مدل‌سازی فشارمنفذی مخزن هیدروکربنی در جنوب غرب ایران با استفاده از داده‌های چاه‌پیمایی

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسنده

پژوهشگاه‌صنعت نفت

چکیده

یکی از مهم‌ترین عملیات اجرایی برای توصیف و شبیه‌سازی مخازن هیدروکربنی، عملیات نمودارگیری است. در اغلب چاه‌های نفتی/گازی برای تعیین خواص مخزنی مانند تخلخل، نفوذپذیری و لیتولوژی، از نمودارهای زمان عبور صوت،‌ چگالی و پرتو گاما که به داخل چاه‌ها رانده می‌شوند. همچنین از این نمودارها می‌توان برای محاسبه و ساخت مدل‌ فشار منفذی استفاده کرد که موضوع اصلی این مقاله می‌باشد. به‌دلیل هزینه نسبتاً زیاد و اطلاعات موضعی ابزارهای اندازه‌گیری مستقیم فشار منفدی، استفاده از روش‌های کم هزینه‌‌تر که طیف گسترده‌ و پیوسته‌‌ای از داده‌های فشار منفذی را دارند، مقرون به‌صرفه است. در این مقاله ابتدا روش‌های محاسبه فشار منفذی با استفاده از نمودارهای چاه‌پیمایی و سپس نمونه‌ای واقعی از تخمین و مدل‌سازی فشار منفذی در یک مخزن هیدروکربنی واقع در جنوب غرب ایران ارائه ‌می‌شود. به دلیل سن زیاد چاه‌های حفاری‌شده، برخی از چاه‌ها فاقد نمودار زمان عبور صوت بودند، لذا این نمودارها با استفاده از روش شبکه عصبی مصنوعی تخمین زده شدند. آزمون t-استیودنت نشان داد که نمودارهای تخمینی دقت و صحت قابل قبولی دارند. پس از تخمین نمودار زمان عبور صوت، ابتدا فشار منفذی و گرادیان آن با استفاده از مدل ایتون محاسبه شد و سپس در یکی از چاه‌ها نمودار فشار منفذی به ‌دست آمده با داده‌های فشار منفذی اندازه‌گیر‌‌ی‌ شده، مقایسه شدند. این مقایسه نشان داد که نمودار فشار منفذی به دست آمده برای این مخزن برآورد قابل قبولی از فشار منفذی واقعی است. براین اساس مدل فشار منفذی مخزن با استفاده از روش زمین‌آمار برای کل میدان تهیه شد. بدیهی است عدم قطعیت مدل در مناطقی که تعداد چاه‌ کمتری دارد، بیشتر است.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Pore Pressure Modeling of Hydrocarbon Reservoir in Southwest of Iran Using Well Logging Data

نویسنده [English]

  • Hossein Poursiami
چکیده [English]

One of the most important operations for reservoir characterization and simulation is well logging. Sonic, density and gamma ray logs are run in most of oil/gas wells to determine reservoir properties such as porosity, permeability and lithology. Also these logs can be used for estimation and modeling of pore pressure which is the main subject of this paper. Direct measurement of pore pressure by conventional tools is expensive and produces local data but well logs are less expensive and have continuous data. In this paper, first pore pressure models are reviewed and then pore pressure model of hydrocarbon reservoir located in Southwest of Iran is constructed. This reservoir is old and some of wells had no sonic log, thus this log predicted using artificial neural network method. T-student test showed that predicted sonic logs have acceptable accuracy. In next stage, first for all of wells pore pressure estimated using Eaton’s model and then in one well, the estimated pore pressure log was compared to measured pore pressure data. This comparison showed that the estimated pore pressure log is very close to measured pore pressure. Therefore the pore pressure model for field was constructed using Geostatistics method.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Pore Pressure
  • Well Logging
  • Eaton’s Model
  • Artificial Neural Network
[1]. Bingham M. G., “A new approach to interpreting rock drillability”, 1965, The Petroleum Publishing Co.

[2]. Deer W. A., et al, An Introduction to Rock Forming Minerals, Longmans Press, 1967

3. Hughes B. INTEQ, Formation Pressure Evaluation, Reference Guide, 1996

[4]. Bellotti P., and Giacca D., Pressure evaluation improves drilling programs, O&GJ, 1978, Sept., 11.

[5]. Bowers G. L., “Pore Pressure Estimation From Velocity Data: Accounting for Overpressure Mechanisms Besides Undercompaction”, SPE 27488, 1994, February.

[6]. U. S. Bureau of Reclamation, Physical Properties of Some Typical Foundation Rocks, Concrete Laboratory Rpt. SP-39, 1953.

[7]. Rehm B., and McClendon R., “Measurement of Formation Pressure from Drilling Data”, SPE 3601, 1971, SPE Reprint Series No. 6a, 1973 revision.

[8]. Bruce, Clemont, H., “Smectite Dehydration-Its Relation to Structural Development and Hydrocarbon Accumulation in Northern Gulf of Mexico Basin”, AAPG, vol. 68/6, pp. 673-683, 1984.

[9]. Eaton B. A., How to Use Drilling Petrophysical Data in Prospect Evaluation, World Oil, Sept & Oct, 1995.

[10]. Hottman C. E., and Johnson R. K., Estimation o f Formation Pressures from Log-Derived Shale Properties, J. P. T., Jun., 1965.

[11]. Matthews W. R., and Kelly J., How to Predict Formation Pressure and Fracture Gradient, O&GJ, Feb. 20, 1967.

[12]. Weurker R. G., “Annotated Tables of Strength and Elastic Properties of Rocks”, SPE Reprint Series, 1963, n.6.

[13]. Fertl W. H., Abnormal Formation Pressures, Elsevier Press, 1973.

[14]. Costley R. D., “Hazards and Costs Cut by Planned Drilling Programs”, World Oil, Oct., 1967.

[15]. Eaton B. A., Graphical Method Predicts Geopressures Worldwide, World Oil, July 1976.

[16]. Jorden J. R ., and Shirley O. J., Application of Drilling Performance Data to Overpressure Detection, J.P.T., Nov., 1966.

[17]. Rehm B., Deep Water Drilling Poses Special Pressure Control Problems, O & G J, May 3, 1976.

[18]. Mudford Brett S. and Best Melvyn E., “Venture Gas Field, Offshore Nova Scotia: Case Study of Overpressuring in Region of Low Sedimentation Rate”, AAPG, , vol. 73/11, pp. 1383-1396, 1989.

[19]. Zoeller W. A., Pore Pressure Detection from the MWD Gamma Ray, SPE, 12166, 1983, Society of Petroleum Engineers of AIME.

20- حسنی پاک ع.، شرف الدین م.، تحلیل داده‌های اکتشافی، انتشارات دانشگاه تهران، 1380.