticles. E3S Web of Conferences, 2019, vol. 89. DOI: 10.1051/e3sconf/20198903004
21. Betancur S., Quevedo L., Olmos C. Microfluidic devices, materials, and recent progress for petroleum applications: A review. Canadian Journal of Chemical Engineering, 2024. DOI: 10.1002/cjce.25214
22. Bao B., Shi J., Feng J., Yang Z., Peng B., Zhao S. Research progress of surfactant enhanced oil recovery based on microfluidics technology Shiyou Xuebao/Acta Petrolei Sinica, 2022. DOI: 10.7623/syxb202203010
23. Garifullin I.Sh., Solnyshkina O.A., Batyrshin E.S. Fabrication of glass microfluidic chips for studying displacement processes in porous media. Instruments and experimental techniques, 2024, vol. 67 (5), pp. 1033–1041. (In Russ.) DOI: 10.1134/S0020441224701513
24. ImageJ. Available at: https://imagej.net/ij/ (accessed 15 December 2024).
