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

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 تاثیر 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.

microscopic and macroscopic investigation of simultaneous swelling and migration of clays on rock permeability during smart water injection

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.