Spatial heterogeneity effect on forces driving two-phase flow and recovery of oil reservoirs

Data on hydrocarbon reservoir attributes (e.g., permeability, porosity) are only available at a set of sparse locations, thus resulting (at best) in an incomplete knowledge of spatial heterogeneity of the system. This lack of information propagates to uncertainty in our evaluations of reservoir performance and of the resulting oil recovery. Many researchers have extensively studied Enhanced Oil Recovery (EOR) techniques in which the central object is to improve ability in at least one of (a) viscous (b) gravity (c) capillary and (d) wetting forces to drive oil towards production. To the best of our knowledge, an assessment of the feedback between these forces and permeability spatial heterogeneity is still unexplored. This is precisely the aim of our study, which is set in a numerical Monte Carlo (MC) context and is targeted to characterize oil recovery estimates under uncertainty. Results highlight that uncertainty in spatial permeability distribution propagates to final oil recovery in a way that depends on the joint effects of forces. Increasing viscous and/or gravity force, mask the uncertainty propagated to final oil recovery. Capillary force is effective on final oil recovery uncertainty only in case of high permeability variations and, oil wettability tendency resulted a much higher uncertainty in comparison to the water-wet conditions. In the second part, the spatial heterogeneity effect is investigated on a carbonate oil reservoir as a case-study. Core flood experiments are performed on the reservoir rock and fluids samples. Inverse model calibration is implemented conditional on the experimental data that latter enables us to analyze the uncertainties associated with oil recovery estimation of a calibrated model. Results suggest that including an adequate description of spatial properties (i.e., Permeability) heterogeneity is crucial to simulate the carbonate oil reservoir.

Dati relativi alle caratteristiche di giacimenti di idrocarburi (quali ad es. permeabilità, porosità) sono disponibili solo a seguito di campionamenti discreti del territorio, e questo implica, nella migliore delle ipotesi, una conoscenza incompleta dell'eterogeneità spaziale del giacimento stesso. Questa carenza di informazioni comporta stime incerte riguardo alla capacità di produzione del giacimento. Attività di ricerca sono molto attive nel migliorare la capacità di predizione della resa di un giacimento, soprattutto associata a tecniche di EOR (Enhanced Oil Recovery). La comprensione del ruolo giocato dai diversi meccanismi dovuti a forze (a) viscose, (b) di gravità, capillari e (d) di bagnabilità della roccia del giacimento è quindi di rilevante interesse. Ad oggi la comprensione del ruolo relativo giocato dai diversi meccanismi in funzione della eterogeneità spaziale della permeabilità del giacimento è ancora inesplorato. Questo è l'obiettivo dello studio, che si appoggia su analisi numeriche Montecarlo, ed è funzionale a caratterizzare le stime di recupero di olio dal giacimento in condizioni di incertezza. I risultati evidenziano che l'incertezza nella distribuzione della permeabilità spaziale ha un impatto sul recupero finale dell'olio in un modo che dipende dagli effetti congiunti delle singole forze. L’incremento della resistenza viscosa e/o della gravità, tende a mascherare l'incertezza complessiva sul recupero finale dell'olio. La forza capillare è efficace sull'incertezza del recupero finale dell'olio solo in caso di variazioni di permeabilità elevate e, la tendenza alla bagnabilità dell'olio ha prodotto un'incertezza molto più elevata rispetto alle condizioni di bagnabilità dell'acqua. Nella seconda parte del lavoro è stato analizzato, in un caso studio reale, l'effetto di eterogeneità spaziale in giacimenti di olio carbonato. Esperimenti di flusso sono stati eseguiti sui campioni di roccia e fluidi prelevati dal giacimento oggetto dell’analisi. La calibrazione inversa del modello è implementata in base ai dati sperimentali che ci consentono di analizzare le incertezze associate alla stima del recupero di olio di un modello calibrato. I risultati suggeriscono che includere un'adeguata descrizione delle eterogeneità delle proprietà spaziali (cioè permeabilità) è cruciale per simulare il recupero di olio dal giacimento.