عنوان پایان‌نامه
توصیف جامع کمی و کیفی مخزن فهلیان در میدان درود
- رشته تحصیلی
- زمین شناسی-رسوب شناسی وسنگ شناسی رسوبی
- مقطع تحصیلی
- دکتری تخصصی PhD
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس علوم شماره ثبت: ۴۶۵۲;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 51813
- تاریخ دفاع
- ۲۱ دی ۱۳۹۰
- استاد راهنما
- محمدرضا رضائی, حسین رحیم پوربناب
- دانشجو
- علی چهرازی
- چکیده
- سرشت‌نمایی مخزن داده‌ها و اطلاعات مختلف زمین‌شناسی و مخزنی در مقیاس فضاهای متخلخل تا مقیاس حوضه را تلفیق و ترکیب کرده و تطبیق می‌دهد. محصول نهایی سرشت نمایی مخزن، مدل زمین شناسی (استاتیک و دینامیک) برای شبیه سازی رفتار سیالات در مخزن تحت شرایط مختلف و برای یافتن تکنیک های بهینه برای تولید بیشینه به کار گرفته می شوند. به منظور غلبه بر محدودیت های مدل های معمولی در این مطالعه در مخزن فهلیان در میدان درود, سعی شده است تا اطلاعات دینامیک به عنوان داده مستقیم و به صورت کنترل قبل از کار (A Priori) به کار روند. این مطالعه سعی دارد نا به سوالات و ابهاماتی چون چگونگی گسترش رخساره‌های مخزنی و روند تغییرات آنها, فاکتورهای اساسی در تعیین میزان تولید چاه‌ها و شناسایی موقعیت‌هایی که می‌توانند بهترین تولید را داشته باشند, دلایل نفوذ زود هنگام آب در برخی چاه‌ها و تولید پایدار نفت در سایر چاه‌ها, فاکتورهای اصلی کنترل کننده کیفیت مخزنی, نقش عوامل ساختمانی و رسوبی در تعیین خصوصیات مخزنی, نقش گسل ها و شکستگی ها در تعیین خصوصیات مخزنی, میزان ذخیره هیدروکربن و عدم قطعیت موجود در خصوصیات مخزنی و شناسایی و کمی‌سازی عدم قطعیت پاسخ دهد. در این مطالعه از تمامی داده ها و اطلاعات موجود برای انجام مطالعات و ساخت مدل استفاده شده است. در ارزیابی پتروفیزیکی پارامترهای اصلی پتروفیزیکی شامل تخلخل, کانی شناسی و اشباع هیدروکربن تعیین شده است. تراوایی از روش های مبتنی بر فرمول های تئوریکی و یا تجربی, روش های مبتنی بر محاسبات نرم و روش های مبتنی بر رخساره محاسبه و سرانجام از روشی سیستماتیک برای تعیین ان در چاه های فاقد مغزه استفاده شده است. در مطالعات ژئوفیزیکی تفسیر ساختمانی انجام و پس از استخراج و تخمین موجک لرزه‌ای و ساخت مدل امپدانس برگردان لرزه‌ای صورت گرفته و پس از مدل سازی سرعت و تبدیل زمان به عمق, مکعب امپدانس صوتی, افق ها و گسل های تفسیر شده به حوزه عمق تبدیل گردیدند. ساخت مدل زمین شناسی پس از مدل سازی ساختمانی و مدل سازی مشخصات پتروفیزیکی با استفاده از روش های زمین آماری و در نرم افزار پترل انجام شده است. مدل تخلخل با استفاده از داده های لرزه ای به شکل روند و روش SGS تولید شده است. مدل سه‌بعدی تراوایی در این مطالعه با استفاده از روش SGS و به طریق CCK که در آن تخلخل مفید در نقش متغیر ثانویه ظاهر می‌شود، ساخته شده است. در این مطالعه از روشی نوین به گونه ای که در بالاتر از زون انتقالی از کریگینگ چاه‌ها استفاده شده و در زون انتقالی، منحنی‌های تزریق جیوه به کار گرفته می شود, برای ساخت مدل اشباع شدگی استفاده شده است. مدل سه بعدی NTG به همراه نقشه و هیستوگرام مربوطه براساس تراوایی، تخلخل و اشباع شدگی به ترتیب برابر با 0.3 میلی‌دارسی، 8 درصد و 60 درصد و براساس نرخ تولید نعیین شده است. در این مطالعه از نرخ تولید چاه‌ها به عنوان معیاری برای شناسایی پارامترهای اصلی کنترل کننده کیفیت مخزن استفاده شده است. چاه‌های با تولید حداکثر، میانگین تولیدی بیشتر از 19000 بشکه در روز و چاه‌های با تولید حداقل، میانگین تولیدی کمتر از 6000 بشکه در روز دارند. این مطالعه نشان می دهد تخلخل, پارامتر اصلی کنترل کننده کیفیت مخزن بوده و بیشترین تخلخل, بهترین تولید را نشان می دهد. همچنین مشخص شده است چاه‌هایی که بهترین تولید را دارند در نواحی با تراکم اندک شکستگی ها دیده می شوند و به نظر می رسد شکستگی ها تاثیری منفی بر کیفیت مخزن دارند و این موضوع با نتایج DST و مطالعه مغزه ها نیز تایید شده است. . این مطالعه نشان می دهد برخی چاه‌های میدان درود که به سرعت با تولید درصد بالایی از آب مواجه شده و لذا پس از تولیدی کوتاه مدت بسته شده‌اند, در بخشی از مسیر خود، یکی از گسل‌های اصلی را قطع کرده‌اند. بنابراین می‌توان اینگونه نتیجه‌گیری کرد که دلیل اصلی تولید زود هنگام آب در برخی از چاه‌ها، گسل‌های اصلی می‌باشند. این مطالعه ثابت می کند که انجام مطالعات سرشت نمایی به شکل جامع و تلفیقی, نتایجی بدست می دهد که از انجام مطالعات معمولی سرشت نمایی قابل حصول نمی باشد.
- Abstract
- Reservoir characterization integrates all geological and reservoir engineering data and information from micro thin section scale up to mega, basin scale. The final output of reservoir characterization which is a geological model (static model) is utilized for simulation of fluids behavior in reservoir under different conditions to find the optimum techniques for maximum production. To overcome the limitations of traditional models, in this study of Fahliyan Formation in Dorood Oil Field, it has been tried to incorporate dynamic reservoir information as a priori. This study aims at answer the questions and ambiguities such as the pattern of reservoir facies and their variation, to find the main controlling factor of the rate of oil production and the locations where the maximum production could be occurred, to find the mechanism beyond the early water breakthrough in some wells and continuous production in other nearby wells. In addition this study will try to identify the main controlling parameters of reservoir quality and the role of structural and sedimentological parameters and the effect of faults and fractures on the rate of production. Determination of oil in place and the identification and quantification of uncertainty of reservoir properties will also be covered in this field wide work. All data and information available in Dorood Oil Field was utilized for the modeling. In Petrophysical modeling, the main parameters such as mineralogy, porosity and saturation were determined. Permeability was estimated using the methods based on theoretical and empirical equations, the methods based on soft computing and the methods based on facies and porosity and finally a systematic approach was applied to approximate it in un-cored sections and wells. In geophysical studies, structural interpretation was performed and after extracting a proper wavelet and making an initial model seismic cube was inverted to acoustic impedance. Any product in geophysical study was depth converted later using velocity model. Geological model following the structural and petrophysical modeling was build based on Geostatistical methods in Petrel. The Porosity model was created using SGS while the seismic derived acoustic impedance acted as a trend. The 3D model of permeability was made using SGS and the porosity appeared as the second variable in collocated co-kriging. A novel method in which above the fluid contact a method based on kriging of well data and below that a method based on capillary pressure is applied was utilized for building the saturation model. The 3D model of net to gross and associated map and histogram was made based on the cutoff values of 0.3 mD, 8% and 60% of respectively permeability, porosity and water saturation. These cutoffs were approximated based on rate of oil production at well locations. The rate of oil production was used as an indicator for identifying the main parameters controlling the reservoir quality. The wells with more than 19000 barrel oil per day and less than 6000 barrel oil per day are considered to produce at maximum and minimum respectively. This study shows that effective porosity is the main controlling parameter for reservoir quality and the highest production comes from the areas with maximum effective porosity. It was identified that the wells with highest production are located in areas with the least fractures and it seems that fractures have a negative effect on production, something which has been approved by DST and core data. The early water breakthrough that is observable in some wells and causes the wells to be shut off after a short period of production transect one of the major faults at their trajectory. It can be concluded that main reason beyond the early water breakthrough is the major faults. This study shows that using an integrated reservoir characterization one can answer the questions which will be unsolved by traditional reservoir characterization.
