تعیین اشباع سیالات از پارامترهای اساسی جهت تخمین هیدروکربور درجای مخازن است که مبنای تصمیم‌گیری‌های اقتصادی تولید از مخازن می‌باشد. روابط آرچی متداول‌ترین روابطی است که در تعیین اشباع سیالات به کار گرفته می‌شود. یکی از پارامترهای مهم در این روابط، نمای اشباعی است که با اندازه‌گیری مقاومت ویژه سنگ در اشباع جزئی تعیین می‌شود. نمای اشباعی با دو پارامتر دیگر رابطه آرچی که ضریب سیمان‌شدگی و پیچاپیچی می‌باشند، تفاوت‌های اساسی دارد. ضرایب سیمان‌شدگی و پیچاپیچی بیشتر به نوع سنگ بستگی دارد، ولی نمای اشباعی به نحوه توزیع سیالات در محیط متخلخل و در نتیجه به پسماند اشباع‌شدگی طی فرایندهای آشام و تخلیه و نیز ترشوندگی وابسته است. هدف از این تحقیق، بررسی تأثیر پسماند اشباع‌شدگی و ترشوندگی بر روی نمای اشباعی می‌باشد. بدین منظور با استفاده ازسیستم چهار الکترودی اندازه‌گیری مقاومت الکتریکی، نمای اشباعی طی سیکل‌های مختلف اشباع شدگی از حالت تخلیه اولیه تا ثانویه در دمای مخزن و با استفاده از نفت مخزن برای پنج نمونه مغزه اندازه‌گیری شده است. روش مورد استفاده، صفحه متخلخل و دینامیکی است که در آن همزمان منحنی‌های کامل فشار مویینگی و ترشوندگی نمونه‌ها تعیین می‌گردند. نتایج، بیان‌گر تأثیر پسماند اشباع‌شدگی بر روی نمای اشباعی در نمونه‌های مختلف مورد آزمایش طی مراحل تخلیه اولیه، آشام خود به خود و اجباری و تخلیه خود به خود و اجباری است که تغییراتی را از 1/0 تا 66/0 در مقدار نمای اشباعی به وجود می‌آورد، به طوری که این تغییرات در نمونه‌های نفت‌تر بیشتر از نمونه‌های آب‌تر روی می‌دهد.
1Researcher, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI)
2Researcher, Research Institute of Petroleum Industry (RIPI)
چکیده [English]
The determination of fluid saturation is vital for the estimation of hydrocarbon in place which is the base for economic decision making about reservoir production. Archie’s equations are the most prevalent equations used for saturation calculation. One of the important parameters in these equations is saturation exponent. Saturation exponent has fundamental difference comparing with other parameters which are cementation exponent and tortuosity. Cementation exponent and tortuosity mostly depend on rock type but saturation exponent depends on the distribution of fluids and therefore the hysteresis of saturation during imbibitions and drainage and also wettability. The purpose of this research is an investigation into the effect of saturation hysteresis and wettability on saturation exponent. The saturation exponent was measured from primary drainage to secondary drainage with a four-electrode system at reservoir temperature with reservoir fluids on some cylindrical core samples. Dynamic porous plate technique was used, for which full capillary pressure curves and wettability with combined Amott-USBM were determined simultaneously. It was concluded that the saturation hysteresis affects saturation exponent in different samples during imbibition and drainage and cause it to range from 0.1 to 0.66; the variations were higher in oil-wet samples than water-wet samples.
[1] Archie G.E., “The electrical resistivity log as aid in determining some reservoir characteristics”, Trans, AIME, 146, pp. 54-62, 1942.
[2] Focke J.W. and Munn D., “Cementation exponents in Middle Eastern carbonate reservoirs”, SPE paper No. 13735, SPE Formation Evaluation, 2, pp. 155-167, 1987.
[3] Salem H.S. and Chilingarian G.V., “Determination of specific surface area and mean grain size from well log and their influence on the physical behavior of offshore reservoir”, JPSE, 22, pp. 241-252, 1999.
[4] Byrnes A.P., Franseen E.K., Wateney W.L., and Dobois M.K., The role of moldic porosity in Paleozoic Kansas reservoirs and the association of original depositional facies and early diagenesis with reservoir properties, AAPG, Annual Convention in Salt Lake City Utah, 2003.
[5] Hirasaki G.J., Flow and transport through porous media, Course note, 2005.
Jackson P.D., Taylor Smith D., Stanford P.N., “Resistivity-porosity-particle shape relationships for marine sands”, Geophysics, 43, pp. 1250-1262, 1978.
[6] Longeron D.G., Argaud M.J., and Bouvier L., “Resistivity index and capillary pressure measurements under reservoir conditions using crude oil”, SPE paper No. 19589, presented at the 64rd Annual Technical Conference, San Antonio, TX, October 8-11, 1989.
[7] Lyle W.D., and Mills W.R., “Effect of nonuniform core saturation on laboratory determination of the Archie saturation exponent”, SPE Formation Evaluation, pp. 49-52, 1989.
[8] Gray R., Trewin B., Pallatt N., and Mitchell P., “Comparison of saturation exponent data by the porous plate and the countineous injection technique with in-situ saturation monitoring”, Third European Core Analysis Symposium, Paris, September 14-16, 1992.
[9] Anderson W.G., “Wettability literatures survey-part 3, the effect of wettability on the electrical properties of porous media”, JPT, 38, 1371-1378, 1986.
[10] Al-Kaabi A.U., Mimoune K., and Al-Yousef H.Y., “Effect of hysteresis on the Archie saturation exponent”, SPE, paper No. 37738, pp. 497-520, 1997.
[11] Wei j.Z., and Lile O.B., Hysteresis of the resistivity index in Berea sandstone, Advanced in Core Evaluation Accuracy and Precision in Reservoir Estimation, Reviewed Proc, in First Society Core Analysts, European Core Analysis Symposium, P.F., 1990.
[12] Knight R., “Hysteresis in the electrical resistivity of partially saturated sandstone”, Geophysics, 56, 2139-2147.
[13] Tweheyo, M.T., Talukdar, M.S., and Torsaeter, O., 2001, Hysteresis effect in capillary pressure, relative permeability and resistivity index of North Sea chalk, SCA, paper No. 65, 1991.
[14] Amott E., “Observation relating to the wettability of porous rock”, Trans, AIME, 216. pp. 156-162, 1959.
[15] Morgan W.B., and Pirson S.J., “The effect of fractional wettability on the Archie saturation exponent”, Trans, SPWLA, Fifth Annual Logging Symposium, Midland, TX, Sec. B., 1964.
[16] Lewis M.G., Sharma M.M., Dunlop H.F., and Dorfman M.H., “Techniques for measuring the electrical properties of sandstone cores”, 63rd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, SPE paper No. 18178, Houston, Texas, 1988.
[17] Wei j.Z., and Lile O.B., “Influence of wettability on two and four electrode resistivity measurements on Berea sandstone plugs”, SPE formation evaluation, 6, 470-476, 1991.
[18] Sweeney S.A., and Jennings H.V., “Effect of wettability on electrical resistivity of carbonate rock from petroleum reservoir”, J. Phys. Chem, 64, 551-553, 1960.
ابتدای صفحه