Zeitschrift für Erdöl- und Umweltbiotechnologie

Abstrakt

Untersuchung des Einflusses der Kalzitauflösung auf die Ölfreisetzung aus Gesteinsoberflächen während chemischer Tracertests an einzelnen Bohrlöchern durch Kopplung eines Mehrphasenströmungssimulators an das geochemische Paket

Khaledialidusti R* und Kleppe J

Die Auflösung von Kalzitmineralien gilt als wichtiger Mechanismus zur Dämpfung der beträchtlichen pH-Schwankungen bei Single-Well-Chemical-Tracer (SWCT)-Tests durch Verbesserung der Pufferkapazität der wässrigen Lösung. Andere Parameter, die bei den SWCT-Tests ebenfalls einen großen Einfluss auf die Geochemie des Reservoirs haben könnten, sind die Wasserpufferkapazität, lösliche Kohlenwasserstoffkomponenten und die Temperatur.

Darüber hinaus wurde im letzten Jahrzehnt auch die Auflösung von Kalzitmineralien als zugrunde liegender Mechanismus für die Freisetzung des adsorbierten Öls von der Oberfläche durch Injektion von Wasser mit modifizierter Salzkonzentration (MSWI) in Karbonatreservoirs vorgestellt. Dieser Widerspruch der Auswirkungen der Kalzitauflösung könnte eine Herausforderung für die Genauigkeit der SWCT-Tests in Karbonaten darstellen. Diese Bedenken motivierten uns, das Potenzial der Kalzitauflösung für die Ölfreisetzung von den Karbonatgesteinsoberflächen während der SWCT-Tests hervorzuheben, indem wir einen Mehrphasenströmungssimulator mit dem Geochemiepaket PHREEQC koppelten.

Die Ergebnisse zeigen, dass die Kalzitauflösung während der Injektionszeit zwar gering ist, während der wesentlich längeren Stillstandszeit jedoch erheblich sein kann. Während der Stillstandszeit zeigen die Ergebnisse, dass das Potenzial der Kalzitauflösung für die Ölfreisetzung aus den Gesteinsoberflächen bei höheren Reservoirtemperaturen signifikanter sein könnte, obwohl die anfängliche feste Kalzitkonzentration und die Pufferkapazität ebenfalls einen Einfluss haben könnten.

Es ist auch klar, dass der pH-Wert des Systems den niedrigsten Wert erreicht, wenn die Stillstandszeit die Übergangszeit erreicht (d. h. Injektions- und Produktionszeit) und sich danach nicht mehr wesentlich ändert. Bei längeren Stillstandzeiten werden die zusätzliche Esterhydrolyse und das Säureprodukt durch die Kalzitauflösung und die Pufferkapazität des Wassers neutralisiert. Daher ist die Wahrscheinlichkeit der Freisetzung des adsorbierten Öls von der Gesteinsoberfläche bei längeren Stillstandzeiten höher, sodass Testdesigns mit kürzeren Stillstandzeiten und sogar so kurz wie die Übergangszeit für die Karbonatreservoirs dringend empfohlen werden. Wir hoffen, dass diese Studie dazu verwendet werden kann, die Unsicherheiten der SWCT-Tests zu minimieren und die Zuverlässigkeit der S- _oder Messungen zu verbessern.