Polymer flooding – Does Microscopic Displacement Efficiency Matter?

espanolLa inyeccion de polimeros es una tecnica de recobro mejorado de petroleo (EOR) que tiene como objetivo mejorar la estabilidad del frente de inyeccion para aumentar la eficiencia del desplazamiento de hidrocarburos y, por lo tanto, incrementar el factor de recobro. Lo estudios de inyeccion de polimeros a menudo se centran en la eficiencia del desplazamiento a gran escala e ignoran el impacto de los mecanismos de desplazamiento a escala microscopica, y rara vez evaluan la variabilidad de parametros de flujo multifasico en el medio poroso. Este trabajo explora el comportamiento del agua contra la inyeccion de polimeros en el medio poroso, y examina el impacto de la humectabilidad de la superficie de la roca en la eficiencia de desplazamiento microscopico, utilizando tomografia computarizada de rayos X en muestras de roca. En este estudio, se simulo numericamente una imagen de microtomografia computarizada de una muestra de roca arenisca, para un proceso de inyeccion de agua y polimeros en condiciones de mojabilidad al aceite y al agua. Todas las simulaciones se realizaron a un numero capilar de 1E-5, correspondiente a un regimen de flujo dominado por fuerzas capilares y que es tipico del flujo en yacimientos de hidrocarburos. Los resultados de las cuatro simulaciones de imbibicion de flujo de dos fases se analizan con respecto al caracter desplazante, el avance de la fase acuosa, la digitacion viscosa y capilar, y el aceite atrapado. En el escenario de mojabilidad al agua, las diferencias entre la inyeccion de agua y la inyeccion de polimeros son pequenas, dado que el frente de inyeccion produce un desplazamiento en forma de piston y un avance que se produce a aproximadamente 0,4 volumenes porosos para ambos tipos de fluido inyectado. Por otro lado, para el escenario de mojabilidad al petroleo, la inyeccion de agua y la inyeccion de polimeros muestran diferencias significativas. En la inyeccion de agua, se produce digitacion y gran parte del petroleo se pasa por alto al principio; mientras que la inyeccion de polimeros desplaza mas aceite y, por lo tanto, proporciona una mejor eficiencia de desplazamiento microscopico durante la inyeccion, especialmente alrededor de la ruptura. En general, los resultados para esta muestra de roca indican que la inyeccion de agua y la inyeccion de polimeros proporcionan un efecto de recobro similar para una condicion de mojabilidad al agua, mientras que la relacion de movilidad reducida de la inyeccion de polimeros proporciona un efecto de recobro significativamente mejorado para una condicion de mojabilidad al aceite, al evitar la aparicion de digitacion microscopica (a escala de poro) que se produce en la inyeccion de agua. Este estudio sugiere que, dependiendo de las condiciones roca-fluido, el uso del polimero puede impactar la eficiencia de desplazamiento microscopico, ademas del efecto conocido sobre el comportamiento del desplazamiento macroscopico. EnglishPolymer flooding is an enhanced oil recovery (EOR) technique that aims to enhance the stability of the flood front in order to increase sweep efficiency and thereby increase hydrocarbon recovery. Polymer flooding studies often focus on large-scale sweep efficiency and neglect the impact of the pore-scale displacement efficiency of the multi-phase flow. This work explores the pore-scale behavior of water vs polymer flooding, and examines the impact of rock surface wettability on the microscopic displacement efficiency using digital rock physics. In this study, a micro-CT image of a sandstone rock sample was numerically simulated for both water and polymer flooding under oil-wet and water-wet conditions. All simulations were performed at a capillary number of 1E-5, corresponding to a capillary dominated flow regime. Results of the four two-phase flow imbibition simulations are analyzed with respect to displacement character, water phase break-through, viscous/capillary fingering, and trapped oil. In the water-wet scenario, differences between water flood and polymer flood are small, with the flood front giving a piston-like displacement and breakthrough occurring at about 0.4 pore volume (PV) for both types of injected fluid. On the other hand, for the oil-wet scenario, water flood and polymer flood show significant differences. In the water flood, fingering occurs and much of the oil is bypassed early on, whereas the polymer flood displaces more oil and thereby provides better microscopic sweep efficiency throughout the flood and especially around breakthrough. Overall the results for this rock sample indicate that water flood and polymer flood provide similar recovery for a water-wet condition, while the reduced mobility ratio of polymer flood gives significantly improved recovery for an oil-wet condition by avoiding the onset of microscopic (pore-scale) fingering that occurs in the water flood. This study suggests that depending on the rock-fluid conditions, the use of polymer can impact microscopic sweep efficiency, in addition to the well-known effect on macroscopic sweep behavior.