یک مدل نوآورانه موازنه مواد یک بعدی برای مخازن کربناته شکاف‌دارطبیعی زیر اشباع با معرفی شاخص رانش آشام آب

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 موسسه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی شیمی، پردیس فنی، دانشگاه تهران، تهران، ایران

2 پتروپارس شرکت نفت و گاز ایران، تهران، ایران

چکیده

روش موازنه مواد (MB) عمدتاً برای تعیین حجم اولیه نفت و گاز در یک مخزن، تخمین شاخص‌های رانش تولید استفاده می‌شود، و عملکرد مخزن را تحت سناریوهای مختلف تولید پیش‌بینی می‌کند. مکانیزم‌های تولید اضافی مانند ریزش ثقلی و آشام آب می‌توانند مکانیزم‌های تولید غالب در مخازن شکاف‌دار نفتی باشند که در تکنیک موازنه مواد معمولی در نظر گرفته نمی‌شوند. هدف این مطالعه توسعه روش متداول موازنه مواد به روش یک بعدی با در نظر گرفتن مکانیزم آشام آب به عنوان یک مکانیزم تولید موثر در مخازن کربناته شکاف‌دار طبیعی زیر اشباع (تک فاز) با آبخوان فعال است. روش توسعه‌ یافته علاوه بر داده‌های روش موازنه مواد معمولی نیاز به داده‌های مشاهده‌‌ای سطح تماس آب - نفت و حجم سنگ و سیال دارد. محاسبه سطح تماس آب - نفت و همچنین محاسبه کمی شاخص رانش آشام آب دو مزیت اصلی مدل موازنه مواد ارائه شده در این مقاله نسبت به مدل‌های پیشین است. محدودیت اصلی این مدل این است که فقط قابل استفاده برای سیستم تک فاز است. یک کد فرترن بر اساس روش جدید موازنه مواد یک بعدی توسعه داده شد خروجی این کد سطح تماس آب - نفت، فشار میانگین مخزن و شاخص‌های رانش تولید است. این کد با موفقیت بر روی یک مخزن واقعی اعمال شد. نتایج مدل توسعه‌یافته با مقایسه با نتایج شبیه‌سازی عددی برای میدان KHZ_A اعتبارسنجی شد.  ضریب تعیین (R2) برای داده‌های فشار متوسط مخزن برابر با 987/0 و برای داده‌های سطح تماس آب - نفت برابر با 97/0 به‌دست آمد که نشان‌دهنده تطابق بسیار خوب بین نتایج مدل موازنه مواد و شبیه ساز مخزن است. همچنین با توجه به نمودار انرژی در پایان دوره پیش‌بینی مشخص شد بیش از 60% از انرژی مخزن برای تولید نفت توسط مکانیزم رانش آشام آب تامین می‌شود.

کلیدواژه‌ها

موضوعات

عنوان مقاله [English]

An Innovative 1-D Material Balance Model for Undersaturated Naturally Fractured Carbonate Reservoirs by Introducing Water Imbibition Drive Index

نویسندگان [English]

  • Rahim Nazarinia 1
  • Mohammadreza Rasaei 1
  • Negin Rahmati 2
1 Institute of Petroleum Engineering, School of Chemical Engineering, College of Engineering, University of Tehran, Tehran, Iran
2 Petropars Ltd., Oil and Gas Company, Tehran, Iran
چکیده [English]

The material balance (MB) technique has proven to be a dependable and straightforward method for evaluating reservoir performance. It is primarily used to determine the initial volumes of oil and gas in a reservoir, estimate production driving indexes (such as gas cap drive, solution gas drive, rock and water expansion drive, and aquifer water drive), and predict reservoir performance under various production scenarios. These applications are mainly relevant to conventional reservoirs. Conversely, naturally fractured carbonate reservoirs (NFRs), which account for a significant portion of the world’s established oil reserves, are typically dual porosity systems with distinct matrix and fracture porosity characteristics. It is well-known that additional production mechanisms, such as Gravity Drainage (in gas-invaded zones) and Water Imbibition (in water-invaded zones), can be predominant in oil fractured reservoirs, which are not considered in the conventional material balance technique. This study aims to extend the traditional (zero-dimension) MB method to a 1-D MB method by incorporating water imbibition as a key production mechanism in undersaturated NFRs with an active aquifer. A FORTRAN code based on the new 1-D MB method was developed and successfully applied to a real field case. The results of the developed model were validated by closely matching the results of detailed numerical simulation. The coefficient of determination (R²) was found to be 0.987 for the average reservoir pressure data and 0.97 for the water-oil contact data, indicating a very good match between the results of the material balance model and the reservoir simulator. Furthermore, based on the energy plot at the end of the prediction period, it was determined that more than 60% of the reservoir’s energy for oil production is provided by the water imbibition drive mechanism.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Dual Porosity Systems
  • Imbibition Drive Index
  • One-Dimensional Material Balance

مراجع

[1]. Alcantara, R., Ham, J., & Paredes, J. (2017). Applications of material balance for determining the dynamic performance of fractures in a dual-porosity system in HP-HT reservoirs. SPE Russian Petroleum Technology Conference,  DOI: https://doi.org/10.2118/187694-MS.##
[2]. Pletcher, J. (2002). Improvements to reservoir material-balance methods. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 5(01), 49-59. doi.org/10.2118/75354-P. ##
[3]. Mittermeir, G. M. (2015). Material-balance method for dual-porosity reservoirs with recovery curves to model the matrix/fracture transfer. SPE Reservoir Evaluation & Engineering, 18(02), 171-186.. doi.org/10.2118/174082-PA.##
[4]. Pirker, B., Mittermeir, G. M., & Heinemann, Z. E. (2007). Numerically Derived type curves for assessing matrix recovery factors. EUROPEC/EAGE Conference and Exhibition,  doi: https://doi.org/10.2118/107074-MS.##
[5]. Warren, J., & Root, P. J. (1963). The behavior of naturally fractured reservoirs. Society of Petroleum Engineers Journal, 3(03), 245-255. doi.org/10.2118/426-PA.##
[6] Rashid, M. M. U., & Hossain, M. E. (2021). A critical review on material balance equation. Energy and Thermofluids Engineering, 1, 11-28. doi.org/10.38208/ete.v1i1.7 .##
[7]. Rahmati, N., Rasaei, M.-R., Torabi, F., & Dabir, B. (2019). Incorporating Gravity Drainage and Reimbibition Mechanisms in Traditional Material Balance Equation for Fractured Oil Reservoirs: Mathematical Modeling and Simulation Analysis. Journal of Porous Media, 22(3). . doi: 10.1615/JPorMedia.2019019718.##
[8]. Huapaya Lopez, C. A. (2005). The imbibition process of waterflooding in naturally fractured reservoirs Texas A&M University. hdl.handle.net/1969.1/1632. ##
[9]. Mattax, C. C., & Kyte, J. (1962). Imbibition oil recovery from fractured, water-drive reservoir. Society of Petroleum Engineers Journal, 2(02), 177-184. doi.org/10.2118/187-PA.##
[10]. خسروی، ر.، چهاردولی، م. و سیمجو، م. (2021). مدل‌سازی عددی فرآیند آشام خودبخودی آب در یک بلوک مخزن شکافدار و بررسی اثر شرایط مرزی مختلف بر بازیافت نفت. نشریه مهندسی مکانیک دانشگاه تبریز، 51. doi.org/10.22034/jmeut.2022.10922.##
[11]. Abd, A. S., Elhafyan, E., Siddiqui, A. R., Alnoush, W., Blunt, M. J., & Alyafei, N. (2019). A review of the phenomenon of counter-current spontaneous imbibition: Analysis and data interpretation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 180, 456-470. doi.org/10.1016/j.petrol.2019.05.066 ##
[12]. Belhaj, A. F., Fakir, S. H., Singh, N., & Sarma, H. K. (2023). A comparative enhanced oil recovery study between low-salinity water and hybrid surfactant process for a carbonate reservoir. SPE Western Regional Meeting. doi.org/10.2118/212959-MS.##
[13]. .Harimi, B., Masihi, M., Mirzaei-Paiaman, A., & Hamidpour, E. (2019). Experimental study of dynamic imbibition during water flooding of naturally fractured reservoirs. Journal of Petroleum Science and Engineering, 174, 1-13. doi.org/10.1016/j.petrol.2018.11.008. ##
[14]. Abdurrahman, M., Shin, B. D. A. H., & Novriansyah, A. (2020). Predicting of Oil Water Contact Level using Material Balance Modeling of a Multi-tank Reservoir. ICoSET. ##
[15]. Tian, W., Wu, K., Gao, Y., Chen, Z., Gao, Y., & Li, J. (2021). A critical review of enhanced oil recovery by imbibition: Theory and practice. Energy & Fuels, 35(7), 5643-5670. doi.org/10.1021/acs.energyfuels.1c00199.##
[16]. Amiry, M. T. (2014). Modeling Flow Behavior in Naturally Fractured Reservoirs University of Leoben ##
[17]. Steiner, C. (2018). A Recovery Curve Based Method for Calculation of the Matrix-Fracture Mass Transfer in Naturally Fractured Petroleum Reservoirs. ##
[18] de Swaan, A. (1978). Theory of waterflooding in fractured reservoirs. Society of Petroleum Engineers Journal, 18(02), 117-122. doi.org/10.2118/5892-PA ##
[19]. Kazemi, H., Gilman, J., & Elsharkawy, A. (1992). Analytical and numerical solution of oil recovery from fractured reservoirs with empirical transfer functions. SPE Reservoir Engineering, 7(02), 219-227. doi.org/10.2118/19849-PA.##
[20]. Aronofsky, J. S., Masse, L., & Natanson, S. G. (1958). A model for the mechanism of oil recovery from the porous matrix due to water invasion in fractured reservoirs. Transactions of the AIME, 213(01), 17-19. doi.org/10.2118/932-G.##
[21]. Tarek, A., & Nathan, M. (2012). Advanced Reservoir management and engineering. Amsterdam, Gulf Professional Pub. ##
[22]. Van Everdingen, A., & Hurst, W. (1949). The application of the Laplace transformation to flow problems in reservoirs. Journal of Petroleum Technology, 1(12), 305-324. doi.org/10.2118/949305-G.##
پژوهش نفت
دوره 35، 1404-3 - شماره پیاپی 142
مرداد و شهریور 1404
صفحه 29-43

فایل ها

هم رسانی

ارجاع به این مقاله

آمار