Analysis of Microscopic Flow Behavior and Main Controlling Factors of Water Huff-n-Puff in Tight Reservoirs under the Influence of Salinity

Resumo Técnico: Análise do Comportamento de Fluxo Microscópico e dos Principais Fatores de Controle do Water Huff-n-Puff em Reservatórios Compactos sob a Influência da Salinidade

Definição do Problema
O water huff-n-puff é uma técnica crítica para a suplementação de energia e mobilização de óleo remanescente em reservatórios compactos (tight reservoirs). No entanto, os mecanismos microscópicos que regem sua eficácia, particularmente sob variações de salinidade, permanecem obscuros. Práticas de campo indicam que a eficiência de recuperação declina rapidamente com o aumento dos ciclos e varia significativamente com base nas propriedades do reservatório e das características dos fluidos. Embora a injeção de água de baixa salinidade seja conhecida por alterar a molhabilidade das rochas e as propriedades interfaciais, o acoplamento específico do deslocamento por diferencial de pressão, imbibição capilar e osmose iônica durante o processo de huff-n-puff em reservatórios compactos requer maior elucidação. Entendimentos tradicionais frequentemente focam apenas no "deslocamento e imbibição por fluido de fraturamento para suplementação de energia", sem considerar plenamente os efeitos sinérgicos da salinidade no comportamento de fluxo microscópico.

Metodologia
Este estudo empregou uma abordagem multi-método e multi-escala, combinando experimentos macroscópicos de deslocamento de núcleo com visualização microfluídica microscópica:

1. Materiais Experimentais: Foram utilizados núcleos naturais do reservatório Chang 8 do Campo Petrolífero Zhenyuan (Bacia de Ordos). Estes núcleos compactos exibiram permeabilidades variando de 0,052 a 0,488 mD e porosidades de 5,54% a 11,78%. A análise mineralógica (XRD, seções delgadas, SEM) confirmou a presença de quartzo, feldspato e conteúdo significativo de argila (ilita, camadas mistas de ilita/esmectita).
2. Visualização Microfluídica: Um modelo de chip gravado em vidro simulando canais principais de alta permeabilidade e redes microestruturais de baixa permeabilidade foi utilizado. Os experimentos foram conduzidos a 45°C com três ciclos de huff-n-puff (10 min de injeção, 10 min de tempo de espera/shut-in, 10 min de produção). As salinidades da água injetada foram definidas em 0, 5000, 20.000 e 100.000 mg/L. Imagens em tempo real capturaram a distribuição óleo-água, fenômenos de fingering (dedos de fluxo) e a mobilização de óleo residual.
3. Experimentos Macroscópicos de Núcleo: Experimentos de water huff-n-puff de pressão constante foram realizados em amostras de núcleo. As variáveis incluíram salinidade da água injetada (0–20.000 mg/L), permeabilidade do reservatório (0,052–0,488 mD), tempo de espera (12–36 h), pressão de injeção (15–25 MPa) e número de ciclos (3 vs. 5 ciclos). A eficiência de deslocamento de óleo foi calculada com base na produção cumulativa de óleo relativa ao volume de saturação de óleo.

Principais Contribuições e Resultados

• Clarificação Mecanística: O estudo identifica que o deslocamento de fluido em reservatórios compactos durante o huff-n-puff é regido conjuntamente por três mecanismos: deslocamento por diferencial de pressão, imbibição por força capilar e osmose iônica. Isso expande a visão tradicional ao incluir efeitos impulsionados por íons.
• Efeitos da Salinidade:
  • Nível Microscópico: A água de baixa salinidade (0–5000 mg/L) induz o fenômeno de viscous fingering, reduzindo a uniformidade da varredura macroscópica, mas aumentando significativamente a imbibição capilar. Isso permite que a água remova o óleo residual de matrizes de baixa permeabilidade e poros de fundo cego (dead-end pores). Por outro vez, a alta salinidade (20.000 mg/L) suprime o fingering e melhora a estabilidade da varredura, mas enfraquece a imbibição capilar, limitando a mobilização de óleo em zonas compactas.
  • Nível Macroscópico: A relação entre salinidade e recuperação é não-monotônica. A maior eficiência de deslocamento de óleo (40,22%) foi alcançada a 5000 mg/L. O grupo de 0 mg/L atingiu 35,58%, enquanto salinidades mais altas (10.000 e 20.000 mg/L) resultaram em eficiências significativamente menores (23,82% e 18,99%, respectivamente).
• Fatores de Controle:
  • Permeabilidade: Este é o fator mais dominante (45,9% de influência). Uma maior permeabilidade correlaciona-se com melhor conectividade de poros e maior recuperação (até 58,15% a 0,488 mD).
  • Salinidade: O segundo fator mais influente (28,4% de influência). A redução moderada da salinidade otimiza o equilíbrio entre varredura e imbibição.
  • Tempo de Espera (Shut-in Time) & Ciclos: A extensão do tempo de espera (12 a 36 h) melhora a recuperação, mas com retornos marginais decrescentes. O aumento de ciclos de 3 para 5 produz um ganho mínimo de recuperação, visto que o primeiro ciclo geralmente responde por mais de 70% da produção total.
  • Pressão de Injeção: O aumento da pressão (15 a 25 MPa) melhora a recuperação ao superar as pressões de limiar capilar, mas pressões excessivamente altas podem induzir o canalização da água e o breakthrough prematuro de água.
• Dinâmica de Fluxo: O primeiro ciclo é crítico para mobilizar o óleo móvel em poros conectados. Ciclos subsequentes sofrem com o rápido aumento do corte de água e a formação de canais de fluxo preferenciais, tornando os ciclos posteriores amplamente ineficazes para a recuperação de óleo em matrizes compactas.

Significância
O artigo fornece suporte teórico para aumentar a recuperação em reservatórios de óleo compactos através do deslocamento por fluido de fraturamento, otimizando a salinidade da água injetada. Estabelece uma cadeia explicativa testável que liga evidências microscópicas (alteração de molhabilidade, aumento da imbibição capilar) a leis macroscópicas (eficiência de recuperação, características de varredura). Os achados sugerem que, embora a água de baixa salinidade possa reduzir a uniformidade da varredura macroscópica devido ao fingering, sua capacidade de aumentar a mobilização microscópica em zonas compactas leva, em última análise, a uma maior recuperação de óleo global. O estudo define a hierarquia dos fatores de controle, orientando aplicações de campo para priorizar a permeabilidade do reservatório e a otimização da salinidade sobre a contagem de ciclos ou a extensão do tempo de espera.