An experimental and numerical study of low salinity effects on the oil recovery of carbonate limestone samples

Feldmann, Felix GND

Low-salinity waterflooding is a relatively simple and cheap Enhanced oil recovery technique in which the salinity of the injected water is optimized (by desalination and/or modification) to improve oil recovery over conventional waterflooding. The presented study combines spontaneous imbibition, centrifuge method, unsteady state coreflooding and zeta potential experiments to investigate low-salinity effects in carbonate limestones samples. Compared to Formation-water and Sea-water, Diluted-sea-water caused the significantly highest spontaneous oil recovery. Moreover, the imbibition capillary pressure curves are characterized by an increasing water-wetting tendency and a residual oil saturation reduction, as the salinity of the imbibing brines decreases in comparison to Formation-water. The unsteady state corefloodings resulted in the highest secondary oil recovery when Diluted-sea-water was used as injection water. Based on the open-source C++ simulator Dumux, the study developed a numerical centrifuge and coreflooding model to history match the experimental data. The numerically derived capillary pressure and relative permeability data confirm a correlation between the system’s salinity, wettability, oil recovery and residual oil saturation.

Low-salinity Wasserfluten ist eine simple und kostengünstige Technik zur verbesserten Ölgewinnung, bei der der Salzgehalt des eingepressten Wassers (durch Entsalzung und/oder Modifikation) optimiert wird. In der Fachliteratur sind experimentelle Studien verfügbar, in denen sulfatreiches als auch entsalztes Wasser ein vielversprechendes Potenzial zur Steigerung der Ölproduktion aus Kalksteinproben gezeigt haben. Diese Dissertation kombiniert erstmalig Spontaneous-imbibition, Zentrifugen und Kernflutungsexperimente zur Untersuchung von Low-salinity Effekten in Kalksteinproben. Darüber hinaus wurden Zeta-Potential Messungen durchgeführt, um das Konzept der Oberflächenladungsveränderung als möglichen Mechanismus von Low-salinity Effekten in Kalksteinen zu untersuchen. In der experimentellen Studie wurden drei Injektionswasserzusammensetzungen getestet: Ein hochsalzhaltiges Formationswasser (Salzgehalt von 183,4 g/l), ein sulfatreiches Meerwasser (Salzgehalt von 43,8 g/l) und 100-fach verdünntes Meerwasser (Salzgehalt von 0,44 g/l). Die Spontaneous-imbibition Tests zeigten nur dann Ölproduktion, wenn der Salzgehalt des eindringenden Wassers niedriger war als der Salzgehalt des initialen Wassers. Es wurde keine Ölproduktion beobachtet, wenn das eindringende Wasser einen höheren Salzgehalt als das initiale Wasser aufwies oder der Salzgehalt der beiden Fluide identisch war. Die Spontaneous-imbibition Tests ergaben eine Ölgewinnung von 35,4% für 100-fach verdünntes Meerwasser, 22,1 % für Meerwasser und 1,5 % für Formationswasser. Die Zentrifugenversuche bestätigten eine Verbindung zwischen Salzgehalt und Ölgewinnung. Mit abnehmendem Salzgehalt zeigten die Kapillardruckkurven eine zunehmende Wasserbenetzungstendenz und eine gleichzeitige Verringerung der Restölsättigung. Die gemessenen Restölsättigungen waren 5,6 % für verdünntes Meerwasser, 10,7 % für Meerwasser und 15,3 % für Formationswasser. Die Kernflutungen spiegelten die Ergebnisse der Spontaneous-imbibition Tests und der Zentrifugenversuche wider. Unter lagerstättenrealistischer Injektionsrate resultierte Meerwasser und insbesondere verdünntes Meerwasser in eine signifikant höhere Ölproduktion als Formationswasser. Nach dem Erhöhen der Injektionsrate ergab verdünntes Meerwasser eine verbleibende Ölsättigung von 30,6 %, Meerwasser von 35,5 % und Formationswasser von 37,4 %. Die durchgeführten Zeta-Potential-Messungen stützen das Konzept der Oberflächenladungsveränderung als verantwortlichem Mechanismus von Low-salinity Effekten in Kalksteinen. Im Vergleich zu Formationswasser und Meerwasser zeigte das System aus verdünntem Meerwasser und Kalkstein die stärkste negative Oberflächenladung. Im Bezug auf die Literaturrecherche, den Spontaneous-imbibition, Zentrifugen und Kernflutungsexperimenten kann geschlussfolgert werden, dass die Injektion von verdünntem Meerwasser die Benetzung von Kalksteinen verändert. Um die experimentellen Daten zu überprüfen, wurde ein numerisches Zentrifugen- und Kernflutungsmodell im C++ Simulator DuMuX implementiert. Die mathematischen Modellbeschreibungen umfassen die definierten Randbedingungen, hydraulischen Eigenschaften, das Strömungsmodell und die Materialbilanzkopplung. Die entwickelten Modelle wurden mit Hilfe einer kommerziellen Simulationssoftware validiert. Die numerischen Modelle bestätigten die analytische Zentrifugenauswertung. Die Kapillardruckkurven sind durch eine zunehmende Wasserbenetzungstendenz und eine gleichzeitige Verringerung der Restölsättigung gekennzeichnet, wenn der Salzgehalt des Injektionswasser im Vergleich zu Formationswasser abnimmt. Die Kernflutungssimulationen bestätigen eine Verbindung von Salzgehalt, Benetzbarkeit und Ölgewinnung. Die numerisch abgleiten relative Permeabilitäten zeigten die stärkste Wasserbenetzung für verdünntes Meerwasser, gefolgt von Meerwasser und Formationswasser.

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Feldmann, Felix: An experimental and numerical study of low salinity effects on the oil recovery of carbonate limestone samples. 2020. Technische Universität Clausthal.

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