Alkali–surfactant–polymer (ASP), surfactant–polymer (SP) and alkali–polymer (AP) flooding have been recognized as potentially effective Chemical Enhanced Oil Recovery (EOR) techniques. The alkali in ASP or AP flooding blends interacts with formation minerals, markedly with anhydrite in the case of eolian deposits. As a result, water chemistry after the injection of an engineered chemical blend is unlikely to be governed only by fluid–fluid interactions at reservoir conditions. To investigate rock-fluid interactions, Berea and available rock samples from an oil-bearing Minnelusa reservoir in Wyoming, an eoalian formation, are used in coreflooding experiments. Further, a robust ASP blend at optimal salinity was designed for the DC Minnelusa crude oil. Secondary waterflooding, tertiary ASP injection, polymer drive and finally a brine flush are subsequently completed in coreflooding experiments. Oil recovery, pressure drop, surfactant concentration, pH, and viscosity are measured during or immediately after each experiment; water chemistry is analyzed in effluent samples. Findings show the potential of the chemical blends to improve oil recovery significantly under low-salinity conditions (<12,000 ppm) of the DC formation at present. Also, rock type recovery dependence highlights the importance of rock-fluid interactions. The results of this study can be applied to reservoirs at low salinity conditions and/or where anhydrite is present

سیلاب­زنی قلیا-سطح فعال-پلیمر (ASP)، سطح فعال-پلیمر (SP) و قلیا-پلیمر (AP) به عنوان تکنیک­ های مؤثر ازدیاد برداشت نفت (EOR) شیمیایی شناخته شده­اند. قلیای موجود در ترکیب سیلاب­زنی­ های ASP و AP با مواد معدنی سازند، بخصوص انیدریت موجود در رسوب­ های ته­نشین شده بر هم کنش دارد. در نتیجه، شیمی آب بعد از تزریق یک ترکیب شیمیایی مهندسی شده، در شرایط مخزن تنها تحت تأثیر بر هم کنش­های سیال-سیال قرار می­گیرد. برای بررسی بر هم کنش­ های سنگ-سیال، Berea و نمونه ­های سنگ موجود از یک مخزن Minnelusa حاوی نفت در Wyoming، در آزمایش­ های سیلاب­زنی مغزه استفاده شدند. به علاوه، یک ترکیب ASP قوی در شوری بهینه برای نفت خام DC Minnelusa طراحی شد. در آزمایش­های سیلاب­زنی مغزه، به ترتیب سیلاب­زنی با آب در مرحله دوم، تزریق ASP حالت سوم، رانش پلیمر و در نهایت یک تزریق آب شور انجام شد. برداشت نفت، افت فشار، غلظت سطح فعال، pH، و ویسکوزیته در حین یا بلافاصله بعد از هر آزمایش اندازه­گیری شدند؛ شیمی آب در نمونه­ های سیال خروجی آنالیز شد. یافته ­ها توان ترکیب­های شیمیایی در بهبود برداشت نفت بخصوص تحت شرایط شوری کم (< ppm 12000) را نشان می­دهد. همچنین، وابستگی برداشت به نوع سنگ اهمیت بر هم کنش­های سنگ-سیال را نشان می­دهد. نتایج این بررسی می­تواند در مورد مخازن با شرایط شوری کم و یا مخازنی که در آن­ها انیدریت وجود دارد بکار برده شود.

1-مقدمه

سیلاب­زنی قلیا-سطح فعال-پلیمر (ASP) موفقیت خود را مدیون اثر هم افزایی اجزای موجود در ترکیب­های EOR است. قلیا مزایای مختلفی مانند افزایش امولسیون­سازی نفت خام، افزایش قدرت یونی فاز آبی که منجر به تنظیم رفتار فازی سطح فعال تزریقی می­ شود، و کاهش کشش سطحی تا مقادیر بسیار پایین در حضور سطح فعال را ارائه می­دهد. قلیا همچنین می­تواند از دو راه و با محدود کردن مقدار سطح فعال مورد نیاز باعث کاهش هزینه­ها شود. اول اینکه، قلیا جذب سطح فعال را از طریق افزایش دانسیته بار منفی روی سطح سنگ­ها کاهش داده و آن را آبدوست می­کند [1-3]. دوم اینکه، قلیا با اسیدهای موجود در نفت خام واکنش داده و صابون­ها را در محل تولید می­کند که محدوده شوری بهینه را گسترش می­دهد. این امر کلید گسترش محدوده 3 فازی (یا محدوده با کشش سطحی بسیار پایین) است، چون صابون تولید شده یک فاز میکرو امولسیون ایجاد می­کند که می­تواند با نفت و آب همزیستی داشته باشد [3-6]…