بررسی و تعیین مدل مناسب تراوایی نسبی آب- نفت در مخازن کربناته ایران

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

پژوهشکده مهندسی نفت، پردیس پژوهش و توسعه صنایع بالادستی، پژوهشگاه صنعت نفت، تهران ایران

چکیده

تعیین مدل تراوایی نسبی جهت استفاده در نرم‌افزارهای شبیه‌سازی مخزن یکی از بنیادی‌ترین موضوعات در مطالعات مخزن است. در این مطالعه تراوایی نسبی آب- نفت با انجام آزمایشات در حالت ناپایا و در شرایط مخزن بر روی نمونه سنگ‌های کربناته سه مخزن B ،A وC با استفاده از روش JBN محاسبه شده و سپس با استفاده از این داده‌ها مدل‌های مختلف تراوایی نسبی با یکدیگر مقایسه گردیده است.با بررسی نتایج آزمایشات، می‌توان نتیجه گرفت که مدل LET در مخازن کربناته و ناهمگون (در گروه‌های مختلف سنگی) جواب‌های بهتری نسبت به مدل‌های دیگر می‌دهد. به‌طوری که میانگین خطای استاندارد در این مدل برای تراوایی نسبی نفت و آب به ترتیب حدود 00488/0 و 00119/0 است که به میزان قابل توجهی پایین‌تر از مدل‌های دیگر می‌باشد. همچنین این مدل می‌تواند حالت s-شکل منحنی‌های تراوایی نسبی که در اکثر مخازن کربناته ایران دیده می‌شود را بهتر پیش‌بینی نماید.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Investigation and Determination of the Appropriate Model for Relative Permeability in Iranian Carbonate Reservoirs

نویسندگان [English]

  • Hamed Hematpoor
  • Mostafa Nematzadeh
  • Mohammadreza Esfahani
  • Hesam Aloki Bakhtiari
چکیده [English]

The determination of relative permeability model used in reservoir simulation software is the corner stone of reservoir studies. Nowadays, in order to estimate relative permeability, several models are presented, having their own features. Corey model is one of the most well-known models, because it has simple calculation. However, it behaves inappropriately in facing heterogenic carbonate rock. Also, insufficient studies on comparing different models on carbonate rock are undeniable. Therefore, the assessment of different models and determining the appropriate model to result in a better estimation in carbonate rock is the aim of this study. In this work, after conducting unsteady-state relative permeability experiment under reservoir conditions from three reservoirs, namely A, B, and C, the relative permeability was calculated by using JBN method. Then, all the models could be compared. According to the results, it can be concluded that the LET model in heterogenic carbonate rock (various rock type) leads to a better result compared with the other models and it causes a significant decrease in standard error value for the relative permeability of oil and water to 0.00488 and 0.00119. Furthermore, it is found that this model can predict the S-shape behavior of relative permeability, seeing in Iranian carbonate reservoirs, perfectly
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Relative Permeability
  • Carbonate Reservoir
  • Corey model
  • LET model
  • Burdine Mode

[1]. Corey A.T., “The interrelation between gas and oil relative permeabilities”, Prod. Monthly, Nov. 1954, pp. 38-41.##

[2]. Burdine N. T., “Relative permeability calculation from pore size distribution”, Trans., AIME, Oct. 1953, pp. 71-78.##

[3]. Sigmund P. M. and McCaffery F. G., “An improved unsteady-state procedure for determining the relative permeability characteristics of heterogeneous porous media”, SPEJ, Feb. 1979, pp. 15-28.##

[4]. Chierici G. L., “Novel relation for drainage and imbibition relative permeabilities”, SPEJ, Jun. 1984, pp. 275-276.##

[5]. Lomeland F., Ebeltoft E. and Thomas W. H., “A New versatile relative permeability correlation”, International Symposium of the SCA, Toronto, Aug. 2005.##

[6]. Amyx J. W., Bass Jr., D. M., Whiting R. L., “Petroleum reservoir engineering”, McGraw-Hill Book Company, London 1960, pp. 133-210.##

[7]. Tie H., and Norman R. Morrow, Oil recovery by spontaneous imbibitions before and after wettability alteration of three carbonate rocks by a moderately asphaltic crude oil, International Symposium of the SCA, SCA2005-11.##

[8]. Mungan N., “Certain wettability effects in laboratory waterfloods”, JPT, Feb. 1966, pp. 247-252.##

[9]. Tie H., Zhengxin T. and Norman R. Morrow, The effect of different crude oil/brine/rock combinations on wettability through spontaneous imbibitions, International Symposium of the SCA, Pau,France  SCA2003-02.##

[10]. Johnson E. F., Bossler D. P., and Naumann V. O., “Calculation of relative permeability from displacement experiments”, Trans, AIME, 1959, pp. 370–372.##