تعیین فشار مویینگی در شکاف‌های افقی با شبیه‌سازی عددی ریزش ثقلی

چکیده

در ابتدای تولید از مخازن شکاف‌دار، به علت بالا بودن تراوایی شکاف‌های عمودی نسبت به سنگ مخزن، نفت تولید شده عمدتاً سبب تخلیه شکاف‌های عمودی می‏شود. در نتیجه ناحیه‏ای جدید به نام مورد تهاجم گاز، شکل می‏گیرد. به علت وجود گاز در شکاف‌های اطراف و نفت در داخل سنگ مخزن شرایط غیرمتعادل ایجاد می‏شود که سبب ریزش ثقلی نفت از سنگ می‏شود.
یکی از عوامل مهم در چگونگی عملکرد مکانیزم ریزش ثقلی در ناحیه مورد تهاجم گاز، خواص فیزیکی شکاف‌های افقی موجود در این ناحیه می‏باشد. در اکثر موارد فرض بر این است که شکاف‌های افقی، موجب جدا شدن سنگ مخزن به صورت فیزیکی و عدم پیوستگی مویینگی می‏باشد. اگر بلوک‌های ناحیه گاز زده، به صورت مجزا از هم عمل کنند، میزان نفت قابل استحصال از مخازن شکاف‌دار، تحت مکانیزم ریزش ثقلی بسیار ناچیز خواهد بود. اما چنانچه پیوستگی فشار مویینگی در بین بلوک‌ها برقرار باشد، سبب خواهد شد تا میزان قابل ملاحظه‏ای از سیال موجود در سنگ مخزن از ناحیه مورد تهاجم گاز تولید شود. این افزایش تولید را می‏توان با تغییر در فشار مویینگی بلوک مورد بررسی قرار داد. از این رو لازم است تا برای شکاف افقی، فشار مویینگی و تراوایی اختصاص داد تا تولید از سیستم تعریف شود. بر این اساس مدل‌هایی برای توابع شبه فشار مویینگی، تعریف شده است که بر اساس آن فشار مویینگی بلوک تحت تأثیر شکاف، تغییر می‌یابد، به شکلی که می‌توان مقدار تولید از بلوک‌های بر روی هم انباشته را مدل کرد.
در این مطالعه بر اساس مجموعه آزمایش‌های انجام گرفته توسط فیروزآبادی و همکاران در زمینه پیوستگی فشار مویینگی، تراوایی در شکاف افقی و اثر آن در تولید از بلوک‌ها، مدلی با استفاده از شبه توابع فشار مویینگی ارائه شده است. بر این اساس برای شکاف افقی، فشار مویینگی تعریف شد، که مقدار آن تابعی از ارتفاع شکاف نسبت به سطح تماس نفت و گاز (GOC) و عرض شکاف می‌باشد. این فشار مویینگی سبب کاهش فشار مویینگی بلوک می‌شود، به‌طوری‌که تولید از دسته بلوک‌ها حاصل شود. بر اساس مدل ارائه شده، تعریف تراوایی محیط شکاف، نقش عمده‌ای در کنترل جریان ندارد.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Investigating the Capillary Pressure of Horizontal Fracture Using Gravitational Drainage Mechanism

چکیده [English]

The gravitational drainage of oil in gas-invaded zone is identified as the major production mechanism in carbonate reservoirs. Oil is kept in a matrix block surrounded by gas and then subject to two distinct and opposing forces. Due to the difference between oil and gas densities, gravitational forces tend to expel oil through the lower part of the block, while oil-rock adhesive force acts to peneterate within the rock. Drainage arises when “gravitational” and “capillary” forces coincide. In this study, the mathematical modelling of gravitational drainage in naturally fractured reservoir is presented which involve capillary, gravitational, and infiltration processes. A simple approach was proposed to simulate gas-oil gravity drainage process in fractured porous media using an appropriate fracture capillary pressure. The permeability value is approximated by the location of fracture in the stack block. The capillary pressure in horizontal fracture is related to height of fracture in stack block to gas-oil interface. Numerical simulation results revealed good agreement with experimental data. This study revealed that capillary continuity and fracture transmissibility are the most important factors in oil recovery by gravitational drinage mechanism.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Gravity Drinage
  • Relative Permeabiliry
  • Gas Inavaded Zone
  • Capillary Pressure
  • Fractured Reservoir
  • Fractured Porous Media

[1] سجادیان و.ا., نادری ح., عمادی م.ع. و نفرگوی کهن م., تهیه مدل ریاضی مناسب جهت تطبیق نتایج آزمایشگاهی مکانیزم ریزش ثقلی، گزارش داخلی IR970A1294-04، پژوهشگاه صنعت نفت، 1374.

[2] Firoozabadi A. & Hauge J., “Capillary pressure in fractured porous media”, JPT, pp. 184-791, June 1990.

[3] Luan Zhi-An, “Some theoretical aspects of gravity drinage in naturally fractured reservoir”, SPE 28641, pp.25-28, Sep. 1994,

[4] Firoozabadi A. & Markeset T., “An experimental study of capillary and gravity cross flow in fractured porous media”, SPE 24918, 67th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington D.C., October 4-7, 1992.

[5] Firoozabadi A. & Markeset T., “An experimental study of gas-liquid transmissibility in fractured porous media”, SPE 24919, 67th SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Washington D.C., October 4-7, 1992.

[6] Dindourk B. & Firoozabadi A, “Computation of gas-liquid drinage in fractured porous media recognizing fracture liquid flow”, JCPT, pp. 39-49, 1995.

[7] Firoozabadi A. & Markeset T., “Fracture-liquid transmissibility in fractured porous media”, SPE 24919, SPER 1995.

[8] Firoozabadi A. & Markeset T., “Miscible displacement in fractured porous media: Part I-experiment”, SPE 27743, Ninth Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, 17-20 April 1994.

[9] Firoozabadi A., & Hauge J., “Capillart pressure in fractured porous media”, JPT, pp. 784-791, Jun 1990.

[10] Saidi A.M., Tehrani D.H. & Wit K., “Mathematical simulation of fractured reserroir performance, Based on physical model experiments”, Proc. 10th World petroleum conference, Bucharest, 1979.

[11] Kazemi H. & Merrill L.S., “Numerical simulation of water imbibition in fractured cores”, SPE, pp. 175-182, 1979.

[12] Festoy S. & Van Golf Racht T.D., “Gas gravity drinage in fractured reservoirs through new dual continum approach”, SPERE, pp. 271-78, Aug. 1989.

[13] Horie T., Firoozabadi A. & Ishimoto K., “Capillary continuity in fractured reservoirs”, SPE 18282, Presented at the 63rd SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Houston, TX, October 2-5, 1988.

[14] Sajadian V.A., Danesh A. & Tehrani D.H., “Laboratory studies of gravity drinage mechanism in fractured carbonate reservoir capillary continuity”, SPE 49497 in Proceeding of the 1998 Dhabi Conference and Exhibition, U.A.E., 11-14 October 1998.