Low salinity waterflooding for enhanced oil recovery : inverse modeling and uncertainty quantification

The work is focused on key aspects related to the quantification of the uncertainty associated with predictions of Enhanced Oil Recovery (EOR) through Low Salinity (LS) water injection in a reservoir. Low salinity waterflooding is an emerging EOR technique in which the salinity of the injected water is controlled to improve oil recovery, as compared to conventional techniques where high salinity water is used. Several mechanisms have been proposed to underpin the processes leading to additional oil mobility, but none of them has been conclusively identified as the key driving cause. Literature results suggest that LS water causes an alteration of the wettability condition of the porous medium, yielding to more favorable conditions for oil recovery. In this context, simulation models that represent the process using salinity-dependent relative permeabilities have been developed. This dissertation starts with a review of the mechanisms proposed to explain wettability alteration, and the current methods proposed to simulate this process. A tertiary coreflood experiment performed at eni laboratory facilities with LS water is then interpreted. The software ECLIPSE is employed with system parameterization through the Corey model to express the oil and water relative permeabilities. Model parameters and their uncertainties are estimated, using the software MEPO, within a stochastic inverse modeling approach. The likelihood function is maximized through a joint use of the Latin hypercube sampling, the Metropolis Hastings algorithm, and a universal Kriging technique. The posterior sample of model parameters is employed to quantify uncertainty propagation to a field sector model. This enables us to quantify the impact of parameter uncertainty on the expected oil production resulting from a field scale application of the technique under study. The reservoir simulation reveals the potential of the LS water injection technique to improve the recovery in the considered field.

Il lavoro di tesi si focalizza sulla quantificazione dell’incertezza associata alla predizione di Enhanced Oil Recovery (EOR) attraverso l’iniezione di acqua a Bassa Salinità (BS) in giacimento. Questa costituisce una tecnica EOR emergente in cui la salinità dell’acqua iniettata è controllata al fine di aumentare il recupero dell’olio rispetto a tecniche convenzionali in cui si considera l’iniezione di fluidi ad alta salinità. Diversi meccanismi sono stati proposti per spiegare il processo che conduce ad un incremento della mobilità dell’olio, ma nessuno di essi è riconosciuto come il fattore chiave. Appare comunque che l’acqua a BS causi un’alterazione della bagnabilità del mezzo poroso, verso condizioni più favorevoli al recupero. In questo contesto, sono stati sviluppati modelli di simulazione, nei quali il processo è rappresentato utilizzando permeabilità relative dipendenti dalla salinità dell’acqua. La tesi inizia presentando i diversi meccanismi proposti per spiegare l’alterazione della bagnabilità, ed i metodi proposti per simulare tale processo. Viene quindi proposta l’interpretazione di un esperimento di spiazzamento terziario, eseguito su carota con acqua a BS ai laboratori eni. Il software ECLIPSE è utilizzato e il sistema è parametrizzato attraverso il modello di Corey per esprimere le permeabilità relative di olio e acqua. I parametri del modello e la loro incertezza sono stimati, utilizzando il software MEPO, con un approccio stocastico di modellazione inversa. La funzione di verosomiglianza è massimizzata con uso congiunto del campionamento Latin hypercube, dell’algoritmo Metropolis Hastings e di una tecnica di Kriging universale. Il campione a posteriori dei parametri del modello è impiegato per quantificare la propagazione dell’incertezza su un modello di settore di giacimento. Questo permette di quantificare l’impatto dell’incertezza dei parametri considerati sulla produzione dell’olio risultante dall’applicazione alla scala di campo della tecnica in oggetto. La simulazione di giacimento rivela le potenzialità dell’iniezione di acqua a BS di aumentare il recupero per il giacimento considerato.