Three-Phase Capillary Pressure, Hysteresis and Trapping in Mixed-Wet Rock

Hvordan beveger tre fluider seg i en porøs stein? Hva er skjebnen til olje- og gassganglia i trefasefluidfortrenginger, når det gjelder fasefanging, utvinning og topologiske strukturer? Dette prosjektet har behandlet disse forskningsspørsmålene ved å utvikle, validere og anvende en poreskalasimulator direkte på avbildede porøse steinstrukturer for beregning av trefasekapillartrykkskurver med fasefanging og hystereseoppførsel for relevante fukttilstander. Disse egenskapene er nødvendige for å vurdere trefasemetoder som vann-alternerende-gass («WAG») injeksjon for forbedret oljeutvinning i feltet, da de vil påvirke fluidets evne til å strømme gjennom reservoaret (dvs. relativ permeabilitet) på stor skala. Vi har utviklet en ny metode for å beskrive kapillarstyrt bevegelse av tre fluider i porøs stein med uniform eller blandet fuktpreferanse. Metoden bevarer volumer av isolerte fluid ganglier og beregner deres energi- og trykktilstander under fortrengning. Vi har kombinert volumbevaringsmetoden med tilstandsligninger for å beskrive kompressibel gass. Vi inkluderer adaptiv gridforfining og parallellisering ved å koble kodene våre til et eksisterende softwarerammeverk (SAMRAI) som inkluderer disse funksjonalitetene. Dette muliggjør nøyaktige trefasesimuleringer på store steinprøver, ved bruk av nasjonal e-infrastruktur for HPC («High Performance Computing»). Metodene våre kan simulere fluidinvasjon styrt av enten trykk eller metning (strømningsrate), og de kan også følge trefasemetningsstier eksakt. Oregon State University har utført vellykkede eksperimenter av trefasestrømning for gass- og vanninvasjonssykluser med olje tilstede på både vannfuktende kulepakker og kulepakker med blandet fuktpreferanse, ved Advanced Photon Source (Argonne IL), for eksperimentell validering av modellen. Fluidfordelingen er avbildet i løpet av strømningseksperimentene med synkrotronbasert mikro-CT-skanning. Simuleringer som følger den eksperimentelle metningsstien nøyaktig, og som inkluderer romlig og temporært varierende kontaktvinkler for å beskrive relaksasjon av grenseflatene mot likevekt, viser utmerket samsvar med eksperimentelle resultater. Dette er den første studien av trefasestrøm i porøse medier som har utført en direkte sammenligning av høyoppløselige tredimensjonale fluidfordelinger på poreskala fra eksperiment og simulering. Simuleringer på store steinprøver viser at metningsstyrt drenering gir kooperativ oppførsel (spontan omfordeling av fluider) og brå trykkfall under poreinvasjon. Kapillartrykkskurver for drenering er lavere når metning, i stedet for trykk, styrer fortrengningen. Disse effektene er mindre signifikante i imbibering når uniform svelling av fuktende fase opptrer foran den invaderende væskefronten, konsistent med eksperimentelle observasjoner. Disse resultatene viser at valget av fortrengningsprotokoll er viktig når man måler makroskopiske strømningsparametere i laboratoriet. I trefasefortrengning gir fluidganglier opphav til dynamisk oppførsel på grunn av fluktuasjoner i trykket til den isolerte fasen. Når gass fortrenger olje gjennom brede og smale porekanaler, forskyver oljen vann fra smalere poreområder. Dette fører til fluktuasjoner i kapillartrykket mellom gass og olje, og et økende kapillartrykk mellom olje og vann. Kapillartrykket mellom gass og vann er lavere i nærvær av mobil olje. Simuleringer av WAG-sykluser etter imbibering viser at doble fortrengninger (gass fortrenger olje som fortrenger vann) kan utvinne olje under gassinvasjon, men det kan også presse olje inn i smalere porerom ledsaget av fragmentering av oljeganglia. En stor del av disse oljegangliene kontakter både gass og vann med lavere kapillartrykk mellom gass og olje, og høyere kapillartrykk mellom olje og vann, enn de kontinuerlige fasene har. I den etterfølgende vanninvasjonen fortrenger vann oljeganglia som fortrenger gass (dobbelt fortrengning), mens vann avbryter grenseflater mellom gass og olje og fanger noen oljeganglia i vann, i lignende konfigurasjoner som før gassinvasjonen. Etter WAG-syklusen fanges de fleste ganglia i kontakt med de to andre fluidene, ofte i sammenhengende konfigurasjoner dannet av flere gass- og oljeganglia, konsistent med poreskalaeksperimenter. Med hensyn til relasjoner mellom initial- og restmetning, oppnår vi følgende konklusjoner, som alle er i samsvar med resultater fra kjerneskalaeksperimenter i litteraturen: Restoljemetningen etter en trefasefortrengning er mindre enn etter en tofasefortrengning; Restoljemetningen minker og gjenværende gassmetning øker med økt initial gassmetning; den totale restmetningen fra trefasefortrengning er høyere enn fra tofasefortrengninger; og restoljemetningen minker med økende gjenværende gassmetning. Derfor konkluderer vi med at modellen kan brukes til å utvikle pålitelige fasefangingsrelasjoner til hysteresemodeller i reservoarsimuleringsverktøy.

Core-scale laboratory measurements of three-phase capillary pressure curves with trapping and hysteresis behaviour are challenging and extremely time-consuming, with typical time frames of a year. This project has developed and validated a pore-scale model that can generate such data within a few days on sufficiently large rock samples when it is used in a high-performance compute environment. Thus, the model represents a cost-cutting and extremely time-saving technology for the industry. For example, the use of the developed simulator as part of digital rock physics analyses in an initial planning of a WAG project will reduce the number of required three-phase measurements and speed up the work flow leading towards field implementation. We anticipate that pore-scale simulations with our model can also be used to develop more practical flow parameter correlations that can be implemented in reservoir simulators to improve EOR predictions in the field.

Three-phase capillary pressure and relative permeability curves that account for hysteresis and phase trapping are required to assess three-phase enhanced oil recovery (EOR) methods, such as depressurization and water-alternate-gas (WAG) injections, in mi xed-wet reservoirs. These properties are usually included in reservoir simulators in terms of correlations that are based on two-phase data. Measuring three-phase capillary pressure is time-consuming and technically challenging, few three-phase hysteresis data exist, and core-scale water floods show large variation of trapped oil and gas. In this project we will develop improved techniques for three-phase pore-scale modelling based on the variational level set method, and simulate three-phase capillary-co ntrolled displacement at mixed-wet conditions directly on segmented 3D rock images. Experimental three-phase distributions in 3D porous media will be generated via synchrotron-based X-ray microtomography and compared quantitatively against pore-scale simu lations. The validated model will then be utilised directly on sandstone and carbonate rocks to gain increased insight into capillary pressure and relative permeability curves, hysteresis and trapping behaviour (including the structure and amount of resid ual oil) in three-phase EOR processes. In particular, we will investigate how three-phase pore-scale mechanisms, such as oil layer existence and multiple displacement events, affect these properties in complex 3D pore geometries. Water chemistry effects w ill be included to investigate the impact of interfacial tension and wettability change during WAG cycles. Simulation results obtained with the novel pore-scale model can be used subsequently to develop practical and reliable three-phase capillary pressur e and relative permeability correlations, including hysteresis loop logic and trapping models, that can be implemented in reservoir simulators to improve the predictions of three-phase EOR processes in the field.