탄산염 저류층 내 저염도 수공법에 대한 비등온 반응 유동 해석

Abstract

백악(chalk)질 저류층의 경우 자연균열이 많아 투과도는 높지만 암체의 투과도는 낮고 유습윤 또는 약 수습윤성을 가지고 있기 때문에 일반적인 수공법으로는 암석 내 오일 회수가 어렵다. 해수를 이용한 저염도 수공법은 기존의 수공법과 유사하며 주입된 저염도수에 의해 암석이 수습윤성으로 변하기 때문에 오일 회수율이 증가하는 공법이다. 기존의 수치모델링들은 대부분 암석의 습윤도 변화 메커니즘에 초점을 맞춰 이뤄졌으며 투과도를 감소시키는 CaSO4와 같은 침전반응들은 고려되지 않았다. 본 연구에서는 온도에 따른 CaSO4 침전반응, 시추정과 저류층에서의 열 교환 반응을 함께 고려하여 주입온도 및 주입량에 따른 저염도 수공법의 효율성을 비교하였다. 여러 주입조건에 따른 오일회수율을 비교한 결과 저염도 수공법은 기존 수공법 대비 최대 8%의 오일회수 증진효과가 있었다. 100 m3/day로 각각 10°C 와 70°C 의 다른 온도의 저염도수를 주입하더라도 주입된 물은 시추정 내에서의 열 교환에 의해 저류층에서의 온도가 비슷해지기 때문에 결과적으로 두 경우의 오일회수율은 거의 유사하였다. 또한 저류층 상하부는 지층과의 열 교환으로 인해 저류층 중간층과 다른 온도분포를 나타냈다. 주입량이 증가할수록 저류층의 온도는 더 많이 감소하며 이는 10°C의 저염도수를 주입한 경우에서 더 크게 나타났다. 저류층 온도가 높을수록 오일의 점도가 낮아 오일회수 측면에서 유리하지만 CaSO4는 고온에서 더 많이 침전되기 때문에 투과도 감소가 더 많이 발생하여 오일생산에 부정적인 요소로 작용한다. 주입된 유체가 주로 균열을 통해 이동하므로 이 침전반응은 암석 내보다는 대부분 균열 내에서 발생하였고 투과도의 감소 또한 균열의 투과도 감소가 암석의 투과도 감소보다 크게 나타났다. 본 연구는 저염도 수공법 수치모델링 시 화학적 침전반응이 경우에 따라 오일 생산 결과에 큰 영향을 줄 수 있다는 것을 보여주었다. 기존 실험실 연구결과들에서 나타난 저염도 수공법 시 침전반응 양상을 반영하여 저류층 규모의 저염도 수공법 수치모델링을 수행했다는 점에서 의의가 있다. |There are many previous studies for low salinity water flooding including numerical modeling. The models have been mainly focused on wettability alteration mechanism by low salinity water injection and spontaneous imbibition phenomenon. However, the modification of wettability on the surface of carbonate rocks by low salinity water involves several chemical processes and changes in the injection brine salinity and its ionic composition can significantly impact the oil recovery. This work presents the modeling of low salinity water flooding on carbonate reservoirs using dual permeability system, nonisothermal reaction, and heat transfer in both reservoir and wellbore. Various injection designs were considered to evaluate the effects of temperature, injection rate, and ionic composition on the possible interactions of limestone rock/ brine/ and oil system and to identify the oil recovery mechanism. In initially high temperature reservoirs, the significant reduction of temperature near wellbore and the reservoir during cold seawater injection leads to the increase of both oil and water viscosities as well as the CaSO4 precipitation. When the water injection rate decreases, reservoir temperature can be maintained as high and a lot of calcium sulfate precipitation occurs because it is endothermic reaction. Permeability reduction by the precipitation is occurred more severely in fracture than matrix because injected water flows mostly though fractures due to large difference of permeability between fracture and matrix. The results indicated that improvement in the oil recovery can be achieved through the injection of low salinity water and high injection rate.; There are many previous studies for low salinity water flooding including numerical modeling. The models have been mainly focused on wettability alteration mechanism by low salinity water injection and spontaneous imbibition phenomenon. However, the modification of wettability on the surface of carbonate rocks by low salinity water involves several chemical processes and changes in the injection brine salinity and its ionic composition can significantly impact the oil recovery. This work presents the modeling of low salinity water flooding on carbonate reservoirs using dual permeability system, nonisothermal reaction, and heat transfer in both reservoir and wellbore. Various injection designs were considered to evaluate the effects of temperature, injection rate, and ionic composition on the possible interactions of limestone rock/ brine/ and oil system and to identify the oil recovery mechanism. In initially high temperature reservoirs, the significant reduction of temperature near wellbore and the reservoir during cold seawater injection leads to the increase of both oil and water viscosities as well as the CaSO4 precipitation. When the water injection rate decreases, reservoir temperature can be maintained as high and a lot of calcium sulfate precipitation occurs because it is endothermic reaction. Permeability reduction by the precipitation is occurred more severely in fracture than matrix because injected water flows mostly though fractures due to large difference of permeability between fracture and matrix. The results indicated that improvement in the oil recovery can be achieved through the injection of low salinity water and high injection rate.