Estudo da recuperação avançada de óleo em micromodelos de dupla porosidade

Abstract

Os reservatórios carbonáticos abrigam uma fração significativa das reservas mundiais de hidrocarbonetos e possuem um grande destaque por serem os típicos reservatórios encontrados na camada pré-sal no Brasil. Tais rochas geralmente são muito heterogêneas contendo poros macroscópicos de alguns milímetros de diâmetro até poros microscópicos na ordem de frações de micrômetros. Compreender as características do fluxo de fluidos em meios porosos, é vital para a otimização da recuperação de petróleo, sendo a microfluídica um método atraente para o estudo e o melhor entendimento dos processos que envolvem o deslocamento e acumulação de óleo em escala de poro. Buscando aprimorar a compreensão dos fenômenos de transporte em rochas carbonáticas, este estudo teve como objetivo analisar o impacto da geometria porosa nos processos de recuperação de petróleo. O trabalho compreendeu a realização de experimentos para simular processos específicos de recuperação avançada de petróleo (EOR) e determinação das curvas de permeabilidade relativa do óleo-água. Utilizando três micromodelos fabricados em polidimetilsiloxano (PDMS) com uma distribuição bimodal de poros, foi avaliado o impacto da distribuição da microporosidade nos fatores de recuperação, secundária e terciária, e nas curvas de permeabilidade relativa das fases óleo e água. O micromodelo M1 é formado somente por macrocanais, o modelo M2 apresenta microporosidade associada aos grãos e o modelo M3 apresenta microporosidade tanto nos grãos quanto nos canais. Foram utilizadas duas soluções salinas sintéticas com NaCl. A salmoura de alta salinidade (HS) foi utilizada representando a água do mar e a salmouras de baixa salinidade (LS) foi utilizada como método EOR. Como fase análoga ao petróleo foi utilizado Óleo Fluorado (FC-3283). A diminuição da concentração salina tornou o sistema óleo-salmoura-PDMS mais óleo molhável, além de reduzir a tensão interfacial. Para os experimentos EOR, o modelo M1 apresentou menor saturação de água irredutível, o M2 (grãos microporosos) menor saturação de óleo residual e o M3 (grãos e canais microporosos) maior saturação de óleo residual. A maior fração de microporosidade presente no M3 reduziu a eficiência da drenagem na recuperação secundária, levando ao menor fator de recuperação. Porém, a recuperação terciária levou a uma recuperação adicional de maior relevância no modelo M3, destacando o impacto da maior distribuição de microporosidade, presente em seus grãos e canais. Os fatores de recuperação de M1 e M2 foram bem similares, concentrando a drenagem óleo-água basicamente nos macrocanais. Para os experimentos de permeabilidade relativa, os dados experimentais foram ajustados à curva modelo LET, apresentando uma excelente correlação. A adição de regiões microporosas no meio poroso gerou um efeito análogo à alteração de molhabilidade do sistema, demonstrado pelo deslocamento das curvas de permeabilidade relativa para o óleo e para a água nos modelos M2 e M3. Para o mesmo sistema óleo-água-PDMS, as curvas de permeabilidade relativa de M1 e M3 apresentaram comportamentos típicos de sistema molhável ao óleo, enquanto M2 mostrou um comportamento molhável à água, contrariando os dados de molhabilidade medidos. Embora tenha limitações, a microfluídica se mostrou uma ferramenta poderosa, permitindo investigar, em escala de poros, os processos envolvidos na recuperação de petróleo, contribuindo para o avanço do estudo do fluxo em reservatórios.

Abstract: Carbonate reservoirs hold a significant fraction of the world's hydrocarbon reserves and are particularly noteworthy as they are the typical reservoirs found in Brazil's presalt layer. These rocks are generally very heterogeneous, containing macroscopic pores with diameters of a few millimeters to microscopic pores on the order of fractions of micrometers. Understanding the characteristics of fluid flow in porous media is vital for optimizing oil recovery, and microfluidics is an attractive method for studying and better understanding the processes involving the displacement and accumulation of oil at the pore scale. Aiming to enhance the understanding of transport phenomena in carbonate rocks, this study aimed to analyze the impact of porous geometry on oil recovery processes. The work involved conducting experiments to simulate specific enhanced oil recovery (EOR) processes and determining oil-water relative permeability curves. Using three micromodels made of polydimethylsiloxane (PDMS) with a bimodal pore distribution, the impact of microporosity distribution on secondary and tertiary recovery factors, as well as on the relative permeability curves of oil and water phases, was evaluated. Micromodel M1 is composed only of macropores, model M2 has microporosity associated with the grains, and model M3 has microporosity both in the grains and in the channels. Two synthetic saline solutions with NaCl were used. High salinity brine (HS) was used to represent seawater, and low salinity brine (LS) was used as an EOR method. Fluorinated Oil (FC-3283) was used as an analog phase to petroleum. The reduction in salinity concentration made the oil-brine-PDMS system more oil-wettable and reduced interfacial tension. For the EOR experiments, model M1 showed the lowest irreducible water saturation, M2 (microporous grains) showed the lowest residual oil saturation, and M3 (microporous grains and channels) showed the highest residual oil saturation. The greater fraction of microporosity present in M3 reduced drainage efficiency in secondary recovery, leading to the lowest recovery factor. However, tertiary recovery led to a more significant additional recovery in model M3, highlighting the impact of the greater distribution of microporosity present in its grains and channels. The recovery factors of M1 and M2 were quite similar, with oilwater drainage concentrated mainly in the macropores. For the relative permeability experiments, the experimental data were fitted to the LET model curve, showing an excellent correlation. The addition of microporous regions in the porous medium generated an effect analogous to the alteration of the system's wettability, demonstrated by the shift in the relative permeability curves for oil and water in models M2 and M3. For the same oil-water-PDMS system, the relative permeability curves of M1 and M3 showed typical behavior of an oil-wet system, while M2 showed water-wet behavior, contrary to the measured wettability data. Although it has limitations, microfluidics has proven to be a powerful tool, allowing the investigation of the processes involved in oil recovery at the pore scale, contributing to the advancement of flow study in reservoirs.