سنجش حساسيت سازند كربناته فهليان توسط تزريق سيال هاي قليايي و ارزيابي ميزان آسيب سازند

Quantifying alkaline sensitivity of Fahlyian Formation by alkaline flooding and formation damage evaluation

بازيافت ثانويه و ثالثیه میتواند منجر به كاهش شديد و دائمی نفوذپذيري سن شود كه دلیل اصلی آن واكنش بین سیال هاي تزريقی و سن مخزن است. اين امر بويژه در مخازنی با درصد رت باال، نفوذپذيري كم و سن شدگی ضعیف ديده میشود. ورود سیالی با پس از pH باال به درون سن مخزن، بافت كانی هاي رسی و سیمان سیلیسی موجود در مخزن به دلیل انحالل كانی هاي رسی و سیمان، آزاد شدن ذرات ريز و مهاجرت آنها تخريب شده و منجر به بسته شدن منافذ موجود در سن مخزن می گردد. آسیب سازند نیز ممكن است به صورت موقتی و برگشت پذير و يا دائمی كه ناشی از رسوب محصوالت حاصل از واكنش بین سیال هاي داراي pH باال و سن مخزن بوده و منجر به بسته شدن منافذ می گردد، اتفاق بیفتد. در تحقیق حاضر يكسري آزمايشهاي تزريق به منظور تعیین pH بحرانی سیال هاي قلیايی در نمونه پالگ هاي سازند كربناته فهلیان صورت گرفته است. سیال هاي قلیايی با pH هاي متفاوت )12 ،2/6 ،7 و 10( به درون سن تزريق شده و میزان حساسیت نمونه مغزه هاي كربناته نسبت به سیال هاي قلیايی به توسط يك روش جديد و كاربردي اندازه گیري شده است. استفاده از روش ارائه شده منجر به تعیین دقیق پارامتر درجه آسیب سازند خواهد شد. نتايج نشان می دهند كه نمونه هاي مورد استفاده رفتارهاي متفاوتی را نسبت به تزريق سیال هاي قلیايی از خود نشان داده و آسیب ايجاد شده در آنها از بدون آسیب تا آسیب جدي متغیر است كه در بعری موارد قابل مالحظه و برگشت ناپذير می باشد. لذا می بايست میزان pH سیال هاي تزريقی در چاه كمتر از مقدار بحرانی آن نگاه داشته شود تا از بروز آسیب سازند جلوگیري گردد.

Secondary and Tertiary recovery processes can lead to severe and permanent reductions in permeability due to the interactions between injected fluids 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 both 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, a series 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 sensitivity 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. Results 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.