شبیه‌سازی فرایند ازدیاد برداشت نفت توسط سیلاب زنی پلیمر: بررسی اثر شوری آب بر جابه جایی محلول پلیمری در یک مخزن ماسه سنگی با تخلخل و تراوایی بالا

در بسیاری از مخازن به دلیل ناهمگنی و نسبت تحرک پذیری نامناسب بین نفت و سیال جا به جا کننده، پس از تزریق آب با شوری کم، افزایش چشمگیری در بازیابی نفت دیده نمی شود. تزریق محلول پلیمر برای بازیافت بیشتر، می تواند توسط شوری آب محدود شود. در این پژوهش، هم افزایی روش های ازدیاد برداشت سیلابزنی با شوری کم و پلیمر در یکی از مخازن ایران با مدل سازی جریان سیال و وارد کردن واکنش های ژئوشیمیایی بررسی شد. به منظور مدل سازی تغییر ترشوندگی در اثر تزریق آب با شوری کم، فاکتور میان یابی تراوایی نسبی و فشار مویینگی بر اساس واکنش های ژئوشیمیایی بین سنگ و آب با شوری کم به دست آمد. سناریوهای طراحی شده به بررسی اثر میزان شوری آب در سیلابزنی پیوسته آب، پیش و پس از تزریق غلظت های گوناگون پلیمر و شوری آن می پردازد. افزایش بازیابی در سیلابزنی با شوری کم نسبت به شوری بالا % 4.19 و در فرایند سیلابزنی با شوری کم نسبت به تزریق آب با شوری بالا پیش از تزریق پلیمر با شوری بالا، کمتر از یک درصد است. شوری کم در محلول شیمیایی به دلیل افزایش گرانروی محلول باعث افزایش بازده سیلابزنی پلیمر می شود. غلظت ppm 100 محلول پلیمر با شوری کم با توجه به فشار شکست سازند عملیاتی بوده و نسبت به پلیمر با شوری بالا بازیابی نفت را % 5.05 افزایش می دهد. اثرگذاری شوری کم پس از تزریق پلیمر بهتر بوده و بازیافت نفت بیشتری نسبت به استفاده از آب با شوری بالا در مرحله ثالثیه دارد؛ در تزریق پلیمر با غلظت ppm 100 و شوری کم در مرحله ثالثیه، افزایش بازیابی نفت در مقایسه با تزریق پیوسته شوری کم %2.27 به دست آمد. سیلابزنی آب با شوری کم همراه با پلیمر در مخزن می تواند به عنوان یکی از روش های منتخب ازدیاد برداشت برای اجرا در مقیاس پایلوت مورد بررسی قرار گیرد.

simulation of polymer flooding for eor: effect of water salinity on polymer solution displacement in a sandstone reservoir with high porosity and permeability

in many reservoirs, due to the inappropriate mobility ratio between oil and displacing fluid, the oil recovery factor has no significant increase even after using emerging low salinity water flooding. polymer solution injection to achieve further oil recovery is limited by water salinity. in this paper, the synergy of low-salinity water flooding and polymer injection is investigated as a potential eor in an iranian oil reservoir through coupling fluid flow and geochemical modeling. in order to model change in wettability, the interpolation factor of relative permeability and capillary pressure was obtained using geochemical reactions between rock and low-salinity water. different scenarios were designed to investigate the effect of water salinity during continuous waterflooding, water flooding before and after polymer injection with different concentrations of polymer, and the effect of the salinity of polymer solution on oil recovery in the reservoir. during low salinity water flooding oil recovery increases by 4.19% in comparison with high salinity water. when low-salinity water is injected before high-salinity polymer, oil recovery increases by less than 1% compared to the high salinity. low salinity of the chemical solution leads to an increase in the oil recovery performance of polymer flooding due to an increase in solution viscosity. considering formation breakdown pressure, a low salinity polymer solution with a polymer concentration of 100 ppm is appropriate from an operational viewpoint. oil recovery increases by 5.05% in comparison with high salinity  polymer. low salinity water after polymer injection is more effective than high salinity water during tertiary recovery. during low salinity polymer injection with the concentration of 100 ppm followed by low salinity water in the tertiary stage, an increase in oil recovery is 2.27% in comparison with continuous low salinity water flooding. combined low salinity water and polymer injection in the reservoir can be considered as one of the selected eor methods to perform on a pilot scale.