بررسی میکروسکوپی و ماکروسکوپی اثر هم‌زمان تورم و مهاجرت رس‌ها بر نفوذپذیری سنگ در تزریق آب هوشمند

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه مهندسی نفت، پردیس بین‌المللی کیش، دانشگاه تهران، ایران

2 انستیتو مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، دانشکده فنی، دانشگاه تهران، ایران

چکیده

در سال‌های اخیر، تزریق آب هوشمند به‌عنوان یک روش اقتصادی و سازگار با محیط زیست برای افزایش ضریب بازیافت نفت مورد توجه مهندسین صنعت قرار گرفته است. از طرفی پدیده‌های مهاجرت و تورم رس‌های موجود در سنگ مخزن در اثر کاهش شوری و تغییر محیط یونی، باعث تغییرات قابل توجه نفوذپذیری مخازن ماسه‌سنگی/ کربناته می‌شود، که عامل آسیب سازند معرفی می‌گردد. در این مطالعه ابتدا، آزمایشات استاتیک برای تعیین میزان و نوع خاک رس با استفاد از آزمایشات XRD و SEM برروی نمونه مغزه سنگ و آزمایشات تورم سنج برای مطالعه اثر مایعات مختلف بر تورم رس‌های مورد شناسایی (کائولینیت و اسمکتیت) انجام شد. با استفاده از نتایج آزمایشات تورم سنج برای آزمایش‌های میکرومدل و سیلاب‌زنی به‌ترتیب سیالات تزریقی آب سازند،آب دریا،آب سازند 40 بار رقیق، آب دریا 20 بار رقیق، نانوسیالات و ترکیب آب دریا 20 بار رقیق و 1% زیرکنیوم اکسی کلراید طراحی و انتخاب شدند. سپس آزمایشات مدل دینامیک جدید در دو محیط رسی میکرومدل و سیلاب‌زنی ساخته شده مطابق مشخصات سنگ مخزن واقعی طراحی و انجام شد. در این تحقیق شاخص آسیب سازند برای بیان تأثیر هم‌زمان یا مجزای تورم و مهاجرت رس‌های تورمی و غیرتورمی مطابق شواهد مشاهده‌ای تغییرات نفوذپذیری در میکرو مدل به‌همراه تفسیر و مقایسه محاسبات کمیتی آزمایشات سیلاب‌زنی در فعل و انفعالات آب نمک/خاک رس ارائه شد. نتیجه مشترک این آزمایشات نشان دادکه کاهش تدریجی شوری آب سازند و اولویت تزریق سیال کنترلی تورم در ترکیب سیال تزریقی با اثر مکانیسم هم‌زمان تورم و مهاجرت رس‌ها در میکرومدل سبب 5 تا 10% کاهش شاخص آسیب می‌گردد. همچنین، حذف سیال کنترل مهاجرت با الویت تزریق سیال کنترل تورم در ترکیب سیال تزریقی برای هر دو تراکم 5 و 10% مخلوط رس‌ها با اثر مکانیسم هم‌زمان تورم و مهاجرت رس‌ها در نمونه سنگ مخزن سبب 10 تا 20% کاهش آسیب شاخص سازند می‌گردد. درضمن، ترکیب 1% زیرکونیوم اکسی کلرید در آب دریای 20 بار رقیق به‌عنوان سیال تزریقی مناسب کنترل تورم معرفی می‌گردد. با این دست‌آورد در الگوی تزریق آب هوشمند به‌عنوان یک روش ازدیاد برداشت که در صنعت نفت مورد توجه می‌باشد با حذف یا کنترل آسیب سازند به‌دلیل حضور سیال ناسازگار با ماهیت سنگ مخزن حداکثر ضریب برداشت حاصل خواهد شد.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

Microscopic and Macroscopic Investigation of Simultaneous Swelling and Migration of Clays on Rock Permeability During Smart Water Injection

نویسندگان [English]

  • Mehran Karami 1
  • Behnam Sedaee 2
  • Ali Nakhaee 2
1 Department of Petroleum Engineering, Kish International Campus, University of Tehran, Iran
2 Institute of Petroleum Engineering, School of Chemical Engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran
چکیده [English]

In recent years, petroleum engineers have focused on smart water injection as an economical and environmental consideration method to increase oil recovery. On the other hand, the phenomena of migration and swelling of clays in the reservoir rock due to the decrease in salinity and the change in the ionic ambiance cause significant changes in the permeability of the sandstone/carbonate reservoirs, which is the cause of damage to the formation. This study performed static tests to determine the amount and type of clay using XRD and SEM tests on the rock core sample. Then, the injection water salinity was designed according to the results of swelling gauge tests to study the effect of different liquids on the swelling of identified clays (kaolinite and smectite) from the static results. In the continuation of the new micromodel dynamic tests and flooding by making a porous clay environment according to the specifications of the real reservoir rock was designed. In this study, the formation damage index to express the simultaneous or separate effect of swelling and migration of swelling and non-swelling clays according to the observational evidence of permeability changes in the micro model along with the interpretation and comparison of quantitative calculations of flooding experiments in salt water/clay interactions are presented. The common result of these experiments shows two suitable patterns of smart water injection, the gradual reduction of formation water salinity with the priority of injection of swelling control fluid and the removal of a migration control fluid, as well as the combination of one percent of zirconium oxychloride in 20 times diluted seawater as a suitable injection fluid for swelling control. With this achievement, in the scenario of smart water injection as a method of EOR which is interested in the oil industry, by removing or controlling formation damage due to fluid incompatible with the reservoir rock, the maximum production recovery will be achieved.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Swelling
  • Fine Migration
  • Smart Water
  • Formation Damage
  • Permeability
  • Swelling Control

مراجع

[1]. Al-Mohammad, A. M., Al-Khaldi, M. H., & Al-Yami, I. S. (2012). Seawater injection into clastic formations: formation damage investigation using simulation and coreflood studies, In SPE International Production and Operations Conference & Exhibition, OnePetro, doi.org/10.2118/157113-MS.##
[2]. Mikhailov, N., & Chirkov, M. (2010). Formation damage kinetics and its effect on oil reservoir productivity, In SPE North Africa Technical Conference and Exhibition,  SPE-128403, doi.org/10.2118/128403-MS. ##
[3]. Bedrikovetsky, P. G., Nguyen, T. K., Hage, A., Ciccarelli, J. R., ab Wahab, M., Chang, G., & Furtado, C. A. (2011). Taking advantage of injectivity decline for improved recovery during waterflood with horizontal wells, Journal of Petroleum Science and Engineering, 78(2), 288-303, doi.org/10.1016/j.petrol.2011.05.020. ##
 [4]. Mojarad, R. S., & Settari, A. (2005, October). Multidimensional velocity-based model of formation permeability damage: validation, damage characterization, and field application, In SPE Annual Technical Conference and Exhibition?, SPE-97169, doi.org/10.2118/97169-MS. ##
[5]. Scott, H. E., Patey, I. T. M., & Byrne, M. T. (2007, May). Return permeability measurements—Proceed with caution, In SPE European Formation Damage Conference and Exhibition, SPE-107812, doi.org/10.2118/107812-MS. ##
[6]. Berry, S. L., Boles, J. L., Brannon, H. D., & Beall, B. B. (2008). Performance evaluation of ionic liquids as a clay stabilizer and shale inhibitor, In SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control, SPE-112540, doi.org/10.2118/112540-MS. ##
[7]. Mohan, K. K., Fogler, H. S., Vaidya, R. N., & Reed, M. G. (1993). Water sensitivity of sandstones containing swelling and non-swelling clays. In Colloids in the aquatic environment, 237-254, Elsevier, doi.org/10.1016/0927-.##
[8]. El-Monier IA, Nasr-El-Din HA, Harper TL, Rosen R. A. new environmentally friendly clay stabilizer. SPE Production & Operations, 30;28(02):145-53. https://doi.org/10.2118/136061-PA. ##
[9]. Civan F. (2007). Reservoir formation damage-fundamental, modeling, Assessment, and Mitigation, 2nd ED., Gulf Professional Pub., Elsevier, Burlington, MA, ISBN-13:970-0-7506-7738-7, 1114. ##
[10]. Sharifipour, M., Nakhaee, A., & Pourafshary, P. (2019). Model development of permeability impairment due to clay swelling in porous media using micromodels, Journal of Petroleum Science and Engineering, 175, 728-742, doi.org/10.1016/j.petrol.2018.12.082. ##
[11]. Sharifipour, M., Nakhaee, A., & Pourafshary, P. (2019). Model development of permeability impairment due to clay swelling in porous media using micromodels. Journal of Petroleum Science and Engineering, 175, 728-742, doi.org/10.1016/j.clay.2017.02.020. ##
[12]. Nzerem, V., & Civan, F. (2013). Correlation of permeability for the travis peak formation, In SPE Annual Technical Conference and Exhibition?, doi.org/10.2118/166288-MS. ##
[13]. Ebrahimzade, SH. (2017), A review of studies on the injection of low-salt water into carbonate reservoirs and existing challenges, (Science and Research Branch, Islamic Azad University, Tehran, Iran. ##
[14]. Civan, F. (1994). Predictability of formation damage: an assessment study and generalized model, Final Report, US DOE Contract No. DE-AC22-90BC14658. ##
[15]. Civan, F. (1997). Model for interpretation and correlation of contact angle measurements, Journal of Colloid and Interface Science, 192(2), 500-502, doi.org/10.1006/jcis.1997.4991. ##
[16]. Aksu, I., Bazilevskaya, E., & Karpyn, Z. T. (2015). Swelling of clay minerals in unconsolidated porous media and its impact on permeability, GeoResJ, 7, 1-13, doi.org/10.1016/j.grj.2015.02.003. ##
[17]. Bhui, U. K., & Desai, A. (2015). Swelling Study of Smectites (Montmorillonites): Implications during Low-Saline Water Flooding (LSWF) in Petroleum Reservoirs, In 11th Biennial International Conference & Exposition, SPG India. ##
[18]. Clarke, T. (2014). Application of a novel clay stabilizer to mitigate formation damage due to clay swelling (Doctoral dissertation). ##
[19]. Sameni, A., Pourafshary, P., Ghanbarzadeh, M., & Ayatollahi, S. (2015). Effect of nanoparticles on clay swelling and migration, Egyptian journal of petroleum, 24(4), 429-437, doi.org/10.1016/j.ejpe.2015.10.006. ##
[20]. Xuan, Y., Jiang, G., Li, Y., Yang, L., & Zhang, X. (2015). Biodegradable oligo (poly-L-lysine) as a high-performance hydration inhibitor for shale. RSC advances, 5(103), 84947-84958, doi.org/10.1039/c5ra16003k. ##
[21]. Li, X., Jiang, G., Shen, X., & Li, G. (2020). Poly-L-arginine as a high-performance and biodegradable shale inhibitor in water-based drilling fluids for stabilizing wellbore. ACS Sustainable Chemistry & Engineering, 8(4), 1899-1907, doi.org/10.1021/acssuschemeng.9b06220. ##
[22]. Quainoo, A. K., Negash, B. M., Bavoh, C. B., & Idris, A. (2021). Natural amino acids as potential swelling and dispersion inhibitors for montmorillonite-rich shale formations, Journal of Petroleum Science and Engineering, 196, 107664, doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107664. ##
[23]. Razzaghi-Koolaee, F., Zargar, G., Soltani Soulgani, B., & Mehrabianfar, P. (2022). Application of a non-ionic bio-surfactant instead of chemical additives for prevention of the permeability impairment of a swelling sandstone oil reservoir, Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 12(6), 1523-1539. ##
[24]. Shahmohammadi, B., Chahardowli, M., & Simjoo, M. (2022). Insights into the pore-scale mechanism of low salinity water injection using a clay-coated micromodel, Journal of Petroleum Science and Engineering, 210, 110065, doi.org/10.1016/j.petrol.2021.110065. ##
[25]. Snosy, M. F., Abu El Ela, M., El-Banbi, A., & Sayyouh, H. (2022). Comprehensive investigation of low salinity waterflooding in carbonate reservoirs, Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 1-24, doi.org/10.1007/s13202-021-01330-y. ##
[26]. Mehdizad, A., Sedaee, B., & Pourafshary, P. (2022). Visual investigation of the effect of clay-induced fluid flow diversion on oil recovery, as a low-salinity water flooding mechanism. Journal of Petroleum Science andEngineering, 209, 109959, doi.org/10.1016/j.petrol.2021.109959. ##
[27]. Mehdizad, A., Pourafshary, P., & Sedaee, B. (2022). Visual investigation of simultaneous clay swelling and migration mechanisms and formation damage consequences using micromodels. Journal of Petroleum Science and Engineering, 214, 110561, doi.org/10.1016/j.petrol.2022.110561. ##
[28]. Ghobadi, H., Riahi, S., & Nakhaee, A. (2022). An Investigation and Determination of Different Salinity, Ion Type and pHs Effect on Fine Migration in Sandstone Reservoirs. Journal of Petroleum Research, 31(1400-6), 22-33,  doi: 10.22078/pr.2021.4524.3039. ##
پژوهش نفت
دوره 33، 1402-4 - شماره پیاپی 131
مهر و آبان 1402
صفحه 3-24

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار