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Inside a laboratory system built to mimic a reservoir, researchers pushed polymer-reinforced CO₂ foam through sandstone cores at 90 bar and 40°C. The formulation, called CO₂ PEF, showed a mobility reduction factor up to seven times higher than conventional foam, according to the study led by Jorge Rodrigo Lliguizaca-Davila of ESPOL and published in Geoenergy Science and Engineering.
Dans un système de laboratoire conçu pour reproduire les conditions d’un réservoir, des chercheurs ont fait circuler une mousse de CO₂ renforcée par un polymère dans des carottes de grès à 90 bar et 40 °C. Selon l’étude dirigée par Jorge Rodrigo Lliguizaca-Davila, d’ESPOL, et publiée dans Geoenergy Science and Engineering, la formulation, appelée CO₂ PEF, a montré un facteur de réduction de la mobilité jusqu’à sept fois supérieur à celui d’une mousse classique.
The problem is simple to see in porous rock: CO₂ has low density and high mobility, so it can rush through the channels offering the least resistance. Parts of the reservoir may then remain untouched, while gas accumulates at the top. Foam is used to slow that movement; the added HPAM polymer is intended to make the foam more stable and extend its effect underground.
Le problème est facile à observer dans une roche poreuse : le CO₂ a une faible densité et une grande mobilité, si bien qu’il peut se précipiter dans les canaux qui offrent le moins de résistance. Certaines parties du réservoir peuvent alors rester inaccessibles, tandis que le gaz s’accumule au sommet. La mousse sert à ralentir ce déplacement ; le polymère HPAM ajouté doit la rendre plus stable et prolonger son effet sous terre.
The experiments found that the polymer-reinforced foam increased the system's apparent viscosity and resisted flow more strongly than the conventional formulation. In long sandstone cores, it created greater resistance near the entry zones, a pattern consistent with polymer retention and partial blocking of preferential channels. Even after the chemical injection stopped, resistance stayed high while pure CO₂ continued to flow.
Les expériences ont montré que la mousse renforcée par un polymère augmentait la viscosité apparente du système et résistait davantage à l’écoulement que la formulation classique. Dans les longues carottes de grès, elle a créé une résistance plus importante près des zones d’entrée, un phénomène compatible avec la rétention du polymère et l’obstruction partielle des voies préférentielles. Même après l’arrêt de l’injection de produits chimiques, la résistance est restée élevée tandis que du CO₂ pur continuait de circuler.
So what changes in practice? If the behavior holds in oil-bearing reservoirs, operators could steer CO₂ through more of the rock instead of allowing early gas channeling. That could improve contact with residual oil while increasing the share of injected gas retained in geological formations—linking enhanced oil recovery with underground CO₂ storage.
Qu’est-ce que cela change en pratique ? Si ce comportement se confirme dans des réservoirs contenant du pétrole, les opérateurs pourraient guider le CO₂ à travers une plus grande partie de la roche au lieu de le laisser former rapidement des voies préférentielles. Cela pourrait améliorer le contact avec le pétrole résiduel tout en augmentant la part du gaz injecté retenue dans les formations géologiques — faisant le lien entre récupération assistée du pétrole et stockage souterrain du CO₂.
The boundary is clear. The tests were conducted under laboratory conditions and did not include oil, so their direct effect on oil recovery remains to be measured. Field application will also depend on each reservoir's salinity, temperature, heterogeneity, mineralogy and injectivity; no field-scale deployment is established by this study.
La limite est claire. Les tests ont été menés en laboratoire et n’incluaient pas de pétrole ; leur effet direct sur la récupération du pétrole reste donc à mesurer. L’application sur le terrain dépendra également de la salinité, de la température, de l’hétérogénéité, de la minéralogie et de l’injectivité propres à chaque réservoir ; cette étude n’établit pas de déploiement à l’échelle d’un gisement.