مقایسه انواع مدل‌های محاسبه تراوایی بر اساس قطر گلوگاه حفرات در سازندهای دالان و کنگان، بخش مرکزی خلیج فارس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشگاه تهران، تهران، ایران

10.22078/pr.2020.4142.2879

چکیده

تراوایی سیالات ازجمله مهم‌ترین پارامترهای ارزیابی مخزن است. در این مطالعه تراوایی محاسبه‌شده از مدل‌های پیش‌بینی تراوایی مختلف، با تراوایی مغزه در یکی از میادین هیدروکربنی بخش مرکزی خلیج‌فارس مقایسه شده است. مدل‌های استفاده‌شده در این مطالعه شامل وینلند، سوآن‌سون، پیت‌من و داستی‌دار است. در این مطالعه 50 نمونه آزمایش تزریق جیوه مربوط به سازندهای دالان و کنگان استفاده‌ شده است. پس از مقایسه‌ی برازشی مقادیر تراوایی پیش‌بینی شده با تراوایی واقعی حاصل از مغزه، مدل‌های تراوایی سوآن‌سون و وینلند به ترتیب بهترین نتایج را برای سازندهای کربناته کنگان و دالان نشان دادند. مدل سوآن‌سون برخلاف سایر مدل‌ها فاکتور مهم قطر مؤثر گلوگاه‌ها در تروایی را در نمودار تزریق جیوه در نظر گرفته است که نقش تعیین‌کننده‌ای در مقدار تراوایی دارد. از آنجا که در محیط‌های کربناته ارتباط مشخصی بین مقدار تخلخل و تراوایی وجود ندارد، مدل‌هایی که تخلخل را به عنوان یکی از عوامل در نظر گرفته‌اند در مقایسه با مدل سوآن‌سون که در نظر نگرفته است دقت کم‌تری دارند. نوع لیتولوژی (کربناته یا ماسه‌سنگی) مخزن به سبب تفاوت در رخساره‌ها و در نتیجه رفتار پتروفیزیکی سنگ، نقش تعیین کننده‌ای در مدل ساخته‌شده و در نتیجه در دقت تراوایی دارد به گونه‌ای که مدلی که با شرایط کربناته کالیبره شده است بهترین پیش‌بینی را نسبت به مدل‌های دیگر که در شرایط آواری و یا هردو کالیبره شده‌اند، نشان می‌دهد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Comparison of Different Permeability Estimation Models Based on Pore Throats in Dalan and Kangan Formations, the Central Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • Vahid Tavakoli
  • Mustafa Rezaei
  • Hossain Rahimpour-Bonab
University of Tehran, Tehran, Iran
چکیده [English]

Fluid permeability is one of the most important parameters in reservoir characterization. In this study, permeability calculated from different models and compared with the laboratory measured permeability in a hydrocarbon field in the central part of the Persian Gulf. The permeability models used in this study include Winland, Swanson, Pittman, and Dastidar. In this analysis, 50 mercury injection experiments from the Dalan and Kangan formations were used. Conclusions indicate that Swanson and Winland permeability models are the best reservoir permeability prediction models for the Kagan and Dalan carbonate formations, respectively. Swanson’s model unlike other models consider the effective of pore throats in mercury injection curve as the main factor, which has a key role in permeability prediction. In carbonate environments, there is not specific relation between porosity and permeability and so models that considered porosity as a factor for permeability prediction show less accuracy. The type of reservoir lithology (carbonate or clastic) due to the different facies and so petrophysical behavior of the rocks, has a major role in the developed model and so in permeability prediction. In this manner, the models that has been calibrated based on carbonates yield better prediction in the carbonates compared to models which calibrated based on clastic or both.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Permeability Model
  • MICP
  • petrophysics
  • Dalan Formation
  • Kangan Formation