توسعه یک مدل تحلیلی به‌منظور بررسی رفتار جریانی تزریق پلیمر در مخازن نفت سنگین: بررسی اثر شوری و ناهمگنی در مقیاس مخزن

یکی از چالش‌های پیشرو در توسعه میادین نفت سنگین از طریق روش‌های تزریق آب پایه، تولید زودهنگام آب تزریقی و عدم تولید مناسب نفت است. این رخداد می‌تواند در نتیجه شرایط نامطلوب تحرک‌پذیری باشد که ناهمگنی مخزن نیز آن را تشدید می‌نماید. در چنین شرایطی به‌کارگیری روش‌های مبتنی بر تزریق پلیمر می‌تواند پتانسیل مطلوبی را برای ارتقاء روش‌های تزریق آب‌پایه فراهم کند. در این مطالعه یک مدل تحلیلی برای پیش‌بینی سریع رفتار جریانی تزریق محلول پلیمر در شرایط یک مخزن نفت سنگین در مقیاس مغزه (ریز) و مخزن توسعه داده شده است. جهت دست‌یابی به این هدف، ابتدا یک مدل تحلیلی بر مبنای تئوری باکلی-لورت در مقیاس مغزه به‌منظور طراحی سیلاب‌زنی پلیمر و بررسی تاثیر مکانیسم‌های حاکم بر افزایش بازیافت نفت ارائه شد. سپس در مقیاس مخزن، اثر ناهمگنی در قالب پارامتر کوال، و اثر شوری (شوری آب دریا و شرایط رقیق‌شده آن) بر عملکرد روش تزریق پلیمر در نظر گرفته شد. طبق نتایج در مقیاس مغزه، تزریق پلیمر منجر به افزایش 7% بازیافت نفت نسبت به تزریق آب دریا شد. در شرایط مخزن ناهمگن، این عملکرد مثبت چشم‌گیرتر بوده و منجر به 12% تولید نفت اضافی نسبت به آب دریا گردید. درخصوص تاثیر شوری، نتایج حاصله بیانگر هم‌افزایی روش تزریق آب‌کم‌شور-پلیمر بود و در شرایط مغزه و مخزن، به‌ترتیب 10 و 4% تولید نفت بیشتر از تزریق پلیمر را به‌دنبال داشت. مدل تحلیلی توسعه داده شده ابزار مناسبی برای طراحی فرآیند تزریق پلیمر در شرایط مختلف از شوری و ناهمگنی می‌باشد که می‌تواند به منظور تسهیل در تصمیم‌گیری‌های تکنیکی و اقتصادی در مقیاس مخزن مورد استفاده قرار گیرد.

developing an analytical model to investigate the flow behavior of polymer flood in heavy oil reservoirs: investigating the effect of salinity and heterogeneity in the reservoir scale

one of the leading challenges in developing heavy oil fields through water-based injection methods is early production of injected water and insufficient oil production. this event can result from unfavorable conditions of mobility, which is aggravated by the heterogeneity of the reservoir. in such a situation, polymer injection can provide a favorable potential for improving water-based injection methods. in this study, an analytical model has been developed to quickly predict the flow behavior of polymer solution at the core (fine) and reservoir scales. moreover, to achieve this goal, first, an analytical model based on the buckley-leveret theory at the core scale was presented to design polymer flooding and to investigate the influence of the governing mechanisms on increasing oil recovery. then, at the reservoir scale, the effect of heterogeneity in the form of the koval parameter and the effect of salinity (seawater salinity and its diluted conditions) on the performance of the polymer injection methods were considered. according to the core scale results, polymer injection led to a 7% increase in oil recovery compared to seawater injection. in heterogeneous reservoir conditions, this positive performance was more significant and led to 12% additional oil production compared to seawater. ultimately, regarding the effect of salinity, the obtained results showed the synergism of the low-salinity polymer flood method in such a way that, in the core and reservoir conditions, oil production was 12 and 4 percentages higher than that of polymer injection. moreover, the developed analytical model is a suitable tool for designing the polymer flood process in different conditions of salinity and heterogeneity, which can be used to facilitate technical and economic decisions at the reservoir scale.