SYSTEMATIC INVESTIGATION OF ROCK/FLUID INTERACTIONS IN RESERVOIRS AT NANO –TO – MILLIMETER SCALE: IMPLICATIONS FOR ENHANCED OIL RECOVERY AND CO2 STORAGE. PhD thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF Abubakar_ISAH_Ph.D_Dissertation_Corrected_Signed.pdf Restricted to Repository staff only until 24 July 2025. Download (9MB)

Arabic Abstract

يعد االستخالص المعزز للنفط أمًرا بالغ األهمية في عمليات إنتاج النفط والغاز، فهو يستلزم حقن السوائل في الخزان لتعزيز اإلنتاجية .عند حقن السوائل، تحدث تفاعالت بين السوائل المحقونة وصخور/سوائل الخزان؛ وتؤثر نتائج تفاعالت الصخور/السوائل بشكل حاسم على تدفق السوائل في الوسائط المسامية واستعادة الهيدروكربونات المرتبطة بها .تُظهر التغييرات المرتبطة في خصائص الخزان )المسامية والنفاذية وما إلى ذلك (وسلوك التدفق )أي تغيير قابلية التبلل وتغيرات النفاذية النسبية (التباين في مجموعة من المقاييس .وبالتالي، من األهمية بمكان فهم هذه التفاعالت على مستويات متعددة وتأثيراتها على االستخالص المعزز للنفط .في هذا البحث، سوف نستخدم تقنيات قياس مختلفة مثل والتصوير المقطعي المحوسب الدقيق ،(NMR (والرنين المغناطيسي النووي ،(SPM (الفحص المجهري الماسح .وإمكانات زيتا، والحفر النانوي، والغمر المركزي، وزاوية االتصال ،(SEM (والمجهر اإللكتروني الماسح ،(CT( قياسات ذات مقاييس مختلفة من الدقة تتراوح بين المقياس النانوي والجزئي والمقياس األساسي الستكشاف تفاعالت السوائل /الصخور وقابلية بلل الصخور .سيتم دراسة معادن الكربونات والصخور النقية من المكامن السعودية .يهدف البحث إلى التحقق من صحة المنهجية الحالية لتقدير قابلية التبلل للصخور المسامية والنفاذية مقارنة بتلك التي تحتوي على مسامية ونفاذية صفر تقريبًا .سيتم أي ًضا دراسة تأثير عدم التجانس المعدني )وجود معادن األنهيدريت (على قابلية بلل الكربونات عبر مجموعة من المقاييس .عالوة على ذلك، سيتم دراسة سلوك الترطيب كدالة للخصائص الميكانيكية النانوية على األسطح الصخرية الخشنة والمسطحة .سيتم تحديد العالقة بين علم المعادن الصخرية وخشونة السطح والخصائص الميكانيكية النانوية وقابلية التبلل، وسيتم تحليل اآلثار المترتبة على االستخالص المعزز للنفط قبل وبعد التعرض للنفط/ثاني أكسيد الكربون/رغوة ثاني أكسيد الكربون/المحلول الملحي .أظهرت النتائج أن األنهيدريت النقي رطب بالماء بينما الكالسيت والدولوميت متوسطان إلى رطبان بالزيت .باإلضافة إلى ذلك، يؤثر األنهيدريت على الشحنة السطحية عند واجهة الصخور/السوائل ويزيد من رطوبة الماء في الكربونات .بالنسبة إلمكانية استخالص النفط، أثبت حقن ثاني أكسيد الكربون أنه أكثر فعالية من غمر المواد الخافضة للتوتر السطحي في الكربونات الحاملة لألنهيدريت .يخضع األنهيدريت للتحول المعدني عند تعرضه لمحلول ملحي مشبع بثاني أكسيد الكربون .ولذلك، يمكن للصخور الغنية باألنهيدريت أن تكون بمثابة بالوعة محتملة لثاني أكسيد الكربون .وبالتالي، فإن نتائج هذا البحث ستوفر إجابات على األسئلة المتعلقة بكيفية تغير سلوك ترطيب الكربونات مع عدم التجانس المعدني، وما إذا كان يمكن تسخير معدن األنهيدريت في خزانات الكربونات أو تجنبه .ولذلك يوفر هذا البحث دراسة منهجية لتفاعالت الصخور/السوائل .وآثارها على تخزين النفط المعزز للنفط وثاني أكسيد الكربون على نطاقات مختلفة

English Abstract

Enhanced oil recovery (EOR) is crucial in oil and gas production operations, it entails injecting fluids into the reservoir to enhance productivity. When fluids are injected, interactions occur between the injected fluids and the reservoir rock/fluids; and the outcomes of rock/fluid interactions critically affect the fluid flow in porous media and the associated hydrocarbon recovery. The associated changes in reservoir properties (porosity, permeability etc.) and flow behavior (i.e. wettability alteration and relative permeability changes) demonstrate variability at a range of scales. Thus, it is of great importance to understand these interactions at multiple scales and their ensuing implications on EOR. In this research, we will utilize different measurement techniques such as scanning probe microscopy (SPM), nuclear magnetic resonance (NMR), micro computed tomography (CT) scan, scanning electron microscopy (SEM), zeta potential, nanoindentation, coreflooding and contact angle measurements having various scales of resolutions ranging from nano –, micro –, and core-scale to probe fluid/rock interactions and wettability of rocks. Carbonate and pure rock minerals from the Saudi Arabian reservoirs will be investigated. The research aimed at probing the validity of the current wettability quantification methodology for porous and permeable rocks compared to those having almost zero porosity and zero permeability. The effect of mineralogical heterogeneity (presence of anhydrite minerals) on carbonate wettability will also be investigated across a range of scales. Further, the wetting behavior as a function of nanomechanical properties on rough and on the flat rock surfaces will be studied. The relationship between rock mineralogy, surface roughness, nanomechanical properties and wettability will be established, and the resulting implications on EOR before and after oil/CO2/CO2-foam/brine exposure will be analyzed. The results showed that pure anhydrite is water-wet while calcite and dolomite are intermediate to oil-wet. In addition, anhydrite influences the surface charge at the rock/fluid interface and increases the water wetness in carbonates. For the oil recovery potential, CO2 injection proves more effective than surfactant flooding in anhydrite-bearing carbonates. Anhydrite undergoes mineral transformation when exposed to CO2-saturated brine. Therefore, anhydrite-rich rocks can serve as potential CO2 sink. Thus, findings from this research will provide answers to the questions of how the carbonates wetting behavior changes with mineralogical heterogeneity, and whether anhydrite mineral in carbonate reservoirs be harnessed or avoided. This research therefore provides a systematic investigation of rock/fluid interactions and its implications on EOR and CO2 storage at various range scales.

Item Type:	Thesis (PhD)
Subjects:	Petroleum Petroleum > Reservoir Characterization Petroleum > Enhanced Oil Recovery Petroleum > Rock and Fluid Properties
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Committee Advisor:	Mohamed, Mahmoud
Committee Co-Advisor:	Murtada, Aljawad
Committee Members:	Abdullah, Sultan and Muhammad, Shahzad Kamal and Muhammad, Arif
Depositing User:	ABUBAKAR ISAH (g201802900)
Date Deposited:	24 Jul 2024 10:22
Last Modified:	24 Jul 2024 10:22
URI:	http://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/143008