عنوان مقاله :
بررسي آزمايشگاهي نقش اجزاي سنگ بر ازدياد برداشت به وسيله سيلاب‌زني آب كم‌شور در ميدان نفتي شادگان
عنوان به زبان ديگر :
Experimental Investigation of the Role of Rock Components in Enhanced Oil Recovery Using Low Salinity Water Flooding in Shadegan Oil Field
پديد آورندگان :
فرهادي، حامد دانشگاه صنعتي شريف - دانشكده مهندسي شيمي و نفت، تهران، ايران , نظري صارم، مهدي دانشگاه آزاد تهران مركز - دانشكده فني و مهندسي - بخش مهندسي نفت مواد و معدن، ايران
كليدواژه :
ازدياد برداشت نفت , تزريق آب كم‌شور , كشش بين سطحي , تغيير ترشوندگي , بار الكتريكي سطح
چكيده فارسي :
ساز و كار‌هاي تزريق آب كم‌شور در مخازن كربناته به دليل طبيعت پيچيده آن نسبت به مخازن ماسه‌سنگي به خوبي درك نشده است. با استفاده از سنگ آهك و نفت خامِ يكي از چاه‌هاي ميدان نفتي شادگان، آزمايش تزريق مغزه با توالي آب پرشور و كم‌شور انجام شد. آب درياي 10 بار رقيق شده به عنوان آب كم‌شور توانست 5/14% از نفت درجاي اوليه را پس از تزريق ثانويه آب دريا بازيافت كند. در نقطه مقابل، تزريق ثالثيه همان آب كم‌شور در سنگ مصنوعي از جنس كلسيت خالص (با خواص پتروفيزيكي مشابه با سنگ واقعي) تنها 4/3% از نفت درجاي اوليه را توليد كرد. نتايج زاويه تماس، ازدياد برداشت نفت در تزريق آب كم‌شور را به تغيير ترشوندگي سنگ‌ها به سمت آب‌دوستي بيشتر نسبت داد. با اين حال، ميزان تغيير ترشوندگي در سنگ آهك ميدان نفتي شادگان (°42) نسبت به سنگ كلسيتي خالص (°16) به صورت معني‌داري بيشتر بود. بر اساس نتايجِ پتانسيل زتا، تغيير ترشوندگي توسط آب كم‌شور به منفي‌تر شدن بار الكتريكي ميان‌رويه‌هاي نفت خام/ شورآب و سنگ/ شورآب نسبت داده شد. روند افزايشي pH با كاهش شوري نشان داد جذب بيشتر CO3-2 در شوري پايين عامل كاهش بار الكتريكي سطح كلسيت مي‌باشد. ميزان بار الكتريكي سنگ آهك ميدان نفتي شادگان در ازاي كاهش شوري آب تزريقي از آب دريا به آب درياي 10 بار رقيق شده كاهش بيشتري (mV 7/7) نسبت به سنگ كلسيتي خالص (mV 4/1) تجربه كرد. نتايج طيف‌سنجي فلورسانس پرتوي ايكس اين رفتار را به حضور ناخالصي‌هايي همچون سيليكا، سولفات و فسفات در سنگ آهك ميدان نفتي شادگان نسبت داد.
چكيده لاتين :
Due to the complex nature of carbonate reservoirs, mechanisms behind low salinity water injection (LSWI) in these reservoirs are not well understood compared to sandstone ones. Using a limestone core and crude oil from one of the wells of the Shadegan oil field, a core injection test was performed with a sequence of high salinity-low salinity water. 10-time diluted seawater, as low salinity water, was able to recover 14.5% of initial oil in place (IOIP) following the secondary injection of seawater. In contrast, the tertiary injection of the low salinity bine into artificial pure calcite rock (with petrophysical properties similar to real rock) recovered only 3.4% of IOIP. Using the results of the contact angle test, the improved oil recovery by LSWI is attributed to wettability alteration towards a more water-wet state. However, the amount of wettability alteration in Shadegan oil field limestone (42°) is significantly higher than that of pure calcite rock (16°). Based on the results of zeta potential, the wettability alteration by low salinity water is attributed to the more negative electric charge of the crude oil/brine and rock/brine interfaces. The increasing trend of pH with decreasing the salinity showed that more CO32- adsorption at low salinity reduces the electric charge on the calcite surface. The electric charge of Shadegan oil field limestone, by reducing the salinity of injected water from seawater to 10-time diluted seawater, experienced a greater decrease (7.7 mV) than pure calcite (4.1 mV). XRF results attributed this behaviour to the presence of impurities such as silica, sulphate, and phosphate in the Shadegan oil field limestone.
