Numerisk simulering av avansert smartvanninjeksjon i et sandsteinreservoar på norsk kontinentalsokkel.

Abstract

Resultater fra kjerneflomforsøk for et sandsteinsreservoar på norsk kontinentalsokkel viste at vannflømming med lav saltholdig vann ikke førte til mer oljeutvinning. Det ble observert at konsentrasjonen og typen leirmineral og dets kationbyttekapasitet er viktige faktorer for å se effekten av flømming med lav saltholdig vann. En annen viktig komponent er fuktbarhetsendringen av reservoaret fra oljevått til mindre oljevått. Ved å endre på fuktbarheten kan mer olje utvinnes. Imidlertid kan ikke fuktbarhetsendring finne sted som et resultat av injeksjon av lav saltholdig vann. Derfor foreslås det å injisere andre kjemikalier. Dette er evaluert ved hjelp av bakgrunnsteori og simulering. Kostnader og utfordringer med EOR metoder offshore vurderes.

Results from core flooding experiments for a sandstone reservoir on the Norwegian continental shelf showed that low salinity water flooding (LSWF) did not lead to more oil being recovered. It was observed that the concentration and type of clay mineral and its CEC are important factors to see the effect of LSWF. Another important component is the wettability alteration of the reservoir from oil-wet to less oil-wet. By altering the wettability more oil can be recovered. However, wettability alteration might not take place as a result of injection of LSW. Therefore, it is suggested to inject other chemicals. This is evaluated using background theory and simulation. Costs and challenges with EOR methods offshore are considered.