Assessment of Geotemperature Conditions for the Use of Supercritical Carbon Dioxide to Enhance Oil Recovery in Oil and Gas Complexes of the Perm Region

Abstract


The article is devoted to the assessment of geothermal conditions for the application of supercritical carbon dioxide (SC-CO2) to increase oil recovery in the oil-and-gas-bearing complexes of the Perm Territory. In the context of the depletion of the region's fields, CO2-based technologies are of particular interest due to their effectiveness and compliance with the trends of decarbonization. The main focus is on analyzing the reservoir temperatures that determine the possibility of CO2 transitioning to a supercritical state.The assessment takes into account the thermodynamic features of CO2 and the reservoir characteristics of the main oil and gas-bearing complexes. It has been established that temperature parameters are critical for the effective application of the technology, and they vary depending on the depth of the reservoir and the geological structure of the area.The geothermal conditions within the Devonian and Visean terrigenous and Tournaisian-Famennian carbonate oil and gas-bearing complexes have been examined. Areas with favorable conditions for the use of SC-CO2 have been identified, where reservoir temperatures exceed the minimum values required for the transition to the supercritical phase. It has been noted that complex effects, including changes in the filtration properties of rocks, are possible in carbonate reservoirs.The results of this study can be used to plan measures for increasing oil recovery, taking into account regional characteristics.It has been stated that further research on reservoir parameters and the mechanisms of CO2 interaction with fluids and rocks is required for the successful implementation of this technology.

Full Text

3

About the authors

A. N Bashkov

Perm Geological and Geophysical Company LLC

E. E Kozhevnikova

Perm State National Research University

S. E Bashkova

Perm State National Research University

References

  1. Анализ международного опыта закачки углекислого газа в различных геолого-технологических условиях разработки нефтяных месторождений / К.А. Заякин, А.И. Меньшиков, С.Г. Ашихмин, А.А. Мелехин, С.В. Галкин // Недропользование. – 2023. – Т. 23, № 2. – С. 71–76.
  2. Гумеров, Ф.М. Сверхкритические флюидные технологии. Экономическая целесообразность: монография / Ф.М. Гумеров. – Казань: Издательство Академии наук РТ: Инновационно-издательский дом «Бутлеровское наследие», 2019. – 440 с.
  3. Афанасьев, С.В. Диоксид углерода как реагент интенсификации нефтедобычи» / С.В. Афанасьев, В.А. Волков // Neftegaz.RU. – 2020. – № 8. – С. 15–20.
  4. Cao, Ch. Utilization of CO2 as Cushion Gas for Depleted Gas Reservoir Transformed Gas Storage Reservoir / Ch. Cao, J. Liao, Zh. Hou // Energies. – 2020. – Vol. 13(576). doi: 10.3390/en13030576
  5. Болдырев, Е.С. Возможности повышения экономической эффективности проектов использования СО2 / Е.С. Болдырев, А.А. Мироненко, М.Р. Рахимов // Нефтегазовое дело. – 2024. – Т. 22, № 1. – С. 204-212. doi: 10.17122/ngdelo-2024-1-204-212
  6. Shi, X. Experimental Investigation of Enhanced Oil Recovery Mechanism of CO2 Huff and Puff in Saturated Heavy Oil Reservoirs / X. Shi, Q. Wang, K. Zhao // Energies. – 2024. – Vol. 17(6391). doi: 10.3390/en17246391
  7. Ключевые этапы организации процесса закачки углекислого газа в нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти / Д.Г. Афонин, С.К. Грачева, А.А. Ручкин, А.А. Максимов, Г.А. Щутский // Известия вузов. Нефть и газ. – 2024. – № 4 (166). – С. 120–135. doi: 10.31660/0445-0108-2024-4-119-135
  8. Богомолова, Е.Ю. Хранение и утилизация углекислого газа в рамках исполнения газовой программы и повышения эффективности «зеленых инвестиций» / Е.Ю. Богомолова, И.Д. Елина, З.С. Кузьмина // Отходы и ресурсы. – 2022. – Т. 9, № 2. – С. 12–16.
  9. Allinson, K. Best Practice for Transitioning from Carbon Dioxide (CO2) Enhanced Oil Recovery / K. Allinson, D. Burt, L. Campbell // Energy Procedia. – 2017. – Vol. 114. – P. 6950–6956.
  10. Best Practice for Transitioning from Carbon Dioxide (CO2) Enhanced Oil Recovery // Energy Procedia. – 2017. – Vol. 114. – P. 6950–6956. doi: 10.1016/j.egypro.2017.03.1837
  11. Дорохин, В.Г. Методика использования углекислого газа в различных агрегатных состояниях на подземных хранилищах газа: дис. … канд. тех. наук / В.Г. Дорохин; ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий – Газпром ВНИИГАЗ». – 2017. – 119 с.
  12. Stability analysis of CO2 microbubble for CO2 sequestration and mobility control in enhanced oil recovery // Chemical Engineering Journal. – 2024. – Vol. 500(156595). doi: 10.1016/j.cej.2024.156595
  13. Хакимов, А.Г. Механизмы взаимодействия CO2 с пластовой нефтью / А.Г. Хакимов, Н.А. Еремин // Известия вузов. Нефть и газ. – 2023. – № 6 (162). – С. 78–87.
  14. Исследование влияния термобарических условий на вытеснение нефти диоксидом углерода в сверхкритическом состоянии / Д.Г. Филенко, М.Н. Дадашев, В.А. Винокуров, Б.А. Григорьев // Вести газовой науки. – 2012. – № 3 (11). – С. 86–92.
  15. Wang, C. Experimental study on effects of CO2 and improving oil recovery for CO2 assisted SAGD in super-heavy-oil reservoirs / C. Wang, P. Liu, F. Wang // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. – Vol. 165. – P. 1073–1080. doi: 10.1016/j.petrol.2018.02.058
  16. Планирование и определение эффективности малообъемных закачек углекислого газа как этап по переходу к крупным проектам повышения нефтеотдачи / М.Н. Коростелев, А.В. Сенцов, И.П. Гончаров, М.А. Воробьев // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2024. – Т. 19, № 4. – С. 15–21.
  17. Хакимов, А.Г. Использование технологии закачки пены СО2 для увеличения нефтеотдачи пластов / А.Г. Хакимов, А.М. Царев, Н.А. Еремин // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 1. – С. 52–55.
  18. Adsorptive behaviors of supercritical CO2 in tight porous media and triggered chemical reactions with rock minerals during CO2-EOR and – sequestration / B. Wei, X. Zhang, J. Liu, X. Xu, W. Pu, M. Bai // Chemical Engineering Journal. – 2020. – Vol. 381. 122577. doi: 10.1016/j.cej.2019.122577
  19. Yang, W. Research on CO2 Quasi-Dry Fracturing Technology and Reservoir CO2 Distribution Pattern / W. Yang, M. Fu, Y. Wang // Processes. – Vol. 13(4722025). doi: 10.3390/pr13020472
  20. A Review of CO2-Enhanced Oil Recovery with a Simulated Sensitivity Analysis / M.S.A. Perera, R.P. Gamage, T.D. Rathnaweera, A.S. Ranathunga, A. Koay, X. Choi // Energies. – 2016. – Vol. 9, № 7. doi: 10.3390/en9070481
  21. Байков, Н.М. Закачки СО2 и пара – основные методы увеличения нефтеотдачи / Н.М. Байков // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 10. – С. 156–158.
  22. Molecular insight into the interfacial microstructural and miscible behavior of CO2 flooding in tight reservoir / L. Meng, M. Ge, Sh. Liu, X. Liu // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2025. – Vol. 705 (1). – P. 135556. doi: 10.1016/j.colsurfa.2024.135556
  23. Соромотин, А.В. Анализ особенностей применения технологии СО2 Huff-N-Puff / А.В. Соромотин, А.В. Лекомцев, П.Ю. Илюшин // Известия ТПУ. – 2022. – № 12.
  24. Performance evaluation of CO2 Huff-n-Puff and continuous CO2 injection in tight oil reservoirs / P. Zuloaga, W. Yu, J. Miao, K. Sepehrnoori // Energy. – 2017. – Vol. 134. – P. 181–192. doi: 10.1016/j.energy.2017.06.028
  25. Laochamroonvorapongse, R. A Comprehensive Simulation Study of Polymer Enhanced CO2 Injection in Light Oil Reservoirs / R. Laochamroonvorapongse // Conference. Offshore Technology Conference Asia. – 2024. doi: 10.4043/34801-MS
  26. Freund, P. Technical options for placement of CO2 in the maritime area / P. Freund // 7th International Conference on Greenhouse Gas Control Technologies. – Vancouver. Canada, 2004. – P. 118–126.
  27. Pourhadi, S. Performance of the injection of different gases for enhanced oil recovery in a compositionally grading oil reservoir / S. Pourhadi, A. Hashemi Fath // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – № 10. – P. 641–661.
  28. Zhizeng, X. Simulation Study on the Displacement Characteristics of an Ultra-Low Permeability Reservoir by CO2-WAG Flooding / X. Zhizeng, Y. Hongjun, W. Xuewu // Computational and Experimental Simulations in Engineering. – 2023. – № 4. – P. 697–713. doi: 10.1007/978-3-031-42987-3_50
  29. Хромых, Л.Н. Применение углекислого газа в процессах повышения нефтеотдачи пластов / Л.Н. Хромых, А.Т. Литвин, А.В. Никитин // Вестник Евразийской науки. – 2018. – № 5. – С. 10–18.
  30. Юнусов, И.М. Исследование смесимости углекислого газа в нефти месторождений юго-востока Республики Татарстан с целью определения возможности его применения для методов увеличения нефтеотдачи / И.М. Юнусов, Р.Ш. Тахаутдинов, М.Г. Новиков // Экспозиция Нефть Газ. – 2022. – № 5. – С. 60–64. doi: 10.24412/2076-6785-2022-5-60-64
  31. Rostami, A. Modeling of CO2 solubility in crude oil during carbon dioxide enhanced oil recovery using gene expression programming / A. Rostami, M. Arabloo, A. Kamari // Fuel. – 2017. – Vol. 210. – P. 768–782. doi: 10.1016/j.fuel.2017.08.110
  32. Моделирование разработки месторождений природных газов с воздействием на пласт / Р.М. Тер-Саркисов [и др.]. – М.: Недра. Недра-Бизнесцентр: Севергазпром, 2004. – 186 с.
  33. Анализ оценки перспективности захоронения СО2 в неизученных водоносных комплексах на примере объекта Пермского края / Риази Масуд [и др.] // Записки Горного института. – 2024. – Т. 270. – С. 931–940.
  34. Трухина, О.С. Опыт применения углекислого газа для повышения нефтеотдачи пластов / О.С. Трухина, И.А. Синцов // Успехи современного естествознания. – 2016. – № 3. – С. 205–209.
  35. Reda, A. Investigating the impacts of oil contamination on geotechnical properties of laterite soils / A. Reda, R. Harris, R.S. Mohamad // Innovative Infrastructure Solutions. – 2022. – Vol. 7(5). DOI: 7. 10.1007/s41062-022-00901-0
  36. Jiang, Q. Improving Thermal Efficiency and Reducing Emissions with CO2 Injection during Late Stage SAGD Development / Q. Jiang, Y. Liu, Y. Zhou // Processes. – 2024. – Vol. 12(6). – P. 1166. DOI: 10.3390/ pr12061166
  37. Hou, G. Synergistic Modes and Enhanced Oil Recovery Mechanism of CO2 Synergistic Huff and Puff / G. Hou, X. Ma, W. Zhao // Energies. – 2021. – Vol. 14 (34542021). doi: 10.3390/en14123454
  38. Логинова, М.П. Влияние температурного режима на характер размещения залежей углеводородов в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции / М.П. Логинова, К.А. Маврин // Геология, география и глобальная энергия. – 2012. – № 4 (47). – С. 9–16.
  39. Шестов, И.Н. Геотермические условия газонефтеводоносных комплексов Пермско-Башкирского свода в пределах Пермского края / И.Н. Шестов, И.М. Тюрина, А.Р. Риянова // Вестник Пермского университета. Геология. – 2015. – Вып. 2 (27). – С. 75–84.
  40. Анализ эффективности закачки углекислого газа в карбонатные пласты / Н.М. Ромашов, В.Д. Блеч, Я.А. Никифоров, К.А. Петров // Нефтегазовое дело. – 2023. – Т. 21, № 3. – С. 72–78.
  41. Samara Cristina dos Reis Medeiros, Rebecca Del Papa Moreira Scafutto. Temporal analysis of emissivity variation of mineral substrates impregnated with hydrocarbons: Significance for oil exploration and environmental pollution monitoring / // Fuel. – 2024. – Vol. 375(132590). doi: 10.1016/j.fuel.2024.132590
  42. Sorensen, J.A. Laboratory Characterization and Modeling to Examine CO2 Storage and Enhanced Oil Recovery in an Unconventional Tight Oil Formation / J.A. Sorensen, B.A. Kurz, S.B. Hawthorne // Energy Procedia. – 2017. – Vol. 114. – P. 5460–5478. doi: 10.1016/j.egypro.2017.03.1690
  43. Shaw, J. Screening, Evaluation, and Ranking of Oil Reservoirs Suitable for CO2-Flood EOR and Carbon Dioxide Sequestration / J. Shaw, S. Bachu // JCPT. – 2002. – Vol. 41, no. 9. – P. 51–56.
  44. Dai, Zh. CO2 Sequestration and Enhanced Oil Recovery at Depleted Oil/Gas Reservoirs / Zh. Dai, H. Viswanathana, T. Xiao // Energy Procedia. – 2017. – Vol. 114. – P. 6957–6967. doi: 10.1016/j.egypro.2017.08.034
  45. Череповицын, А.Е. Методические подходы к экономической оценке проектов повышения нефтеотдачи на основе закачки СО2 / А.Е. Череповицын, О.А. Маринина // Записки горного института. – 2011. – Т. 194. – С. 344–348.

Statistics

Views

Abstract - 3

PDF (Russian) - 0

Refbacks

  • There are currently no refbacks.

Copyright (c) 2025 Bashkov A.N., Kozhevnikova E.E., Bashkova S.E.

This website uses cookies

You consent to our cookies if you continue to use our website.

About Cookies