توصيفگر ها :
سيلاب‌زني آب هوشمند , آب هوشمند , آب كم‌نمك , ازدياد برداشت سيال پايه آبي , ازدياد برداشت مخازن كربناته , تغيير ترشوندگي , نفوذپذيري نسبي , فشار موئينه
چكيده فارسي :
فشار مخازن نفتي در طي توليد طبيعي نفت كاهش مي‌يابد و به‌تدريج مخازن قادر به توليد طبيعي نفت نخواهد بود. بنا به دو دليل حفظ فشار مخزن و جابه‌جايي نفت توسط نيروي ويسكوزيته، مخازن توسط سيال پايه آبي سيلاب‌زني مي‌شود. بر اساس مطالعات آزمايشگاهي، خاصيت ترشوندگي سطح سنگ مي‌تواند از نفت‌دوستي به حالت آب‌دوستي، با دست‌كاري آب تزريقي علي‌الخصوص تغيير ميزان شوري كل آن تغيير يابد. قابل ذكر است كه نتيجه‌ي حاصل از سيلاب‌زني محلول‌هاي طراحي‌شده در مخازن از جمله ماسه‌سنگي و كربناته كاملا متفاوت بوده، از اين رو به بررسي‌هاي دقيق تاثير تغيير ميزان شوري، غلظت يون‌هاي موجود در سيال تزريقي بر ميزان برداشت نفت و خاصيت ترشوندگي سطح سنگ صورت گرفته است. تحقيقات بسياري نشان داده‌اند كه كاهش شوري سيال تزريقي منجر به افزايش برداشت نفت مي‌شود، همچنين در طي مطالعات آزمايشگاهي افت فشار در طول مغزه‌ي مورد سيلاب‌زني مشاهده شده است كه حاكي از تغيير تراوايي سنگ است. بر اساس مشاهدات اخير مكانيسم‌هايي ارائه شده است اما به دليل مشاهدات متناقضي كه وجود دارد، محققين در اين زمينه بر يك مكانيسم، توافق نظر نداشته‌اند.
از اين رو در اين پژوهش به بررسي تاثير يون‌هاي كلسيم، منيزيم، سديم، كلر، سولفات و نيترات بر فرآيند ازديادبرداشت با انجام آزمايش‌هاي اندازه‌گيري زاويه تماس، سيلاب‌زني، اندازه‌گيري pH و آناليز آب خروجي از مغزه پرداخته شده است. به منظور بررسي ابتدايي با فرض اينكه تغيير ترشوندگي بر فرآيند برداشت تاثير داشته، آزمايش‌هاي اندازه‌گيري زاويه تماس براي 30 عدد محلول با شوري كل 5000 ppm صورت گرفته است. قابل ذكر است كه در اين پژوهش به تاثير شوري كل بر ترشوندگي و ميزان برداشت پرداخته نشده است و تمركز كار بر نسبت تركيب يون‌هاي مذكور بوده است. روند آزمايش‌هاي زاويه تماس به صورتي طراحي شده است كه بهترين نتايج هر مرحله را در مرحله‌ي بعد در نظر داشته و تاثير غلظت يون‌هاي نام برده شده با يكديگر در هر مرحله مورد بررسي قرار گرفته است. با توجه به نتايج آزمايش‌هاي زاويه تماس، بهترين پاسخ‌ها به عنوان سيال تزريقي به مغزه انتخاب شده است. در اين پژوهش مغزه‌هاي A، B و C براي سيلاب‌زني و قطعات سنگ براي آزمايش زاويه تماس، از جنس دولوميت كربناته بوده و محلول‌هاي طراحي‌شده داراي pH ابتدايي خنثي (حدود 7) تهيه شده است. همچنين شرايط دمايي آزمايش زاويه تماس، 75 درجه‌ي سانتي‌گراد بوده و آزمايش سيلاب‌زني در دماي اتاق (25 درجه‌ي سانتي‌گراد) اعمال شده است. قابل ذكر است كه در تمامي مراحل سيلاب‌زني، محلول با دبي 1/0 ميلي‌ليتر بر دقيقه تزريق شده است.
نتايج حاصل از آزمايش‌هاي زاويه تماس نشان داد كه افزايش غلظت يون سولفات منجر به افزايش آب‌دوستي سطح سنگ مي‌شود. علاوه بر يون سولفات، يون نيترات پاسخ خوبي از خود نشان داده است. همچنين محلولي با نسبت تركيب سولفات به نيترات برابر با 5/0 و با كلسيم و منيزيم برابر با آب درياي 10 با رقيق‌شده بهترين پاسخ سيلاب‌زني را از خود نشان داده است و ميزان برداشت نفت از سيلاب‌زني اين محلول برابر با 86/0 نفت درجا حاصل شده است كه در مقايسه با محلول مشابه با حذف يون سولفات (ميزان برداشت حدود 74/0 نفت درجا) نتيجه قابل توجهي حاصل شده است.
چكيده انگليسي :
The Pressure of oil reservoirs decrease by production in natural depletion period, this leads to reduction in reservoir energy for further production. The reservoirs are flooded with water based fluids that are caused by two reasons: reservoir pressure maintenance and oil displacement by the viscosity force. Various laboratory studies have already established the sensitivity of rock surface wettability to brine total salinity. Manipulating injected water, especially total salinity, causes wettability alternation from oil wet to more water wet. It is noteworthy that the water flooding results of sandstone and carbonate rocks are completely different. Therefore, the effect of brine salinity and concentration of injected fluid ions on oil recovery and rock surface wettability were investigated in this study. Some investigations have shown the increasing oil recovery by lowering the injected fluid salinity. Moreover, pressure drop across the core has been observed, which indicates rock permeability alternation. Regarding the recent observations, various mechanisms have been suggested, but contradictory observations have been reported and thus researchers have not agreed on a main mechanism in this regard.
Hence, this study dealt with the effect of calcium, magnesium, sodium, chlorine, sulfate and nitrate ions on the enhanced oil recovery process with contact angle measurement, water flooding, pH measurement tests and analysis of effluent. In order to do a primary investigation, contact angle measurement tests were performed for 30 solutions with TDS of 5,000 ppm, assuming that wettability alternation affected the oil recovery process. It should be noted that the study did not address the effect of total salinity on wettability alternation and oil recovery amount but it focused on the ions concentration. The contact angle measurement tests were designed to consider the best results of each step in the next step, and the effect of ions concentration on each step was investigated. According to the results of the contact angle tests, the best responses were selected as an injected fluid to the core. The cores A, B and C for flooding and slabs for contact angle tests in this study were dolomite and the solutions used had a neutral pH of about 7. Furthermore, the temperature conditions of the contact angle test was 75 ° C and the core flooding test was applied at room temperature condition (25 ° C). It is notable that the flow rate was injected at 0.1 ml/min in all core flooding stages.
The results of the contact angle tests showed that the wettability alternation to more water wet state leads to the increased concentration of sulfate ion. In addition to sulfate ion, nitrate shows a suitable response. Moreover, the solution with a sulfate-nitrate ratio of 0.5 and calcium and magnesium equal to the 10 times diluted seawater shows the greatest response in core flooding test, and the amount of oil recovery due to this solution is equal to 0.86 original oil in place (%OOIP) that is a significant result in comparison with the same solution with removal of sulfate ion (the amount of oil recovery was about 74 %OOIP).
