اصلاح توابع تراوایی نسبی حاصل از آزمایش‌های جابه‌جایی نفت-گاز در شرایط نزدیک امتزاجی با استفاده از مدل‌سازی معکوس

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 پژوهشگاه صنعت نفت، پژوهشکده مهندسی نفت

2 دانشگاه صنعتی شریف، دانشکده مهندسی شیمی و نفت

چکیده

یکی از عوامل اصلی در مدلسازی صحیح جریان دو فازی نفت و گاز در محیط متخلخل، استفاده از توابع معتبر تراوایی نسبی می‌باشد. تمامی مطالعات گذشته نتوانسته‌اند مدلی صحیح و سازگار را برای بیان تأثیر تزریق نزدیک امتزاجی بر رفتار کیفی و به خصوص کمی توابع تراوایی نسبی ارائه دهند. در این مقاله هدف اصلی مقایسه مابین روش‌های مرسوم تراوایی نسبی می‌باشد تا بتوان بر اساس انتخاب بهینه روش‌های تعیین منحنی‌های تراوایی نسبی دو فازی در شرایط تزریق نزدیک امتزاجی گاز توابع تراوایی نسبی را اصلاح نمود. در این مقاله سعی گشته است تا با انجام آزمایش‌های جابه‌جایی سیال (تزریق گاز دی اکسید کربن در نمونه نفت یکی از مخازن نفتی ایران و بر روی نمونه مغزه‌های ماسه سنگی و دولومیتی) به روش ناپایا، میزان خطای اندازه‌گیری را تا حد ممکن کاهش داده و نیز با انتخاب مقایسه‌ای و بهینه‌ترین روش، از میزان خطای عددی در تعیین تراوایی نسبی کاسته شود. در این مطالعه توابع معتبر تراوایی نسبی از روش تمام عددی بر اساس مدلسازی معکوس تعیین شده است، به طوری‌که از روش‌های نیمه تحلیلی به عنوان حدس اولیه داده‌های تراوایی نسبی برای کاربرد در شبیه‌ساز تجاری دو فازی و تک بعدی استفاده گردیده است. نتایج نشان می‌دهد که روش تمام عددی به عنوان بهینه‌ترین روش، رابطه اصلاحی سازگار با نتایج آزمایشگاهی را در شرایط تزریق نزدیک امتراجی جهت تولید مقادیر تروایی نسبی ارائه می‌دهد. می توان از رابطه اصلاحی ارائه شده برای تولید داده‌های تراوایی نسبی در شبیه‌سازی تزریق نزدیک امتزاجی گاز در مخازن نفت استفاده نمود.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Modification of the Relative Permeability Functions through Oil/Gas Displacement Tests under Near Miscible Conditions by Using Inverse Modeling

نویسندگان [English]

  • Mohammad Parvazdavani 1
  • Mohsen Masihi 2
  • Saeid Abbasi 1
  • Abbas Sharabadi 1
  • Ezatollah Kazemzadeh 1
1 Petroleum Engineering Division, Research Institute of Petroleum Industry
2 Chemical and Petroleum Department, Sharif University of Technology
چکیده [English]

An important step in the modeling of two-phase gas and oil flow is to have the reliable relative permeability functions. None of the previous conventional methods can predict the consistent and accurate relative permeability values to show the effect of near miscibility on the qualitative and quantitative behavior of relative permeability functions under near miscible conditions. The main contribution of this work is to select the optimum approach to relative permeability determination based on the classification of the available relative permeability methods and comparing their results in order to extract more accurate relative permeability values under near miscible conditions. In this work, the unsteady state displacement experiments were performed on two different reservoir rock samples (i.e. a dolomite and a sandstone core plug sample from the west of Iran). In addition, CO2 and light oil samples as injection fluids were used to decrease the variance error. Also, by the selection of the best relative permeability methods, the bias errors are decreased. In this study, inverse modeling is used with the Civan and Donaldson method as the initial guess for 1-D, two-phase flow simulation. The results show that the history matching as the optimum method presents a reformed relation in order to generate the relative permeability values more consistent to laboratory data under near miscible conditions. Finally, this reformed relation can be embedded in fluid flow simulators to simulate the near miscible gas injection more precisely.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Gas-oil Relative Permeability
  • Near-miscible Condition
  • Un-steady Displacement Tests
  • Inverse Modeling
[1]. Thomas F. B., Holowach N., Zhou X., Bennion D .B. and Bennion D. W., Miscible or Near Miscible Gas Injection-which is better? Hycal Energy Research Laboratories Ltd, SPE/DOE 27811, Presented in Ninth Symposium on Improved Oil Recovery held in USA, 17-20, Apr., 1994.

[2]. Sohrabi M., Tehrani D. H. and Al-Abri M., “Performance of near-miscible gas and SWAG injection in a mixed-wet core”, SCA2007-26, Presented at the International Symposium of the Society of Core Analysis held in Calgary, Canada, pp. 10-12, Sep., 2007.

[3]. Bardon C. and Longeron D., “Influence of Very Low Interfacial Tensions on Relative Permeability”, 53rd Annual Tech. Conf. and Exhib. SPE, Houston, TX, pp. 7609., 1978.

[4]. Fulcher R. A., Ertekin T. and Stahl C. D. “Effect of capillary number and its constituents on two-phase relative permeability”, JPT 37 (2), pp. 249–260, 1985.

[5]. Asar J. and Handy L. L., “Influence of interfacial tension on gas/oil relative permeability in a gas condensate system”, SPE Reserv. Eng. 3 (1), pp. 257, 1988

[6]. Schechter D. S. and Haynes J. M. “Relative permeabilities of a near critical binary fluid”, Transp. Porous Media 9 (3), pp. 241–260, 1992.

[7]. Henderson G. D., Danesh A., Tehrani D. H., Al-Shaidi S. and Peden J. M., “Measurement and correlation of gas condensate relative permeability by the steady-state method”, SPE Reserv. Eng. 1 (2), pp. 134–140, 1998.

[8]. Blom S. M. P., Hagoort J. and Soetekouw D. P. N., , “Relative permeability at near-critical conditions”, SPE J. 5 (2), 172–181, 2000.

[9]. Moore T. F., Slobod R. L., “The effect of viscosity and capillarity on the displacement of oil by water”, Prod. Mon. 20, pp. 20–30, 1956.

[10]. M.Al-Wahaibi C. A., Grattoni A. H., Muggeridge, “Drainage and imbibition relative permeabilities at near miscible conditions”, Journal of Petroleum Science and Engineering 53, 2006.

[11]. MacDougall S. R., Salino P. A. and Sorbie K. S., “The effect of interfacial tension upon gas–oil relative permeability measurements: interpretation using pore-scale models”, SPE Annual Tech Conf. and Exhib. SPE, San Antonio, TX, p. 38920, 1997.

[12]. Delclaud J., Rochon J., Nectoux A., “Investigations of gas/oil relative permeabilities: high-permeability oil reservoir application”, SPE Annual Tech. Conf. and Exhib. SPE, Dallas, pp. 16966, 1987.

[13]. Toth J., Bodi T. and Civan F., “Convenient Formulae for Determination of Relative Permeability from Unsteady-State Fluid Displacements in Core Plugs,” Journal of Petroleum Science and Engineering 36 (2002) 33-44 pp. 291-298, 1982.

[14]. Hussain F., SPE and Y.Cinar, SPE, University of New South Wales, and P.Bedrikrikovetsky, SPE, University of Adelaide, Comparison of methods for Drainage relative permeability Estimation from displacement tests, SPE 129678, 2010.

[15]. Welge H. J., A simplified method for computing recovery by gas or water drives, Trans. AIME, 195, 91, 1952.

[16]. Johnson E. F., Bossler D. P., and Naumann V. O., “Calculation of relative permeability from displacement experiments”, Trans. AIME, pp. 216,310, 1959.

[17]. Jones S. C. and Roszelle W. O., “Graphical techniques for determining relative permeability from displacement experiments”, J. Pet. Technol., 5, 807, 1978.

[18]. Li K., Shen P. and Qing T. A., “New Method for Calculating Oil-Water Relative Permeability with Consideration of Capillary Pressure”, Mechanics and Practice, 16(2), pp. 46-52, 1994

[19]. Kalbus J. and Christiansen R. L., “New Data reduction Developments for Relative Permeability Determination”, SPE 30799, ATC & Exhibition, Dallas USA, pp. 22-25, Oct., 1995.

[20]. Civan F. and Donaldson E. C., “Relative permeability from unsteady state displacements with capillary pressure included”, SPE Formation Evaluation 4(2), pp.189-193, 1989

[21]. Udegbunam E. O., “A fortran Program for Interpretation of Relative Permeability from Unsteady-State fluid Displacements with Capillary Pressure Included”, Computer & Geosciences, 17(10), pp. 1351-1357, 1991.

[22]. Archer J. S. and Wong S. W., “Use of a reservoir simulator to interpret laboratory water flood data”, SPE Journal 13(6), pp. 343-347, 1973.

[23]. Subbey S., Monfared H., Christie M. and Sambridge M. “Quantifying uncertainity in flow functions derived from SCAL data”, Transport in Porous Media 65, pp. 256-286, 2006.

[24]. Bui L. H., Tsau J. S. and Willhite G. P., “Laboratory investigations of CO2 near-miscible application in arbuckle reservoir”, SPE, 129710, 2010.

[25]. Hawkins J. M., Luffel D. L. and Harris T. G., “Capillary pressure model predicts distance to gas/water, oil/water contact”, Oil & Gas Journal, pp. 39-43, 1993.

[26]. Grattoni C. A. and Bidner .M. S., “History matching of unsteady state coreflloods for determining capillary pressure and relative permeabilities”, SPE. 21135, SP Latin American and Carribean Petroleum Engineering Conference, Rio de Janeiro, Brazil, 30 August-3 Sept. 1997.

[27]. Basbug B. and Karpyn Z. T., “Determination of a reletive permeability and capillary pressure curves using an automated history-maching approach”, SPE 117767, SPE Eastern Regional/AAPG Eastern Section Joint Meeting, pp. 11-15, Octo.r, Pittsburgh, PA, USA, 2008.