炭酸塩岩の流動挙動に及ぼす細孔径分布の影響に関する考察.ナノベースの油分回収技術と岩石のタイピングを結びつける

Insights into the Effects of Pore Size Distribution on the Flowing Behavior of Carbonate Rocks: Linking a Nano-Based Enhanced Oil Recovery Method to Rock Typing.

• Amin Rezaei
• Hadi Abdollahi
• Zeinab Derikvand
• Abdolhossein Hemmati-Sarapardeh
• Amir Mosavi
• Narjes Nabipour

抄録

貯留層岩石の固定的な特性として、孔径分布(PSD)が貯留層液の飽和度分布に大きく影響することが知られている。本研究では、界面活性剤-ナノ流体フラッディングの効率的な油回収技術としての有効性に着目し、PSDと油層岩盤の油水比透水係数との関係を検討することを目的としています。この目的のために、20本以上のコアプラグの中から選定した岩石の種類が類似した2つのコアプラグについて、水銀注入キャピラリー圧力(MICP)試験を実施し、界面活性剤ナノ粒子EOR法による二次コアフラッディング実験後の油分回収量の低減効果を検討した。そこで、界面張力(IFT)及び接触角測定を行い、コアフラッディング実験に最適なアニオン性界面活性剤とシリカナノ粒子(NP)の濃度を決定した。相対透水試験の結果、PSDは相対透水曲線の終点に大きく影響し、αオレフィンスルホン酸（AOS）界面活性剤＋シリカNPの混合物をEOR溶液として浸水させることで、大量の未処理油を回収できることがわかった。炉心浸水試験の結果、3次モードでのAOS + NPs溶液の注入により、均質PSD及び不均質PSDを有する炭酸塩コアプラグでは、浸水後の油分回収率がそれぞれ最大2.5%及び8.6%向上することが示された。

As a fixed reservoir rock property, pore throat size distribution (PSD) is known to affect the distribution of reservoir fluid saturation strongly. This study aims to investigate the relations between the PSD and the oil-water relative permeabilities of reservoir rock with a focus on the efficiency of surfactant-nanofluid flooding as an enhanced oil recovery (EOR) technique. For this purpose, mercury injection capillary pressure (MICP) tests were conducted on two core plugs with similar rock types (in respect to their flow zone index (FZI) values), which were selected among more than 20 core plugs, to examine the effectiveness of a surfactant-nanoparticle EOR method for reducing the amount of oil left behind after secondary core flooding experiments. Thus, interfacial tension (IFT) and contact angle measurements were carried out to determine the optimum concentrations of an anionic surfactant and silica nanoparticles (NPs) for core flooding experiments. Results of relative permeability tests showed that the PSDs could significantly affect the endpoints of the relative permeability curves, and a large amount of unswept oil could be recovered by flooding a mixture of the alpha olefin sulfonate (AOS) surfactant + silica NPs as an EOR solution. Results of core flooding tests indicated that the injection of AOS + NPs solution in tertiary mode could increase the post-water flooding oil recovery by up to 2.5% and 8.6% for the carbonate core plugs with homogeneous and heterogeneous PSDs, respectively.