Reactive flow during water flooding - from pore to core

Vi undersøker hvordan endringer i reservoir-stein forårsaket av injisert vann påvirker utvinning av olje på pore skala, og vi bruker denne kunnskapen sammen med eksisterende målinger på kjerne skala for å forstå utvinnings-mekanismer på ulike skalaer. For å oppnå dette bruker vi både eksperimentelle og numeriske metoder, og et viktig mål er å verifisere vår numeriske modell mot godt kontrollerte eksperimentelle målinger i et veldefinert system. Det eksperimentelle arbeidet foregår langs to ulike retninger: 1) eksperiment i en veldefinert mineralogi og geometri: en rett kalsitt-kanal, og 2) konstruksjon av og eksperiment med tynne kritt prøver hvor en direkte kan observere hvordan olje fortrenges av vann. I kalsitt-kanal eksperimentene fokuserer på oppløsning av kalsitt i kontakt med en svakt konsentrert saltsyre (HCl) ved ulike strømnings-rater. Et interferometer-mikroskop måler dybden i kanalen over tid, og oppløsnings-raten beregnes. Både oppløsnings-raten og oppløsnings-profilen fra eksperimentet stemmer godt overens den numeriske modellen. Det eksperimentelle arbeidet er publisert i journalen "Lab on a Chip". Vi har testet mange ulike metoder for å lage tynne kritt-prøver, og mange ulike måter å bygge prøvene inn i en form som tillater vann-injeksjon. Vi testet laser-kutting av prøvene, men fant til slutt ut at polering gir det beste resultatet. Kritt-prøven blir deretter bygget inn i flere lag med epoxy, glass, tape, og lim. Her har vi hatt fokus på å etablere en protokoll som gir prøver av jevnt høy kvalitet, dvs. 1) vann strømmer gjennom prøven uten å lekke, 2) man kan observere vannstrømmen med et mikroskop, 3) prøven er solid nok til å tåle vann-trykket som driver væsken gjennom prøven. Vi har også gjordt forsøk med olje-fylte kritt-prøver der oljen har samme optiske indeks som kritt. Når vann pumpes inn i prøven reduseres gjennomsiktigheten, og olje-vann fronten kan følges over tid. I det numeriske arbeidet bruker vi en Lattice-Boltzmann (LB) modell koblet til en geo-kjemisk løser som gjør oss i stand til å studere strukturelle endringer av pore-rommet forårsaket av utfelling og oppløsning av mineraler. Modellen er i dette prosjektet utvidet til å predikere hvordan fukt-preferansen endres når mineralogien endres. Vår tilnærming til fukt-endring er basert på endringer i overflate-ladningen til mineralene. Den numeriske modellen er også forbedret for å kunne takle høye strømnings-hastigheter i geometrier med store variasjoner i pore-størrelsen uten tap av nøyaktighet (publisert i "Journal of Computaional Physics"). Det reaktive overflatearealet i et porøst system endrer seg når det kommer i kontakt med vann som ikke er i likevekt med mineraler på overflaten. Utfelling av nye mineraler kan dekke over de opprinnelige mineralene, og derfor er det reaktive overflatearealet en dynamisk størrelse. Data modellene utviklet i dette prosjektet tar hensyn til dette, og kan forutsi hvor raske de kjemiske endringene er. Kjerne-skala simuleringer vi har utført med denne modellen gir mye bedre resultater enn tradisjonelle modeller (publisert i Advances in Water Resources). Hvor raske de kjemiske endringene er kan ha stor praktisk påvirkning når man ønsker å forutsi hvor langt fra injeksjons-punktet de kjemiske endringene kan nå. I en serie pore-skala simuleringer med den samme modellen, har vi undersøkt hvordan utfelling av magnesitt på kalsitt påvirker den effektive reaksjons-raten. Fra kjerne-flømming eksperimenter vet vi at magnesitt danner lokaliserte krystaller mer eller mindre tilfeldig plassert i pore-rommet. Det eksisterer foreløpig ingen teori som beskriver hvor f.eks. magnesitt har størst preferanse for å felle ut. I simuleringene våre har vi derfor variert tettheten av nukleasjons-steder for magnesitt og undersøkt effekten på permeabilitet, overflate-areal, og effektiv reaksjons-rate. Det viser seg at nukleasjons-tettheten i stor grad påvirker alle disse parametrene, og at det derfor er noe man må ta hensyn til i modelleringen av denne typen reaktiv strømning (publisert som konferanse-artikkel i EAGE IOR 2017). Vi har også utført to-fase simuleringer der vi undersøker om Natrium-Sulfat (Na2SO4) i injeksjons-vannet har en effekt på olje-produksjon. Konklusjonen er at Na2SO4 har liten innvirkning på olje-produksjonen, men gir en merkbar endring i den lokale olje-vann konfigurasjonen. Dette viser også den numeriske rel-perm kurven til systemet: Endepunktene endres ikke, men kjemien gir en liten økning i vann-perm for vann-metninger rundt 0.6. Vi utførte også rel-perm simuleringer med en pore-geometri fra ekte kalk.

A wealth of field evidence and core experiments show that rock-fluid interactions impact the flow of oil and water and promote enhanced oil recovery (EOR). The increase in oil recovery in core-scale experiments can be substantial, it is not unusual for th e recovery of oil from the core to be increased by 30%, by changing the water chemistry. Several mechanisms have been proposed, that is related to interaction between the brine, oil, and pore surface. Common to all the proposed mechanisms is the valid pre sumption that the injected brine is not in chemical equilibrium with the chalk. This induces changes in surface chemistry (surface charge, surface potential, adsorbed ions, ion exchange etc.) and the chalk texture (through dissolution and precipitation). These changes could induce a favourable wettability change or trigger mineral dissolution and enhanced compaction that would increase oil recovery. Many mechanisms are possible but there is presently no consensus about which is more important under which conditions. In this project we will use direct in situ observation of the pore structure changes that occur when chalk is flooded with brines by a microfluidic technique. This technique could answer questions such as: How does the water move through th e pore geometry and contacts and interact with individual mineral grains as a function of time? When and how does oil mobilize and how does the mobilization relate to textural and chemical changes? The value of such observations could be enhanced by mode lling the observed pore scale processes. This will allow a superior model calibration and the models can then be used to determine how oil recovery could best be enhanced at the core scale. These suggestions will be tested with new core flooding experimen ts. The result will be better EOR upscaling, a reduction in technical and economic EOR risk, better reservoir models, and better reservoir management.