ببهبود عملیاتی مدل ظرفیت-مقاومت در پیش بینی عملکرد فرآیند سیلاب زنی مبتنی بر کل بازه تولید

نوع مقاله: مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 گروه مهندسی اکتشاف نفت، دانشکده مهندسی معدن، پردیس دانشکده‌های فنی، دانشگاه تهران، ایران

2 گروه مهندسی نفت، دانشکده مهندسی، دانشگاه فردوسی مشهد، ایران

3 دانشکده علوم مهندسی، پردیس دانشکده‌های فنی دانشگاه تهران، ایران

چکیده

ارائه یک تحلیل مبتنی بر شرایط عملیاتی فرآیندهای برداشت ثانویه یکی از وظایف اساسی مهندس نفت است؛ روش‌های تحلیل تزریق غیر‌امتزاجی به‌عنوان یکی از روش‌های ثانویه به دو دسته تحلیلی و عددی تقسیم می‌شوند؛ روش‌های عددی روش‌های زمان‌بر و نیازمند خواص دقیق سنگ و سیال و تغییرات فشار در مخزن هستند ولی روش‌های تحلیلی به داده‌های ورودی کمتری نیازمند هستند؛ روش‌های تحلیلی برای تصمیم‌سازی‌های مدیریتی مناسب‌تر هستند. یکی از روش‌های تحلیلی که اخیراً از آن استفاده می‌شود مدل ظرفیت- مقاومت است، این مدل از نرخ تزریق و فشار جریانی ته‌چاه به‌عنوان تنها داده‌های ورودی استفاده می‌کند این سادگی با وجود مزایا و سرعت، معایبی نیز دارد؛ از مهم‌ترین این معایب می‌توان نیاز به نوسانات بالا در نرخ تزریق اشاره کرد. این موضوع با کاربردهای عملیاتی در تضاد است زیرا در برنامه‌های عملی تزریق معمولاً نرخ تزریق نوسانات بالای را ندارد، دومین نقص راه‌حل فعلی عدم در نظرگیری بازه تولید به‌عنوان یک بازه واحد است به طوری که این بازه به تعداد گام‌های زمانی شکسته می‌شود که این موضوع با طبیعت مخزن در تضاد است زیرا تمامی گام‌های تزریق از ابتدا بر روی نرخ تزریق در یک بازه خاص زمانی اثر دارد. در این پژوهش سعی شد با ارائه تصحیحاتی بر روی راه‌حل مدل ظرفیت- مقاومت نواقص ذکر شده در بخش مربوط به کارکردهای عملیاتی و طبیعت مخزن کاهش پیدا کرده و فرضیات محدودکننده کمتر شوند. نتایج ارائه‌شده نشان می‌دهند که این تصحیحات افزایش دقت تخمین را به‌صورت کمی باعث شده به طوری که در دومین مخزن شبیه‌سازی شده، مخزن دارای نوسانات پایین نرخ تزریق و بازه تطبیق تاریخچه کوتاه‌تر از حد نیاز‌ مدل کلاسیک، بود؛ روابط ارائه شده در پژوهش‌های گذشته توانایی تخمین عملکرد این مخزن را نداشت ولی روابط ارائه شده تخمین بسیار قابل قبولی را فراهم آوردند.
 

کلیدواژه‌ها

موضوعات


عنوان مقاله [English]

Operational Improvement of Capacitance-resistance Model in Rapid Estimation of Water Flooding Performance Considering Total Range of History Matching

نویسندگان [English]

  • Ali Lesan 1
  • Abbas Bahroudi 1
  • Babak Aminshahidy 2
  • Hossein Rahami 3
1 Petroleum Exploration Department, School of Mining Engineering, College of Engineering, University of Tehran, Iran
2 Petroleum Engineering Department, Faculty of Engineering, Ferdowsi University of Mashhad, Iran
3 School of Engineering Science, College of Engineering, University of Tehran, Iran
چکیده [English]

Analyzing methods for immiscible injection have been subdivided into numerical and analytical methods; a numerical method needs a lot of time and also needs rock and fluid properties decisively, but analytical methods need less input data, therefore these methods are more suitable to make decision for managers. Among the analytical approaches, Capacitance- Resistance Model, CRM, as one of the most recent models, has been developed in basis of the injection rate and well flow pressure fluctuations. CRM just takes injection rate and well flow pressure as input data; moreover, this simplicity leads to increase estimation speed but has some problems. Injection fluctuations necessity can be mentioned as one of the main problems which confronts applied works because in applied program, injection rate doesn’t have enough fluctuations. Another problem can be mentioned for previous work is the range of history matching, in the previous works, rang of history matching has broken into number of time intervals which confronts reservoir nature because whole range of history matching has effect on estimation time. In this research some correction on CRM solution have been suggested that can decrease wrong and unapplied assumptions. Results show that estimation accuracy by CRM has been improved, and some of the confining assumptions have been removed.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Novel Solution
  • Improved Estimation
  • Capacitance- resistance Model
  • Operational Injection Rate
  • Total Range of History Matching

[1]. Latil M., “Enhanced oil recovery,” 1st ed., Technip, Paris, France.##

[2]. Green D. W., Willhite G. P., “Enhanced oil recovery,” SPE Textbook Series Vol. 6, 2nd ed., Texas, USA. 1980, 2003.##

[3]. Ertekin T., “Basic applied reservoir simulation,” Henry L. Doherty Memorial Fund of AIME Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, USA. 2001.##

[4]. Bruce W. A., “An electrical devices for analyzing oil reservoir behavior,” Trans., AIME, Vol. 151, Issue 01, pp. 113-124, December 1943.##

[5]. Albertoni A. and Lake L. W., “Inferring connectivity only from well-rate fluctuations in waterfloods,” SPE Reservoir Evaluation and Engineering Journal, Vol. 6, Issue 1, 2003.##

[6]. Yousef A. A., Gentil P., Jensen J. L. and Lake L. W., “A capacitance model to infer interwell connectivity from production and injection rate fluctuations,” SPE 95322, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dallas, Texas, U.S.A. 2005.##

[7]. Yousef A. A., Jensen J. L. and Lake L. W., “Analysis and interpretation of interwell connectivity from production and injection rate fluctuations using a capacitance model,” SPE 99998, SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, U.S.A. 2006.##

[8]. Sayarpour M., “Development and application of capacitance-resistive models to water/CO2 floods,” PhD. Thesis in Petroleum Engineering, The University of Texas at Austin, USA. 2008.##

[9]. Weber D. B., Edgar T. F., Lake L. W., Lasdon L.S., Kawas S. and Sayarpour M., “Improvements in capacitance-resistive modeling and optimization of large scale reservoirs,” Proceeding of SPE Western Regional Meeting, San Jose, CA, March 24-26, SPE Paper 121299. 2009.##

[10]. Delshad M., Bastami A. and Pourafshary P., “The use of capacitance- resistive model for estimation of fracture Distribution in hydrocarbon reservoir,” SPE Technical Symposium and Exhibition, Alkhobar, Saudi Arabia, Paper No. 126076-MS. 2009.##

[11]. Nguyen A. P., “Capacitance resistance modeling for primary recovery, waterflood, and water-CO2 flood,” Ph.D. Thesis, The University of Texas at Austin, Austin, Texas. 2012.##

[12]. Sayyafzadeh M., Pourafshari P. and Rashidi F., “A novel method to model water-flooding via transfer functions approach,” Proceeding of SPE Project and Facilities Challenges Conference at METS. Society of Petroleum Engineers, Doha, Qatar, 13-16 Feburary, Paper No. 141379. 2011.##

[13]. Sayyafzadeh M., Mamghaderi A., Pourafshari P. and Haghighi M., “A new method to forecast reservoir performance during immiscible and miscible gas-flooding via transfer functions approach,” Proceeding of SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Jakarta, Indonesia, 20-22 September, Paper No. 145384. 2011.##

[14]. Moreno G. A. and Lake L.W., “Input signal design to estimate interwell connectivities in mature fields from the capacitance resistance model,” Pet. Sci. 11, pp. 563-568. 2014.##

[15]. Parekh B. and Kabir C. S. “Improved understanding of reservoir connectivity in an evolving waterflood with surveillance data,” SPE Paper 146637, Presented at SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, CO, October 30-November 2. 2011.##

[16]. Salazar-Bustamante M., Gonzalez-Gomez H., Matringe S. and Castineira D. “Combining decline-curve analysis and capacitance/resistance models to understand and predict the behavior of a mature naturally fractured carbonate reservoir under gas injection,” Paper SPE 153252, Presented in SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, Mexico City, Mexico, 16-18 April. 2012.##

[17]. Tafti A., Ershaghi T., Rezapour I. and Ortega A. “Injection scheduling design for reduced order waterflood modeling,” SPE Paper 165355, Presented in SPE Western Regional & AAPG Pacific Section Meeting, Joint Technical Conference, Monterey, CA, 19-25 April. 2013.##

[18]. Wang H., Liao X., Dou X., Shang B., Ye H., Zhao D., Liao C. and Chen X. “Potential evaluation of CO2 sequestration and enhanced oil recovery of low permeability reservoir in the Junggar Basin, China,” Energy Fuels. Vol. 28, pp. 3281-3291, 2014.##