• سنجش حساسیت سازند کربناته فهیلان توسط تزریق سیال های قلیائی وارزیابی میزان آسیب سازند
محورهای موضوعی :
1 - پژوهشگاه صنعت نفت
2 - پژوهشگاه صنعت نفت
کلید واژه:
چکیده مقاله :
بازیافت ثانویه وثالثیه می تواند منجر به کاهش شدید ویا دائمی نفوذپذیری سنگ شود که دلیل اصلی آن واکنش بین سیال های تزریقی وسنگ مخزن است .این امر بویژه در مخازنی با در صد رس بالا ،نفوذ پذیری کم سنگ شدگی ضعیف دیده می شود پس از ورود سیالی با PH بالا به درون سنگ مخزن ،بافت کانی های رسی وسیمان سیلیسی موجود در مخزن به دلیل انحلال کانی های رسی وسیمان ، آزاد شدن ذرات ریز ومهاجرت آنها تخریب شده ومنجر به بسته شدن منافذ موجود در سنگ مخزن می گردد .آسیب سازند نیز ممکن است بطور موقتی وبرگشت پذیر ویا دائمی که ناشی از رسوب محصولات حاصل از واکنش بین سیالهای دارای PH بالا وسنگ مخزن بوده ومنجر به بسته شدن منافذ می گردد، اتفاق بیفتد .در تحقیق حاضر یکسری آزمایش های تزریق به منظور تعیین PH های متفاوت (12،10،805،7)به درون سنگ تزریق شده ومیزان حساسیت نمونه مغزه های کربناته نسبت به سیالهای قلیائی به توسط یک روش جدید وکاربردی اندازه گیری شده است .استفاده از روش ارائه شده منجر به تعیین میزان دقیق پارامتر آسیب سازند خواهد شد .نتایج نشان می دهد که نمونه های مورد استفاده رفتارهای متفاوتی را نسبت به تزریق سیالهای قلیائی از خود نشان داده وآسیب ایجاد شده در آنها ازبدون آسیب تا آسیب جدی متغیر است که در بعضی از موارد قابل ملاحظه وبرگشت ناپذیر است .لذا می بایست میزان PH سیال های تزریقی در چاه کمتر از مقدار بحرانی آن نگاه داشته شود تا از بروز آسیب سازند جلو گیری گردد .
Secondary and Tertiary recovery processes can lead to severe and permanent reductions in permeability due to the interactions between injected fluied and the reservoir rock that is especially true in high clay content , low permeability, poorly consolidated reservoirs.After the fluid with a high PH value enters the reservoir,the texture of clay minerals and siliceous cement in the reservoir is destroyed due to the dissolution of clay minerals and cement and the release of fine particles produced ,thus causing reservoir plugging. Formation damage could be bith temporarily due to the precipitation of reaction products caused by interaction between high PH fluids and reservoir rock which will result in pore plugging .In this study ,aseries of core flooding experiments have been carried out to determine the critical PH of Alkaline fluids for plug samples of Fahlyian carbonate formation. Alkaline fluids with different PH (7,8.5, 10 and 12) were injected into plug samples and the alkaline sensivity of the carbonate formation has been measured in both qualitative and quantitative forms by a new applicable method .Using this approach will result in the accurate estimation of the degree of formation damage .result indicate that used plugs show different behavior when exposed to fluids with different alkalinity and the degree of resulted formation damage varies from Zero to serious and in certain cases are noticeable and irreversible. Therefore, PH of injecting fluids must be kept less than its threshold value to prevent formation damage.
