| 研究実績の概要 |
低濃度塩水を石油貯留層に圧入して油回収率を増加させる手法において、圧入塩水の塩分濃度及びイオン成分が貯留層特性に及ぼす影響を明らかにするため、砂岩及び炭酸塩岩を用いた特殊コア試験を実施し各要素との相関関係を検討した。砂岩（カオリナイト含有）及び炭酸塩岩（カルサイト主体）において、低塩分濃度水（NaCl塩水、CaCl2塩水、MgCl2塩水）を圧入することで、いずれの場合も増油効果が確認された。砂岩については表面電荷が負に増大することで、岩石・油界面での静電的反発増加による水層拡大による影響や、疎水性を示す含有粘土鉱物（カオリナイト等）が親水性にシフトしたことで、油脱着効果が考えられる。また、炭酸塩岩については、掃攻試験時の排出液のpHがアルカリ側にシフトしたことから、カルサイト溶解による水濡れ性への変化、及びカルサイトの表面電荷（正）が低下したことで、油との静電気的結合力が低下し、増油が生じたことが示唆された。相対浸透率曲線からは、圧入塩水の塩分濃度の低下に伴い、貯留岩表面における水濡れ性の増加傾向、及び残留油飽和率の低下が観測され、塩分濃度・濡れ性・増油効果の相関関係が示された。また塩水成分の影響として、Na+と比較して、Ca2+及びMg2+を圧入した際に増油効果が比較的大きく、岩石・油間のイオン交換が促進された結果と考えられる。なお、本試験で用いた水相の塩水（40,000ppm以下）、油相のパラフィン系オイル及びn-デカンにおいて、塩分濃度やイオン成分を変化させたときの油水間の界面張力はほぼ一定であることから、濡れ性の変化が増油効果の主要因と考えられる。
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