Abdulmajeed, Idris (2026) Synergistic Impact of Polymer’s Wettability Alteration and Viscoelastic Potential on Improved Oil Recovery From Carbonates. Masters thesis, King Fahd University of Petroleum and Minerals.

PDF (MS Thesis draft) Idris Ali Abdulmajeed MS thesis draft.pdf - Draft Version Restricted to Repository staff only until 3 August 2027. Download (19MB)

Arabic Abstract

يُعد الغمر بالبوليمر أحد الأساليب المتقدمة والمثبتة في الاستخلاص المعزز للنفط وقد استُخدم على نطاق واسع في مكامن الحجر الرملي، مع تزايد الاهتمام مؤخرًا بتطبيقه في المكامن الكربوناتية. وفي حين أن الغمر بالبوليمر يعمل تقليديًا على تحسين استخلاص النفط من خلال تعزيز كفاءة الاجتياح الحجمي (الماكروسكوبي)، فإن الدراسات الحديثة تشير إلى أنه قد يؤثر أيضًا على كفاءة الإزاحة المجهرية (الميكروسكوبية)، لا سيما عند معدلات التدفق العالية. وبالنظر إلى مشاريع الغمر بالبوليمر التي نُفذت في تسع دول، اقترح الباحثون أن تطوير منحنيات إزالة التشبع الشعري يُعد أمرًا مهمًا لتقييم أداء الغمر بالبوليمر تحت ظروف مكمنية محددة، إلى جانب دراسة تأثيره في تغيير قابلية البلل للصخور. وفي دراسة حديثة لمجموعتنا البحثية، وُجد أن الغمر بالبوليمر ذي الخواص اللزوجية-المرنة يقلل من تشبع النفط المتبقي؛ ومع ذلك، تطلب هذا معدل سرعة عالياً نسبياً يبلغ 5 أقدام/يوم، وهو ما لا يمثل بشكل عملي ظروف التدفق النموذجية للمكمن . استنادًا إلى دراسات سابقة تناولت تأثير الملوحة ، تهدف هذه الرساله إلى تعديل التركيب الأيوني لسائل الحقن لتعزيز تغيير قابلية البلل، وفحص ما إذا كان التآزر بين تغيير قابلية البلل والخواص اللزوجية-المرنة للبوليمر يمكن أن يحسن الأداء المجهري للغمر بالبوليمر. تشير النتائج إلى أن إضافة أيونات الكبريتات، أثناء عملية الامتصاص التلقائي، أدت إلى زيادة استخراج النفط حتى الوصول إلى التركيز الأمثل لأيونات الكبريتات. في تجربة الامتصاص التلقائي الأولى، التي أُجريت بعد 25 يومًا من التعتيق، زاد الاستخراج، ووصل إلى حد أقصى قدره 91.3 في المائة من النفط الأصلي في العينة لمحلول البوليمر الذي يحتوي على أيونات الكبريتات بتركيز ستة أضعاف . ومع ذلك، أدت زيادة تركيز الكبريتات إلى ثمانية أضعاف في محلول البوليمر إلى انخفاض الاستخراج إلى 60 في المائة من النفط الأصلي في العينة، مما يشير إلى أن إثراء الكبريتات بما يتجاوز المستوى الأمثل لم يوفر فائدة إضافية . في التجربة الثانية للامتصاص التلقائي، التي أُجريت بعد 37 يومًا من فترة التعتيق، كانت عوامل الاسترداد أقل من تلك المسجلة في التجربة الأولى للامتصاص، لكن تم تحديد اتجاه مشابه . علاوة على ذلك، تشير تجارب منحنيات إزالة التشبع الشعري التي أُجريت إلى أن حقن البوليمر اللزج المرن مع أيون الكبريتات (بأقل تركيزا) في محلول البوليمر أعطى معامل استرداد إجماليًا بنسبة 79.4 في المائة من النفط الأصلي في العينة، وهو ما يتوافق مع رقم شعري حرج يبلغ 1.31 × 10⁻⁶. وعندما تمت زيادة محتوى الكبريتات إلى ستة أضعاف أيون الكبريتات في محلول البوليمر، ارتفاع معدل الاسترداد الإجمالي إلى 88.62 في المائة من النفط الأصلي في العينة، وهو ما يتوافق مع انخفاض الرقم الشعري الحرج إلى 3.58 × 10⁻⁷. وبشكل عام، توفر هذه النتائج أساسًا لتقييم ما إذا كانت كيمياء الكبريتات المُحسّنة قادرة على تعزيز إمكانات الاسترداد المجهرية لغمر البوليمر في الصخور الكربونية المبللة بالنفط . تشير نتائج الامتصاص التلقائي إلى أن تركيز أيونات الكبريتات الذي يبلغ ستة أضعاف في محاليل البوليمر يوفر التركيز الأمثل للكبريتات في ظل الظروف المدروسة . في حين خلصت الدراسات السابقة إلى أن سرعة عالية تبلغ 5 أقدام/يوم ضرورية لاستخراج النفط المتبقي، تُظهر الدراسة الحالية أنه يمكن خفض تشبع النفط المتبقي بنجاح عند أرقام شعرية أقل بكثير . وعلى وجه التحديد، تم تحقيق هذا التخفيض بمعدل 0.5 قدم/يوم باستخدام أيون الكبريتات (أقل تركيزا) في محلول البوليمر، وانخفض المعدل أكثر إلى 0.05 قدم/يوم عند استخدام أيون الكبريتات بكمية ستة أضعاف في محاليل البوليمر، وهو ما يمثل معدل التدفق الميداني . وفي النهاية، توضح تجارب منحنيات إزالة التشبع الشعري التآزر بين ميزة القابلية للبلل واللزوجة المرنة للبوليمر في وجود أيونات الكبريتات في التركيبة.

English Abstract

Polymer flooding is considered a well-established EOR method in sandstone reservoirs, and increasing interest has recently shifted toward its application in carbonates. While polymer flooding conventionally improves oil recovery by enhancing macroscopic sweep efficiency, recent studies suggest that it may also influence microscopic displacement efficiency, particularly at higher fluxes. Considering polymer-flood projects conducted across nine countries, researchers proposed that CDC development is important for evaluating polymer-flood performance under specific reservoir conditions, as well as its wettability-altering potential. In our group's recent study, viscoelastic polymer flooding was found to reduce residual oil saturation; however, this required a relatively high velocity of 5 ft/day, which is not practically representative of typical reservoir flow conditions. Following previous work that used both low- and high-salinity polymer slugs, this thesis attempts to modify the ionic composition of the injection fluid to enhance wettability alteration and examine whether synergy between wettability alteration and polymer viscoelasticity can improve the microscopic performance of polymer flooding. The results indicate that, during spontaneous imbibition, the addition of sulfate ions increased oil recovery up to an optimum sulfate concentration. In the first spontaneous imbibition experiment (SI-1), conducted after 25 days of aging, recovery increased, reaching a maximum of 91.3% OOIP for 6X SO_4^2-P. However, increasing the sulfate concentration further to 8X SO_4^2-P reduced recovery to 60% OOIP, indicating that sulfate enrichment beyond the optimum did not provide additional benefit. In the second spontaneous imbibition experiment (SI-2), conducted after 37 days of aging, the recovery factors were lower than those of SI-1, but a similar trend was established. Furthermore, the conducted CDC experiments convey that viscoelastic polymer injection with 1X SO_4^2-P gave an overall recovery factor of 79.4 %, corresponding to a critical capillary number of 1.31*10^-6. When the sulfate content was increased to 6X SO_4^2-P, the overall recovery increased to 88.62 %, corresponding to a decreased critical capillary number of 3.58*10^-7. Overall, these results provide a basis for evaluating whether optimized sulfate chemistry can enhance the microscopic recovery potential of polymer flooding in oil-wet carbonate rocks. The spontaneous imbibition results suggest that 6X SO_4^2-P solution provides the most favorable sulfate concentration under the studied conditions. While previous studies concluded that a high velocity of 5~ft/day is needed to mobilize residual oil, the current study demonstrates that residual oil saturation can be successfully reduced at much lower capillary numbers. Specifically, reduction was achieved at 0.5~ft/day using the 1X SO_4^2-P solution, and dropped even further to 0.05~ft/day when utilizing the 6X SO_4^2-P solution, which is representative of a field flux rate. Ultimately, the CDC experiments illustrate the synergy between the wettability benefit and polymer viscoelasticity in the presence of sulfate ions (SO_4^2) in the composition.

Item Type:	Thesis (Masters)
Subjects:	Research Petroleum > Enhanced Oil Recovery Petroleum > Well Testing
Department:	College of Petroleum Engineering and Geosciences > Petroleum Engineering
Thesis Advisor:	Madhar Azad,
Thesis Committee Members:	Mustafa Al-ramadan, Shirish Patil,
Depositing User:	IDRIS ABDULMAJEED
Date Deposited:	04 Aug 2026 11:00
Last Modified:	04 Aug 2026 11:00
URI:	https://eprints.kfupm.edu.sa/id/eprint/144683