ABSTRACT
A laboratory study was completed to determine the interaction between steam condensate and Cold Lake oil sand during steam stimulation. High and neutral pH fluids were passed through sand packs filled with Clearwater Formation sand. The temperature and pressures of the experiments were similar to those encountered in a reservoir during steam injection.
Results indicate that steam condensate flooding affects the sand by reducing permeability, increasing the amount of material in the <38 µm size fraction, decreasing dolomite content, decreasing kaolinite content in the finer fractions, producing CO2, precipitating smectite rims on framework grains, and precipitating calcite in pore spaces.
Smectite growth is the main cause of permeability reduction because it increases the amount of material in the pore spaces and it creates a microporosity network that restricts flow. An injection fluid of high pH causes more smectite growth, and subsequently more permeability loss, than an injection fluid of neutral pH.
RÉSUMÉ
Une étude en laboratoire a été complétée afin de déterminer l’action réciproque entre la combinaison vapeur-condensat et le sable pétrolifère Cold Lake, durant la stimulation à la vapeur. Des fluides à pH élevé et à pH neutre furent passés à travers des paquets de sable remplis de sable de la formation Clearwater. Les températures et les pressions des essais étaient semblables à celles rencontrées dans un réservoir lors de l’injection de vapeur.
Les résultats démontrent que l’injection de vapeur-condensat affecte le sable en réduisant la perméabilité, en augmentant la quantité de matériel de la classe granulométrique < 38 µm, en diminuant le volume de dolomie, en réduisant la teneur en kaolinite des fractions les plus fines, en produisant du CO2, en précipitant des franges de smectite sur les grains de structure, et en précipitant de la calcite dans la porosité.
La croissance de smectite est la principale cause de réduction de la perméabilité, dûe à l’apport de matériel dans la porosité et à la création d’une réseau de microporosité réduisant l’écoulement. L’injection d’un fluide à pH élevé provoque plus de croissance de smectite, et par conséquent une perte additionelle de perméabilité, que l’injection d’un fluide à pH neutre.
Traduit par le bulletin
