Please use this identifier to cite or link to this item: http://localhost:80/handle/1956/3237
Title: Dispersion and two-phase flow in material from different carbonate pore classes
subject: Dispersion;Pore class;Carbonates;VDP::Matematikk og Naturvitenskap: 400::Kjemi: 440;Mastergrad;759906
Publisher: The University of Bergen
Description: Carbonate reservoirs are currently estimated to contain more than 50 % of the world's oil reserves. The economical value of improving knowledge on fluid flow in these reservoirs is therefore vast. Carbonate reservoirs are commonly much more heterogeneous than sandstone reservoirs, due to their biological origin and local deposition. Also, diagenetic processes may cause selective dissolution which further increases heterogeneity. On average, carbonate oil reservoirs have lower recovery factors than sandstone oil reservoirs. Lønøy (2006) recently presented a pore-type classification for carbonate rocks based on sedimentological and diagenetic characteristics. The classification scheme includes 20 pore-type classes, counting interparticle, intercrystalline, intraparticle, moldic and vuggy porosity, as well as mudstone microporosity. Furthermore, the classification also comprises pore sizes and porosity distributions. In this thesis, dispersion tests in water-saturated state and at residual oil saturation, and water floods were performed on 11 carbonate core samples from three pore classes (as defined by Lønøy, 2006); intercrystalline uniform macropores, moldic macropores and tertiary chalk. The dispersion analysis involved a new approach, calculating tracer (added NaCl) concentration through measurements of conductivity and temperature, and simulating the results using Coats and Smith's (1964) differential capacitance model to estimate dispersivity and amount of dead-end pores. In addition, the effect of flow rate on dispersion was studied for three carbonate core samples. Also, the impact of salinity and ion valency (Na+ and Ca2+) on absolute permeability was investigated for two carbonate samples. The new approach to dispersion analysis generated large data sets, making it possible to learn more about the connectivity and heterogeneity of pore structures. Permeability measurements varying ion type and concentration showed that soluble minerals (such as anhydrite) may cause dissolution and lead to significant increase in permeability. Also, the results indicate that the Ca2+ content in brine affects permeability; this is consistent with previous studies on clay in sandstones. The flow rate effect study confirmed that velocity should be kept high enough to avoid diffusion-dominated flow. Heterogeneous core samples are more sensitive to velocity due to a higher amount of dead-end pores. Even though the number of core samples was low, a strong link between flowing fraction and recovery factor was found. Homogeneous samples also showed a more predictable relation between dispersion profiles at the two saturations. Analysing the extension of the pore class concept to fluid flow, there seems to be no direct correlation between the selected pore classes and dispersion characteristics. This study has shown that, apparently, water-flooding performance is more closely linked to flowing fraction, wettability and permeability than pore classes.
Master
Karbonatreservoarer antas i dag å inneholde mer enn 60 % av verdens oljereserver. Den potensielle økonomiske verdien av å forbedre kunnskapene om fluidstrømning i disse reservoarene er derfor svært stor. Karbonatreservoarer er ofte mye mer heterogene enn sandsteinsreservoarer, på grunn av karbonatenes biologiske opphav og lokale avsetning. Diagenese kan i tillegg forårsake selektiv oppløsning, noe som øker heterogeniteten ytterligere. Utvinningsgraden for olje er gjennomsnittlig høyere i karbonater enn i sandstein. Lønøy (2006) presenterte nylig en poretypeklassifisering for karbonater basert på sedimentologiske og diagenetiske kjennetegn. Systemet inkluderer 20 poreklasser; dette omfatter porøsitetstypene interpartikulær, interkrystallin, intrapartikulær, moldic og vuggy, samt mudstone mikroporøsitet. Videre inneholder klassifikasjonen også porestørrelser og porøsitetsfordelinger. I denne oppgaven ble det utført dispersjonstester i vannmettet tilstand og ved residuell oljemetning, samt vannflømming for 11 karbonatkjerneprøver fra tre poreklasser (definert av Lønøy, 2006); interkrystalline uniforme makroporer, moldic makroporer og tertiær kritt. Dispersjonsanalysen innebar en ny tilnærming der tracerens (tilsatt NaCl) konsentrasjon beregnes ved hjelp av målinger av konduktivitet og temperatur. Resultatene ble simulert med Coats and Smiths (1964) differensiale kapasitansmodell for å estimere dispersivitet og andel dead-end-porer. I tillegg til disse analysene ble strømningsratens innvirkning på dispersjon studert for tre karbonatkjerneprøver. Dessuten ble betydningen av salinitet og ionetype (Na+ og Ca2+) for absolutt permeabilitet undersøkt for to karbonatprøver. Den nye dispersjonsmetoden gav store datasett, noe som gir mulighet til å beskrive detaljerte porestrukturer. Permeabilitetsmålinger der ionetype og konsentrasjon ble variert viste at lettløselige mineraler (som anhydritt) kan føre til oppløsning og dermed betydelig høyere permeabilitet. Resultatene fra denne analysen indikerer også at innholdet av Ca2+ i porevannet påvirker permeabiliteten; dette samsvarer med tidligere forskning på leire i sandstein. Studiene angående strømningsratens innflytelse på dispersjon bekreftet at hastigheten bør holdes høy nok til å unngå diffusjonsdominert strømning. Heterogene kjerneprøver er mer sensitive overfor hastighetsendringer på grunn av høyere andel dead-end-porer. Selv om antall kjerneprøver var lavt, går det klart fram at utvinningsgraden ved vannflømming er avhengig av andel strømmende porer (flowing fraction); jo høyere flowing fraction, jo høyere utvinning. Homogene kjerneprøver viste også en mer forutsigbar endring i dispersjonsprofilen ved de to metningene. Resultatene viste ingen direkte forbindelse mellom dispersjons- egenskapene og de utvalgte poreklassene. Tilsynelatende har parametere som heterogenitet, fukt og permeabilitet større innvirkning på utvinningsgraden enn poreklassene.
PETRRESKJ
MAMN-PETKJ
URI: http://localhost:80/handle/1956/3237
More Information: http://hdl.handle.net/1956/3237
Appears in Collections:Department of Earth Science

Files in This Item:
Click on the URI links for accessing contents.
Title: Dispersion and two-phase flow in material from different carbonate pore classes
subject: Dispersion;Pore class;Carbonates;VDP::Matematikk og Naturvitenskap: 400::Kjemi: 440;Mastergrad;759906
Publisher: The University of Bergen
Description: Carbonate reservoirs are currently estimated to contain more than 50 % of the world's oil reserves. The economical value of improving knowledge on fluid flow in these reservoirs is therefore vast. Carbonate reservoirs are commonly much more heterogeneous than sandstone reservoirs, due to their biological origin and local deposition. Also, diagenetic processes may cause selective dissolution which further increases heterogeneity. On average, carbonate oil reservoirs have lower recovery factors than sandstone oil reservoirs. Lønøy (2006) recently presented a pore-type classification for carbonate rocks based on sedimentological and diagenetic characteristics. The classification scheme includes 20 pore-type classes, counting interparticle, intercrystalline, intraparticle, moldic and vuggy porosity, as well as mudstone microporosity. Furthermore, the classification also comprises pore sizes and porosity distributions. In this thesis, dispersion tests in water-saturated state and at residual oil saturation, and water floods were performed on 11 carbonate core samples from three pore classes (as defined by Lønøy, 2006); intercrystalline uniform macropores, moldic macropores and tertiary chalk. The dispersion analysis involved a new approach, calculating tracer (added NaCl) concentration through measurements of conductivity and temperature, and simulating the results using Coats and Smith's (1964) differential capacitance model to estimate dispersivity and amount of dead-end pores. In addition, the effect of flow rate on dispersion was studied for three carbonate core samples. Also, the impact of salinity and ion valency (Na+ and Ca2+) on absolute permeability was investigated for two carbonate samples. The new approach to dispersion analysis generated large data sets, making it possible to learn more about the connectivity and heterogeneity of pore structures. Permeability measurements varying ion type and concentration showed that soluble minerals (such as anhydrite) may cause dissolution and lead to significant increase in permeability. Also, the results indicate that the Ca2+ content in brine affects permeability; this is consistent with previous studies on clay in sandstones. The flow rate effect study confirmed that velocity should be kept high enough to avoid diffusion-dominated flow. Heterogeneous core samples are more sensitive to velocity due to a higher amount of dead-end pores. Even though the number of core samples was low, a strong link between flowing fraction and recovery factor was found. Homogeneous samples also showed a more predictable relation between dispersion profiles at the two saturations. Analysing the extension of the pore class concept to fluid flow, there seems to be no direct correlation between the selected pore classes and dispersion characteristics. This study has shown that, apparently, water-flooding performance is more closely linked to flowing fraction, wettability and permeability than pore classes.
Master
Karbonatreservoarer antas i dag å inneholde mer enn 60 % av verdens oljereserver. Den potensielle økonomiske verdien av å forbedre kunnskapene om fluidstrømning i disse reservoarene er derfor svært stor. Karbonatreservoarer er ofte mye mer heterogene enn sandsteinsreservoarer, på grunn av karbonatenes biologiske opphav og lokale avsetning. Diagenese kan i tillegg forårsake selektiv oppløsning, noe som øker heterogeniteten ytterligere. Utvinningsgraden for olje er gjennomsnittlig høyere i karbonater enn i sandstein. Lønøy (2006) presenterte nylig en poretypeklassifisering for karbonater basert på sedimentologiske og diagenetiske kjennetegn. Systemet inkluderer 20 poreklasser; dette omfatter porøsitetstypene interpartikulær, interkrystallin, intrapartikulær, moldic og vuggy, samt mudstone mikroporøsitet. Videre inneholder klassifikasjonen også porestørrelser og porøsitetsfordelinger. I denne oppgaven ble det utført dispersjonstester i vannmettet tilstand og ved residuell oljemetning, samt vannflømming for 11 karbonatkjerneprøver fra tre poreklasser (definert av Lønøy, 2006); interkrystalline uniforme makroporer, moldic makroporer og tertiær kritt. Dispersjonsanalysen innebar en ny tilnærming der tracerens (tilsatt NaCl) konsentrasjon beregnes ved hjelp av målinger av konduktivitet og temperatur. Resultatene ble simulert med Coats and Smiths (1964) differensiale kapasitansmodell for å estimere dispersivitet og andel dead-end-porer. I tillegg til disse analysene ble strømningsratens innvirkning på dispersjon studert for tre karbonatkjerneprøver. Dessuten ble betydningen av salinitet og ionetype (Na+ og Ca2+) for absolutt permeabilitet undersøkt for to karbonatprøver. Den nye dispersjonsmetoden gav store datasett, noe som gir mulighet til å beskrive detaljerte porestrukturer. Permeabilitetsmålinger der ionetype og konsentrasjon ble variert viste at lettløselige mineraler (som anhydritt) kan føre til oppløsning og dermed betydelig høyere permeabilitet. Resultatene fra denne analysen indikerer også at innholdet av Ca2+ i porevannet påvirker permeabiliteten; dette samsvarer med tidligere forskning på leire i sandstein. Studiene angående strømningsratens innflytelse på dispersjon bekreftet at hastigheten bør holdes høy nok til å unngå diffusjonsdominert strømning. Heterogene kjerneprøver er mer sensitive overfor hastighetsendringer på grunn av høyere andel dead-end-porer. Selv om antall kjerneprøver var lavt, går det klart fram at utvinningsgraden ved vannflømming er avhengig av andel strømmende porer (flowing fraction); jo høyere flowing fraction, jo høyere utvinning. Homogene kjerneprøver viste også en mer forutsigbar endring i dispersjonsprofilen ved de to metningene. Resultatene viste ingen direkte forbindelse mellom dispersjons- egenskapene og de utvalgte poreklassene. Tilsynelatende har parametere som heterogenitet, fukt og permeabilitet større innvirkning på utvinningsgraden enn poreklassene.
PETRRESKJ
MAMN-PETKJ
URI: http://localhost:80/handle/1956/3237
More Information: http://hdl.handle.net/1956/3237
Appears in Collections:Department of Earth Science

Files in This Item:
Click on the URI links for accessing contents.
Title: Dispersion and two-phase flow in material from different carbonate pore classes
subject: Dispersion;Pore class;Carbonates;VDP::Matematikk og Naturvitenskap: 400::Kjemi: 440;Mastergrad;759906
Publisher: The University of Bergen
Description: Carbonate reservoirs are currently estimated to contain more than 50 % of the world's oil reserves. The economical value of improving knowledge on fluid flow in these reservoirs is therefore vast. Carbonate reservoirs are commonly much more heterogeneous than sandstone reservoirs, due to their biological origin and local deposition. Also, diagenetic processes may cause selective dissolution which further increases heterogeneity. On average, carbonate oil reservoirs have lower recovery factors than sandstone oil reservoirs. Lønøy (2006) recently presented a pore-type classification for carbonate rocks based on sedimentological and diagenetic characteristics. The classification scheme includes 20 pore-type classes, counting interparticle, intercrystalline, intraparticle, moldic and vuggy porosity, as well as mudstone microporosity. Furthermore, the classification also comprises pore sizes and porosity distributions. In this thesis, dispersion tests in water-saturated state and at residual oil saturation, and water floods were performed on 11 carbonate core samples from three pore classes (as defined by Lønøy, 2006); intercrystalline uniform macropores, moldic macropores and tertiary chalk. The dispersion analysis involved a new approach, calculating tracer (added NaCl) concentration through measurements of conductivity and temperature, and simulating the results using Coats and Smith's (1964) differential capacitance model to estimate dispersivity and amount of dead-end pores. In addition, the effect of flow rate on dispersion was studied for three carbonate core samples. Also, the impact of salinity and ion valency (Na+ and Ca2+) on absolute permeability was investigated for two carbonate samples. The new approach to dispersion analysis generated large data sets, making it possible to learn more about the connectivity and heterogeneity of pore structures. Permeability measurements varying ion type and concentration showed that soluble minerals (such as anhydrite) may cause dissolution and lead to significant increase in permeability. Also, the results indicate that the Ca2+ content in brine affects permeability; this is consistent with previous studies on clay in sandstones. The flow rate effect study confirmed that velocity should be kept high enough to avoid diffusion-dominated flow. Heterogeneous core samples are more sensitive to velocity due to a higher amount of dead-end pores. Even though the number of core samples was low, a strong link between flowing fraction and recovery factor was found. Homogeneous samples also showed a more predictable relation between dispersion profiles at the two saturations. Analysing the extension of the pore class concept to fluid flow, there seems to be no direct correlation between the selected pore classes and dispersion characteristics. This study has shown that, apparently, water-flooding performance is more closely linked to flowing fraction, wettability and permeability than pore classes.
Master
Karbonatreservoarer antas i dag å inneholde mer enn 60 % av verdens oljereserver. Den potensielle økonomiske verdien av å forbedre kunnskapene om fluidstrømning i disse reservoarene er derfor svært stor. Karbonatreservoarer er ofte mye mer heterogene enn sandsteinsreservoarer, på grunn av karbonatenes biologiske opphav og lokale avsetning. Diagenese kan i tillegg forårsake selektiv oppløsning, noe som øker heterogeniteten ytterligere. Utvinningsgraden for olje er gjennomsnittlig høyere i karbonater enn i sandstein. Lønøy (2006) presenterte nylig en poretypeklassifisering for karbonater basert på sedimentologiske og diagenetiske kjennetegn. Systemet inkluderer 20 poreklasser; dette omfatter porøsitetstypene interpartikulær, interkrystallin, intrapartikulær, moldic og vuggy, samt mudstone mikroporøsitet. Videre inneholder klassifikasjonen også porestørrelser og porøsitetsfordelinger. I denne oppgaven ble det utført dispersjonstester i vannmettet tilstand og ved residuell oljemetning, samt vannflømming for 11 karbonatkjerneprøver fra tre poreklasser (definert av Lønøy, 2006); interkrystalline uniforme makroporer, moldic makroporer og tertiær kritt. Dispersjonsanalysen innebar en ny tilnærming der tracerens (tilsatt NaCl) konsentrasjon beregnes ved hjelp av målinger av konduktivitet og temperatur. Resultatene ble simulert med Coats and Smiths (1964) differensiale kapasitansmodell for å estimere dispersivitet og andel dead-end-porer. I tillegg til disse analysene ble strømningsratens innvirkning på dispersjon studert for tre karbonatkjerneprøver. Dessuten ble betydningen av salinitet og ionetype (Na+ og Ca2+) for absolutt permeabilitet undersøkt for to karbonatprøver. Den nye dispersjonsmetoden gav store datasett, noe som gir mulighet til å beskrive detaljerte porestrukturer. Permeabilitetsmålinger der ionetype og konsentrasjon ble variert viste at lettløselige mineraler (som anhydritt) kan føre til oppløsning og dermed betydelig høyere permeabilitet. Resultatene fra denne analysen indikerer også at innholdet av Ca2+ i porevannet påvirker permeabiliteten; dette samsvarer med tidligere forskning på leire i sandstein. Studiene angående strømningsratens innflytelse på dispersjon bekreftet at hastigheten bør holdes høy nok til å unngå diffusjonsdominert strømning. Heterogene kjerneprøver er mer sensitive overfor hastighetsendringer på grunn av høyere andel dead-end-porer. Selv om antall kjerneprøver var lavt, går det klart fram at utvinningsgraden ved vannflømming er avhengig av andel strømmende porer (flowing fraction); jo høyere flowing fraction, jo høyere utvinning. Homogene kjerneprøver viste også en mer forutsigbar endring i dispersjonsprofilen ved de to metningene. Resultatene viste ingen direkte forbindelse mellom dispersjons- egenskapene og de utvalgte poreklassene. Tilsynelatende har parametere som heterogenitet, fukt og permeabilitet større innvirkning på utvinningsgraden enn poreklassene.
PETRRESKJ
MAMN-PETKJ
URI: http://localhost:80/handle/1956/3237
More Information: http://hdl.handle.net/1956/3237
Appears in Collections:Department of Earth Science

Files in This Item:
Click on the URI links for accessing contents.