Analysis of Oil Recovery by Spontaneous Imbibition of Surfactant Solution

Analyse de la récupération d'huile par imbibition spontanée d'une solution de surfactant

University of Alberta, Department of Civil and Environmental Eng., School of Mining and Petroleum

Corresponding author: tayfun@ualberta.ca

Abstract

Depending on rock and oil type, lowered interfacial tension (IFT) by the addition of surfactant to brine may contribute to capillary imbibition recovery with the support of gravity drainage in naturally fractured reservoirs (NFR). This paper aims at identifying and analyzing the recovery mechanisms and performing up-scaling exercises for oil recovery from different rock types by the capillary (spontaneous) imbibition of surfactant solution. Laboratory tests were performed using four different rock types that could possibly be the reservoir rock matrix of the NFRs (sandstone, limestone, dolomitic limestone and chalk). The sandstone sample was surface-coated to create a boundary condition causing only counter-current interaction. Wide variety of oils (light and heavy-crude oils, kerosene, and engine oil) was selected as the oleic phase. Different types (non-ionic and anionic) and concentrations of surfactants were used as the aqueous phase as well as the brine as a base case. The samples fully saturated with oil (Swi= 0) were exposed to static capillary imbibition and the recovery was monitored against time. Some experiments on the chalks were repeated using pre-wet samples (S_wi > 0) to clarify the changes in the capillary imbibition characteristics of the rock. The changes (positive or negative) in the recovery rate and ultimate recovery compared to the brine imbibition were evaluated for the rock, surfactant and oil types. It was observed, for some rock samples, that the imbibition recovery by surfactant solution was strictly controlled by the concentration of the surfactant. The difference in the recovery rate and ultimate recovery between high and low IFT could be due not only to change in the IFT but also the change in the wettability and adsorption, which might vary with the rock type. This was also analyzed using the shape of the curves that indicates the strength of the capillarity on the recovery and the interaction type, i.e., co- or counter-current. In addition to the above-mentioned qualitative analysis, the recovery curves were evaluated for upscaling. Existing dimensionless scaling groups were tested. The scaling exercise helped identify whether the recovery is driven by gravity or capillary forces and clarify the interaction type, i.e., co-or countercurrent or both. The ultimate recoveries were correlated to the Inverse Bond Number using twenty-five cases covering different combinations of four rock types, four oil and four surfactant samples.

Résumé

Selon le type de roche et d'huile, une réduction de la tension interfaciale (IFT) par l'addition d'un agent tensio-actif à la saumure peut augmenter la récupération capillaire avec l'appui du drainage dans les réservoirs naturellement fracturés (NFR). Cet article vise à identifier et analyser les mécanismes de récupération et à calculer les effets de mise à l'échelle pour la récupération d'huile de différents types de roche par l'imbibition (spontanée) capillaire d'une solution d'agent tensio-actif. Des essais en laboratoire ont été exécutés en utilisant quatre types de roche représentatives des matrices de réservoir d'une NFR (grès, calcaire, calcaire dolomitique et craie). L'échantillon de grès était couvert en surface pour créer une barrière, imposant l'interaction uniquement à contre-courant. Une grande variété d'huiles (bruts légers et lourds, kérosène, et huile à moteur) a été choisie comme phase oléique. Différents types (non ioniques et anioniques) et concentrations des agents tensio-actifs ont été employés comme phase aqueuse avec une saumure comme situation de référence. Les échantillons entièrement saturés d'huile (S_wi= 0) ont été exposés à l'imbibition capillaire statique et la récupération suivie en fonction du temps. Quelques expériences sur les craies ont été répétées en utilisant les échantillons présaturés (S_wi > 0) afin de clarifier les changements des caractéristiques capillaires d'imbibition de la roche. Les changements (positifs ou négatifs) du taux de récupération et de la récupération finale, comparés à l'imbibition par la saumure, ont été évalués en fonction des types de roche, d'agent tensio-actif et de pétrole. On a observé, pour certains types de roche, que la récupération par imbibition par la solution d'agent tensioactif est exclusivement contrôlée par la concentration de l'agent tensio-actif. La différence dans le taux de récupération et de la récupération finale entre faible et forte IFT pourraient être dus non seulement au changement de l'IFT mais également au changement de la mouillabilité et de l'absorption, qui pourraient changer avec le type de roche. Ceci a été également analysé en utilisant la forme des courbes qui indique l'effet de la capillarité sur la récupération et le type d'interaction, c'est-à-dire, co- ou contre-courant. En plus de l'analyse qualitative mentionnée ci-dessus, les courbes de récupération ont été évaluées pour la mise à l'échelle. Des descriptions existantes sans dimension ont été examinées. L'exercice de mise à l'échelle aide à identifier si la récupération est dirigée par des forces de pesanteur ou de capillarité et pour clarifier le type d'interaction, co- ou contre-courant ou les deux. Les récupérations finales ont été corrélées avec le nombre inverse de Bond, en utilisant vingt-cinq cas couvrant différentes combinaisons de quatre types de roche, quatre huiles et quatre types d'agent tensio-actif.