به کارگیری روش LET برای تخمین منحنی‌های فشار مویینگی سنگ کربناته یکی از میادین هیدروکربوری ایران

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

پژوهشکده ازدیاد برداشت از مخازن نفت و گاز، تهران، ایران

چکیده

روش‌های متعددی برای بررسی رفتار مویینگی سیالات چند فازی درون محیط متخلخل سنگ مخزن وجود دارد. یکی از این روش‌ها، استفاده از داده‌های اندازه‌گیری شده در آزمایشگاه و روش دیگر استفاده از توابع ریاضی است. از ضروری‌ترین ویژگی‌های این توابع، داشتن درجه آزادی کافی برای مدل‌سازی می‌باشد. در این مقاله ابتدا روش تحلیلی که توسط لوملند و ابل تافت ارائه شده بررسی گردیده و نتایج آن برای تخمین منحنی‌های فشار مویینگی حاصل از آزمایشات سانتریفیوژ بر روی نمونه‌های متعددی از سنگ کربناته یکی از میادین هیدروکربوری مناطق نفتی جنوب کشور استفاده شده است. سپس به منظور توسعه روش LET، با تغییر در برخی پارامترها، منحنی‌های فشار مویینگی مدل‌سازی شده‌است. نتایج به دست آمده نشان می‌دهد که روش توسعه یافته بدون نیاز به انجام آزمایشات فشار مویینگی و صرف هزینه، تنها با استفاده از داده‌های معمول مغزه قادر به پیش‌بینی منحنی‌های فشار مویینگی می‌باشد. برای نشان دادن اعتبار روش توسعه یافته، از نتایج آزمایشات متعدد فشار مویینگی که با روش سانتریفیوژ در فرآیند تخلیه بر روی نمونه‌های سنگ کربناته یکی از میادین هیدروکربوری جنوب ایران انجام شده، استفاده شده است. با توجه به مقادیر خطای محاسبه شده برای نتایج این روش (18/0 >r2)، این روش ضمن سهولت به کارگیری، از میزان دقت قابل قبولی نیز برخوردار می‌باشد.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Utilizing LET Function to Investigate the Capillary Pressure Curves for an Iranian Carbonate Reservoir Rock

نویسندگان [English]

  • Seyyed Majid Hashemi
  • GholamReza Bashiri
  • MahmoudReza Jazayeri
Enhanced Oil Recovery Research Center, NIOC, Tehran
چکیده [English]

There are several methods to study the capillary behavior of multi-phase flow performance within reservoir rock. One is the actual determination of multiphase flow properties from measured data, and the other is the representation of the proposed functions for capillary pressure. It is essential that these functions have sufficient degrees of freedom to model the measured data. In this study, the new analytical correlation (LET function, proposed by Lomeland and Ebeltoft) is first defined and used to investigate the results of experimental capillary pressure by centrifuge for numerous samples from an Iran carbonate reservoir rock of southern oil fields. Then, by tuning the existing parameters in the function, a model was developed and completed to predict the capillary pressure curves. The results show that without any time and cost used for the experimental measurements of capillary pressure and only by applying the routine core parameters, the developed model can estimate the capillary pressure curves. This developed model is very simple to use and more accurate than other models. In order to demonstrate the validity of this correlation, the predicted results are compared with those obtained from several experimental measurements conducting a centrifuge method on several core samples from one of the Iran carbonated rocks . Regarding the amount of the calculated error (R2<0.18), this method has acceptable accuracy and is easy to use.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Capillary Pressure
  • LET Function
  • Drainage Mechanism
  • Modeling Capillary Pressure
  • Centrifuge Method
[1]. Bentsen R. G. and Anlie J., “Using parameter estimation techniques to convert centrifuge data into a capillary pressure curve”, Trans., AIME, 56, 1977.

[2]. Brooks R. H. and Corey A. T., “Hydraulic properties of porous media”, Hydraulic, pp. No. 3, Colorado State U., 1964.

[3]. Burdine N. T., “Relative permeability calculations from pore size distribution”, Trans., AIME, 198, pp. 71-78, 1953.

[4]. Jing X. D., and Wunnik J. N. M. van, A capillary pressure function for interpretation of core-scale displacement experiments, SCA 9807.

[5]. Skjæveland S. M., Siqveland L. M., Kjosavik A., Hammervold Thomas W. L. and Virnovsky G. A., “Capillary pressure correlation for mixed-wet reservoirs”, SPE 60900 / SPE 39497 India oil and Gas Conference and Exhibition, New Dehli, India, 17-19 Feb, 1998 / SPE 60900 SPE Reservoir Eval. & Eng. 3 (1), Feb 2000.

[6]. Masalmeh S. K., Abu Shiekah I. and Jing X. D., “Improved characterization and modeling of capillary transition zones in carbonate reservoirs”, SPE Reservoir Evaluation & Engineering, Vol. 10 (2): 191-204 April, SPE paper 109094, 2007.

[7]. Masalmeh S. K., and Jing X. D., Capillary pressure characteristics of carbonate reservoirs: relationship between drainage and imbibition curves, SCA 2006-16.

[8]. Lomeland F., Ebeltoft E. and Hammervold Thomas W., A new versatile capillary pressure correlation, SCA 2008-08.

[9] Aziz K., and Settari A., Petroleum Reservoir Simulation, Applied Science Publishers, 1983, p30.

[10]. Hassler G. L. and Brunner, E., Measurement of capillary pressure in small core samples, Trans, AIME , Vol. 160, 114, 1945.