1دانشکده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه آزاداسلامی، واحد علوم و تحقیقات، تهران، ایران
2پژوهشکده ازدیاد برداشت مخازن نفت وگاز، تهران، ایران
3پژوهشکده مطالعات مخازن، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران، ایران
چکیده
شبکه شکاف‌های طبیعی در تعیین رفتار هیدرولیکی مخازن هیدروکربوری از اهمیت بسیار بالایی برخوردارند. شناخت صحیح شکاف‌ها در برنامه‌های تولید و توسعه میادین نفت و گاز، به‌ویژه در مخازن کربناته حائز اهمیت است. در مخزن کربناته سازند آسماری، تراوایی، وابسته به رخداد شکستگی‌های باز است. در این پژوهش، تعداد 409 عدد شکستگی باز حاصل از نمودارهای تصویری شش چاه E، D، C، B، A و F در دسترس قرار دارد که با تعیین ضریب فیشر 8 در هفت دسته شکستگی قرار می‌گیرند. تعداد زیاد دسته‌ها نشان از ناهمگونی شدید در مخزن دارد. اگرچه چاه‌ها در یال جنوب غربی قرار دارند اما الگوی کلی شکستگی‌های میدان طولی است. در توجیه آن می‌توان گفت که احتمالا در طی مکانیسم چین‌خوردگی محدوده بیشترین خمش تاقدیس به‌سمت یال جنوب غربی حرکت کرده، زیرا بیشترین شیب به سمت یال جنوب غربی است. بعد از تعیین خواص شکستگی‌ها برای هر دسته شکستگی، مدل شبکه شکاف گسسته شکستگی ساخته می‌شود. مقایسه میانگین جهت‌یابی مدل شبکه شکاف گسسته با شکستگی‌های باز چاه A که در فرآیند مدل‌سازی شرکت نداشته، مطابقت دارد. در این مطالعه فشار واقعی مخزن (حاصل چاه‌آزمایی) که معادل psi2299 است با فشار مدل (psi 62/2294) انطباق داده شد.
Determination of Fractures’ Properties in an Oil Field by Utilizing Estimation Methods
چکیده [English]
Natural fractures’ network are important in determination of hydraulic behavior of oil and gas reservoirs. Fractures are invaluable in hydrocarbon production, especially in naturally fractured carbonate reservoirs. The effective permeability of Asmari carbonate reservoir is highly dependent on the occurrence of open fractures. In this research, 409 open fractures, derived from image logs of six wells were used to determine fractures’ sets considering Fisher coefficient. The fractures are categorized into seven fractures sets. The variety of fracture sets is an indicator of reservoir heterogeneity. Although the wells are located on the southwestern plunge, the general pattern of fracture in the field is longitudinal. A possible explanation for this phenomenon is change in stress direction during folding. After determination of the fractures’ properties for each fracture set, discrete fracture network model was created. The average orientation of fractures in the test well, which was not used in the DFN model, was identical to the fracture orientation of the DFN model in the location of the well. In the test well, observed reservoir pressure, 2299 psi, (from well test) was matched to the 2294.62 psi of the model.
[1].Nelson R. A., “Geologic analysis fractured reservoirs”, Gulf Publishing, Houston, Texas, Contr.in Petrol. Geology and Eng., No. pp. 1-320, 1985.##
[2]. Golf Racht T. D., “Fundamentals of fractured reservoir engineering”, Development in Petroleum Science, No. 12, Elsevier Scientific Pub. Co., Amsterdam, p. 710, 1982.##
[3]. Masihi M., “Geostatistics and spatial modeling”, Department of Chemical and Petroleum Engineering Sharif University of Technology, Tehran, Iran, pp.147-159, 2007.##
[4]. Lees G. M., “Reservoir rock of persian oil fields”, APPG. BULL. Vol. 17, No. 3, pp. 299-240, 1933.##
[6]. McQuillan. H., “Fracture, stylolite and other data from core, Asmari formation of Bibi Hakimeh”, NIOC Report No. G-1102(Un pub.), 1966.##
[7]. McQuillan. H., “Fracture density in Asmari formation and its relationship to bedding thickness and structural Setting”, American Association of Petroleum Geology Bulletin, No.1, pp. 12-21, 1967.##
[8]. McQuillan. H., “Air photo linear analysis over an area of S.E. Khuzestan and its application to oil field development”, American Association of Petroleum Geology Bulletin, No., pp. 25-34, 1969.##
[9]. Halsey. J. H. and Corrigan A. F., “Report of the fracture study team”, OSCO. Progress Report (Un pub.), No. 2, 1977.##
[10]. Halsey. J. H. and Lapre J. F., “Report of the fracture study team”, OSCO. Final Report, Project MCA-353(Unpub), No., pp. 30-33, 1978.##
[11]. Gholipour A. M., “Patterns and structural positions of productive fractures in the Asmari reservoirs, Southwest Iran”, The Journal of Canadian Petroleum Technology, Vol. 37, No.1, 1998.##
[12]. Wennberg, O.P., Svana, T., Azizzadeh, M., Aqravi, AM., Brockbank, P., Lyslo, K.B. and Ogilvie, S., “Fracture intensity vs. mechanical stratigraphy in platform top carbonates: the Aquitanian of the Asmari Formation, Khaviz, Anticline, Zagros,SW Iran,” Petroleum Geoscience, Vol.12, pp. 235-245,2006.##
[13]. James, G.A., Wynd, J.G., “Stratigraphic nomenclature of Iranian oil consortium agreement Area, American Association Petroleum Geologist Bulletin,” Vol. 49, pp. 2182-2245, 1965.##
[14]. Adams, T.D. and Bourgeois, F., “Asmari biostratigraphy, Geological and Exploration Division,” IOOC Report No. 1074, (Unpub), 1967.##
ابتدای صفحه