تحقیقات آزمایشگاهی در تعیین اشباع درجا سیالات در مخازن کربناته شکافدار سازند آسماری

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

چکیده

 
نفوذپذیری نسبی در مطالعات مهندسی مخازن و وابستگی آن به عوامل فیزیکی متعدد دارای اهمییت خاصی است و اندازه‌گیری آن از مباحث مهم آزمایش‌های ویژه مغزه می‌باشد. تعادل در جبهه پیش‌رونده سیال تزریقی در فرایند سیلاب‌زنی و شناسایی اثر موئینگی در نقطه انتهایی مغزه در آزمایش‌های نفوذپذیری نسبی از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است. برای این منظور استفاده از روش‌های اندازه‌گیری اشباع درجا سیالات درون مغزه در طول زمان آزمایش سیلاب‌زنی ضروری است. همچنین ایجاد شرایط دما و فشار مخزن و استفاده از نفت مخزن در آزمایش‌های مغزه سبب می‌شود تا اطلاعات واقعی‌تر برای استفاده در مدل‌های مخزن در اختیار مهندسین مخزن قرار بگیرد.در این تحقیق با هدف تعیین اشباع درجا سیالات در فرایند سیلاب‌زنی در شرایط مخزن، 4 نمونه پلاگ از سنگ مخزن سازند آسماری انتخاب شد و مقاطع نازک آنها به منظور شناسایی کامل لیتولوژی و بافت سنگ مخزن مورد مطالعه قرار گرفت. سپس با استفاده از دستگاه‌های اندازه‌گیری نفوذپذیری نسبی در شرایط محیط، اشباع میانگین سیالات در طول مغزه با اندازه‌گیری حجم سیالات خروجی در فرایند سیلاب‌زنی تعیین و منحنی‌های نفوذپذیری نسبی آنها رسم شد. در مرحله بعد با استفاده از دستگاه اندازه‌گیری نفوذپذیری نسبی پرتو ایکس، آزمایش‌های نفوذپذیری نسبی در شرایط مخزن انجام شد و میزان اشباع درجا و میانگین با اندازه‌گیری شدت پرتو ایکس عبوری از نمونه مغزه، تعیین و نتایج حاصل از دو آزمایش نفوذپذیری نسبی در شرایط محیط و مخزن با یکدیگر مقایسه شدند که در کلیه آزمایش‌ها از نفت خام مربوط به سازند آسماری استفاده شده است.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Laboratory Investigation of Determination of In-situ Fluid Saturation in the Fractured Carbonate Reservoir of Asmari Formation

چکیده [English]

Due to majority of relative permeability in reservoir engineering studies and its dependency to some physical properties, relative permeability measurement is the most complicated task in special core analysis studies. Equilibrium in front flow during flooding and recognizing the end effect capillary pressure in relative permeability tests is very important. For this reason the usage of in-situ saturation measurement methods has a paramount importance. Also performing SCAL tests in reservoir conditions and using reservoir oil creates correct and real data for reservoir engineers to apply in reservoir models. In this study, the goal of which is the determination of in-situ saturation during flooding in reservoir conditions, first four plug samples from Asmari formation were selected and thin section studies were done to recognize the lithologies and important features. Then using relative permeability apparatus in ambient condition, the average saturations of fluids in the cores were determined by measuring the volume of fluids expelled from the samples in the flooding test and the relative permeability curves were plotted. In the next step using x-ray relative permeability apparatus, the relative permeability experiments in the reservoir conditions were performed and the value of in-situ fluid saturation and the average saturation were determined via measuring the intensity of x-ray passes through the core. The results obtained from relative permeability tests in ambient and reservoir condition were then compared. Dead crude oil from Asmari formation has been used in all experiments.

کلیدواژه‌ها [English]

  • X-Ray Relative Permeability
  • Flooding
  • Fluid Front
  • In-Situ Saturation
  • C-T-Scan

 

[1] Bennion D.B. & Thomas F.B.,”Recent improvements in experimental and analytical technique for determination of relative permeability data from unsteady state flow experiments”, SPE 10th Technical Conference and Exposition, Port of Spain, Trinidad, June 26-28, 1991.

[2] Core Lab Petroleum Services, A course in the fundamentals of Rock properties and core analysis, reversion: 4, Oct. 2001.

[3] Ebeltoft E., J.Iversen K., Andersen V.M. & Nordtvedt J., A novel experimental apparatus for determination of three-phase relative permeability at reservoir conditions, Paper SCA 9306 presented at the1993 SCA Annual Technical Conference, Houston, Aug. 1993.

[4] Jones S.C. & Roszelle W.O., “Graphical Techniques for determination relative permeability from displacement experiments”, SPE 6045, May 1978.

[5] Maloney D.R., X-ray imaging technique simplifies and improves reservoir – condition unsteady – state relative permeability measurements, Paper SCA 2002-11.

[6] Maloney D.R., Wegener D.C. & Zornes D.R., Significance of absorption coefficients when determining in-situ core saturation by linesr X-ray scans, Paper SCA 2000-13.

[7] Naylor P. & Puckett D., In-situ saturation distributions: the key to understanding core analysis, Paper SCA 9940 presented in international symposium of society of core analysts, Stavanger, Norway, Sept. 1994.

[8] XRP-700 Manual, VINCI Technology, France, 2006