شبیه‌سازی عددی جابه‌جایی نفت- دی‌اکسید کربن در مقیاس منفذ در محیط متخلخل ناهمگن شکاف‌دار

سیلاب‌زنی از طریق تزریق گاز به‌صورت امتزاج‌پذیر همواره به‌عنوان کارآمدترین روش جهت افزایش ضریب بازیافت نفت مطرح بوده‌است ولیکن تامین و نگهداشت فشار تزریقی در شرایط امتزاج‌پذیری و یا حتی نزدیک امتزاج‌پذیری از لحاظ عملیاتی دشوار و با هزینه‌های بالایی همراه می‌باشد. در مخازن شکاف‌دار بدلیل وجود مسیر‌های هموار و کانال مانند می‌توان در فشارهای پایین‌تر نیز به بازیابی نفت معادل با شرایط نزدیک امتزاج‌پذیری دست پیدا‌نمود. و لیکن شبیه‌سازی مخازن شکاف‌دار به‌دلیل پیچیدگی‌ها و ناهمگنی‌های این مخازن همواره با دشواری‌هایی همراه بوده‌است که در این میان لحاظ نمودن اثر انتقال جرم از جایگاه ویژه‌ای برخوردار می‌باشد. از این‌رو در این مطالعه به بررسی اثر انتقال جرم در رفتار جریانی نفت- دی اکسیدکربن در مقیاس- منفذ در فرآیند تزریق‌گاز در شرایط غیرامتزاج‌پذیر در یک محیط متخلخل ناهمگن شکاف‌دار پرداخته می‌شود. بدین منظور شبیه‌سازی عددی در مقیاس- منفذ در ناحیه فشاری دور از ناحیه امتزاج‌پذیری برای دوحالت در نرم‌افزار شبیه‌ساز دینامیک سیالات محاسباتی کامسول انجام می‌پذیرد. حالت اول، بکارگیری ماژول میدان‌فازی که با بهره‌گیری از روابط ناویر‌استوکس حرکت سیالات را در محیط متخلخل ردیابی می‌نماید. حالت دوم، ترکیب دو ماژول مستقل روش میدان‌فازی و روش انتقال‌گونه‌های رقیق در نرم‌افزار شبیه‌ساز می‌باشد که در این حالت ماژول انتقال گونه‌های رقیق بمنظور بررسی اثر انتقال جرم گاز دی‌اکسید‌کربن به فاز نفت، اضافه گردیده‌است. در حقیقت این ماژول با بهره‌گیری از قوانین کلاسیک فیک این مهم را به انجام می‌رساند. نتایج حاصل از شبیه‌سازی نشان می‌دهد که میزان جاروب نفت باقی‌مانده در گلوگاه‌های کوچک و به‌ویژه در گلوگاه‌های مجاور شکاف با در نظر‌گرفتن اثر انتقال جرم به‌طور محسوسی افزایش‌یافته که سبب گردیده مقدار نهایی بازیافت از 81% بدون لحاظ نمودن اثر انتقال جرم به 89% با در نظرگرفتن اثر انتقال جرم افزایش یابد که این میزان بازیافت نفت تا حد بسیار زیادی متناظر با شرایط نزدیک امتزاج‌پذیری می‌باشد.

numerical simulation of oil–co2 displacement at the pore scale in heterogeneous fractured porous media

gas injection through miscible flooding has always been considered the most efficient method for enhancing oil recovery. however, maintaining and sustaining injection pressure under miscible or near-miscible conditions is operationally challenging and costly. in fractured reservoirs, due to the presence of smooth and channel-like pathways, it is possible to achieve oil recovery equivalent to near-miscible conditions at lower pressures. nevertheless, simulating fractured reservoirs is inherently difficult due to their complexities and heterogeneities, with mass transfer effects playing a critical role.therefore, this study investigates the impact of mass transfer on the oil-co2 flow behavior at the pore scale in a gas injection process under immiscible conditions in a heterogeneous fractured porous medium. numerical simulations at the pore scale are conducted in a pressure region far from the miscibility zone for two cases using the comsol computational fluid dynamics software. the first case utilizes the phase field module, which employs navier-stokes equations to track fluid movement in the porous medium. the second case combines two independent modules; the phase field method and the transport of diluted species method, with the latter added to examine the effect of co2 gas mass transfer to the oil phase, utilizing fick›s classical laws.the simulation results indicate that considering the mass transfer effect significantly increases the sweep efficiency of residual oil in small throats, especially in those adjacent to fractures. ultimately, this increases the final recovery factor from 81% without considering mass transfer to 89% with mass transfer, closely resembling near-miscible conditions.