عنوان پایان‌نامه
بررسی الگوهای مختلف افزایش مقیاس تراوایی مطلق وتوسعه نرم افزار مناسب
- رشته تحصیلی
- مهندسی نفت - مخازن هیدروکربوری
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه پردیس یک فنی شماره ثبت: 819.;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 40768;کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 62
- تاریخ دفاع
- ۰۵ اسفند ۱۳۸۷
- دانشجو
- علی اصغر موحد
- استاد راهنما
- محمدرضا رسایی
- چکیده
- شبیه سازی جریان سیال در مدل های زمین شناسی چندین میلیون بلوکی به دلیل محدودیت های سخت افزار رایانه ها و زمان محاسبات تقریبا امکان ناپذیر است. بنابراین برای فائق آمدن بر این محدودیت ها، استفاده از افزایش مقیاس یا شبیه سازی موازی ضروری می شود. هر فرد و شرکتی به دلیل هزینه بالا و برنامه نویسی خاص نمی توانند سسیتم های موازی را به کار گیرند. بنابراین افزایش مقیاس در صنعت نفت از مقبولیت بیشتری برخوردار است. به طور کلی تخلخل، اشباع آب، تراوایی مطلق، تراوایی نسبی، فشار مویینگی و یا هر پارامتر پتروفیزیکی می تواند افزایش مقیاس یابد. اگرچه روش های اثبات شده ای برای افزایش مقیاس پارامترهای جمع پذیر نظیر تخلخل و اشباع آب وجود دارد اما کاربرد روش های مشابه برای پارامترهای جمع ناپذیر مهم دیگر مانند تراوایی مطلق و توابع اشباع جریان چند فازی دقیق و مورد توافق نیست. در این مطالعه یک شبیه ساز دو بعدی-دو فازی برای بررسی هشت روش افزایش مقیاس تراوایی مطلق توسعه داده شد. به منظور کنترل پراکندگی عددی از روش حذف نوسانات کل (TVD) در معادله اشباع استفاده گردید. داده های تراوایی مصنوعی با استفاده از تابع فرکتال fBm تولید شد. این تابع علاوه بر ایجاد ناهمگونی زیاد قادر به تولید همبستگی های مقیاس وسیع منفی یا مثبت بین داده های تراوایی می باشد تا توزیع های ایجاد شده به شرایط واقعی مخزن نزدیکتر باشند. شش سناریو سیلابزنی قطری در نظر گرفته شد. این سناریوها برای بررسی اثر نسبت تحرک پذیری، فشار مویینگی و الگوهای ناهمگونی بر عملکرد مدل های افزایش مقیاس یافته نسبت به مدل های زمین شناسی طراحی شد. روش های افزایش مقیاس تحلیلی شامل روش های حسابی، هندسی، هارمونیک-حسابی و رینرمالیزاسیون و روش های عددی شامل حل فشار، حل فشار مرحله ای، نااریب و نااریب مرحله ای است. سه مورد اخیر نخستین بار است که به کار برده می شود. نتایج نشان داد که هیچکدام از این روش ها نمی تواند مقادیر فشار را به طور مناسب پیش بینی کند و رویکردهای افزایش مقیاس نزدیک چاه و اندیس چاه مورد نیاز است. اما تطابق خوبی بین مدل های ریزدانه و درشت دانه برای نرخ تولید نفت و آب و همچنین زمان آغاز تولید آب مشاهده شد. این مطلب نشان می دهد اگر کنترل پراکندگی عددی مناسب در روابط به کار رود، روش های افزایش مقیاس تک فازی می تواند به طور موفقیت آمیزی برای شبیه سازی جابه جایی غیر امتزاجی دو فازی به کار گرفته شود.
- Abstract
- Fluid flow simulations of multi-million block geological models are almost impossible due to limitations in computer hardware and calculation time. Up-scaling or parallel simulations are therefore become necessary to overcome these limitations. Not every one or company can afford parallel systems due to its high cost and special programming. Therefore upscaling finds more popularity within the oil industry. In general, porosity, water saturation, absolute permeability, relative permeability, capillary pressure and/or any petrophysical parameter can be up-scaled. Although some closed approved methods for upscaling additive parameters such as porosity and water saturation exist, but the same is not true for other important non-additive parameters such as absolute permeability and multi phase flow saturation functions. In this study, eight absolute permeability up-scaling methods were investigated. A two-dimensional two-phase simulator was developed. Advanced TVD numerical dispersion control method was introduced in saturation equation. Synthetic permeability data generated using fBm function. This function not only produces strong heterogeneity, but also applies long positive/negative correlations between permeability data. Six different scenarios of diagonal water flooding were considered. These scenarios were designed to investigate the effect of mobility ratio, capillary pressure and heterogeneity pattern on reservoir performance of upscaled models compare to that of the fine grid geological models. Analytical upscaling methods include: arithmetic, geometric, combined harmonic- arithmetic and renormalization methods. Numerical methods cover pressure-solver, sequential pressure solver, unbiased and sequential unbiased methods. The last three methods are applied for the first time for upscaling absolute permeability. It is shown that non of the methods can predict pressure values properly and near-well upscaling methods and Well Index approaches are needed. But very good agreement observed between fine and upscaled models in terms of oil and water production rates and breakthrough times. This shows that single phase upscaling methods can be used successfully for simulating two-phase immiscible displacement in various processes if proper numerical dispersion control strategy applies within the formulation.
