EXPERIMENTAL STUDY ON THE EFFECT OF LOW WATER SALINITY AND IONIC COMPOSITION ON WETTABILITY ALTERATION IN CARBONATES.

Abstract

Bergfuktbarhet spiller en viktig rolle i oljeproduksjonen. En liten endring i fuktighet i fjell mot mer fuktighet i vann vil ha en betydelig endring i oljeproduksjonen. Karbonat bergarter har en tendens til å være fortrinnsvis oljevåt eller blandet våt. Å endre den ioniske sammensetningen av den injiserte saltlaken og senke saltinnholdet har vist seg å være en effektiv måte å forbedre fuktigheten i karbonatbergartene på. Denne påstanden har blitt støttet av flere laboratorietester og feltforsøk.

Denne masteroppgaven er en videreføring av arbeidet som er gjort som en del av spesialiseringsprosjektet av Adejumo (2020). Målet med denne oppgaven er å utforske effektiviteten til to aldringsmetoder og å undersøke innvirkningen av saltlake med varierende saltholdighet og ionisk sammensetning på oljeutvinning i et spontan imbibition (SI) eksperiment. SI-testene ble utført ved en forhøyet temperatur på 96oC ved bruk av høye temperatur Amott-celler.

To kjernekjerne, en fra Angola og en fra Ainsa i Spania. De blir ansett som representanter for karbonatfelter i Brasil. De samme Ainsa-kjernene ble tidligere brukt av Azizov (2019). Ainsa-kjernene har flere porevolum, og er mer homogene enn Angola-kjernene. Angola-kjernene er heterogene og tette. Begge kjernematerialene er klassifisert som kalkstein uten anhydritt. Fra mineralogieksperimentene ble det funnet spor av magnesium i Angola-kjernene, men ikke nok til å klassifisere dem som dolomittkjerner.

Den dynamiske aldringsmetoden viste seg å være mer effektiv i kjernegjenoppretting. Samspillet mellom de potensielt bestemmende ionene, sulfat, magnesium og kalsium i sjøvann (SW) var i stand til å forbedre vannets fuktighet i karbonatprøvene. En NaCl-redusert SW-saltlake resulterte også i en inkrementell oljegjenvinning på ca. 5,5% av OOIP. I tillegg var alle modifiserte versjoner av NaCl-reduserte SW-saltlaker i stand til å forbedre oljegjenvinningen i alle de spontane imbibisjonsexperimentene som ble utført. Resultatene av kontaktvinkler og zeta potensielle målinger er i samsvar med resultatene fra SI eksperimentene. Videre er SO2− 4 og M g2 + funnet å være potensielt bestemmende ioner til en karbonatoverflate, ettersom de er i stand til å endre fuktighet mot mer vann-våte forhold.

Rock wettability plays an important role in oil production. A slight change in rock wettability towards more water wetness will have a significant change in the oil production. Carbonate rocks tend to be preferentially oil-wet or mixed-wet. Altering the ionic composition of the injected brine and lowering the salinity has proven to be an efficient way to improve the water wetness of carbonate rocks. This claim has been supported by several laboratory and field tests.

This masters thesis is a continuation of the work done as part of the specialization project by Adejumo (2020). The objective of this thesis is to explore the efficiency of two aging methods and to investigate the influence of brines with varying salinity and ionic composition on oil recovery in a spontaneous imbibition (SI) experiment. The SI tests are conducted at an elevated temperature of 96oC using high temperature Amott cells.

Two outcrop cores, one from Angola and one from Ainsa in Spain, were used in this study. They are considered as representatives of carbonate fields in Brazil. The same Ainsa cores were previously used by Azizov (2019). The Ainsa cores have higher porosity, and are more homogeneous than the Angola cores. The Angola cores are heterogeneous and tight. Both core materials are classified as anhydrite free limestones. From the mineralogy experiments, traces of magnesium were found in the Angola cores, but not enough to classify them as dolomite cores.

The dynamic aging method proved to be more efficient in core restoration. The interplay between the potential determining ions, sulphate, magnesium and calcium in seawater (SW) was able to improve the water wetness of the carbonate samples. Also, an NaCl reduced SW brine, resulted in an incremental oil recovery of about 5.5 % of original oil in place (OOIP). In addition, all modified versions of NaCl reduced SW brines were able to improve oil recovery in all of the spontaneous imbibition experiments carried out. Results of contact angles and zeta potential measurements are in agreement with those results from the SI experiments. Furthermore, sulphate and magnesium are found to be potential determining ions to a carbonate surface, as they are able to alter wettability towards more water-wet conditions.