عنوان پایان‌نامه
ارزیابی پارامترهای مخزنی و تولید منحنی های فشار مویینه با استفاده از لاگ NMR
- رشته تحصیلی
- مهندسی اکتشاف نفت
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 2688;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 64190
- تاریخ دفاع
- ۱۲ شهریور ۱۳۹۳
- دانشجو
- میثم عرفانی شیرآباد
- استاد راهنما
- عباس بحرودی
- چکیده
- تعیین رخساره های مخزنی یکی از بخش های مهم در مدل سازی های زمین شناسی است. در مخازن کربناته به دلیل شدت فرآیندهای دیاژنزی در بسیاری موارد از این رخساره ها استفاده می شود. در این مخازن این فرآیندها با خصوصیات جریانی تطابق قابل قبولی را نشان نمی دهد. رخساره های مخزنی از این لحاظ اهمیت پیدا می کند که مستقیما با شبکه منفذی ارتباط داشته و از لحاظ کیفیت، مخازن را مورد ارزیابی قرار می دهد. کیفیت مخازن در واقع به خصوصیات شبکه منفذی ارتباط داشته که نشان دهنده بافت سنگ مخازن می باشد. منحنی های فشار مویینه با توجه به اینکه ارتباط نزدیکی با خصوصیات منفذی سنگ دارد، از این جهت در تعیین این رخساره ها مورد استفاده قرار می گیرد. روش هایی که برای تعیین این منحنی¬ها مورد استفاده قرار می گیرد غالبا مبتنی بر روش آزمایشگاهی تزریق جیوه بوده که روشی وقت گیر و هزینه بر است. لذا توسعه و استفاده از روشی که با سرعت بیشتر با زمان و هزینه کمتر نسبت به روش آزمایشگاهی این منحنی ها را تولید کند، اهمیت پیدا می کند. نگار NMR از جمله نگارهای پتروفیزیکی است که منحنی های فشار مویینه را تولید می کند. در این مطالعه با استفاده از دادههای خام NMR منحنی های فشار مویینه در یکی از مخازن کربناته جنوب ایران تولید شده است. جهت اعتبارسنجی نیز با نتایج آزمایش تزیریق جیوه مقایسه شد که دقت بالای 95% نشان از قابلیت بالای این ابزار جهت تعیین منحنی های فشار مویینه دارد. کلمات کلیدی: تشدید مغناطیسی هسته ای، فشار مویینه، NMR، تخلخل، تراوایی، رخساره منفذی
- Abstract
- Determining the Petro-facies or reservoir-facies is the first step in the geological modeling. Due to the intense diagenetic process on the carbonate reservoirs, the geological facies do not conform to flow properties of reservoir. In the most of carbonate rocks the pore network is independent of sedimentary texture, hence, the pore network should be use directly in the facies determination. Capillary pressure curves are so useful in these cases because they contain important details on the pore spaces and pore network. Pore network properties directly controls the fluid behavior in the reservoir rocks. In this study the Pore-facies are determined based on capillary pressure data of MICP experiment on 70 core plugs in 300m, and finally 6 Pore-facies determined. In every facies for investigation the pore size distribution and reservoir quality based on capillary pressure curves a representative capillary pressure curve selected. MICP experiment is too time consuming and expensive so estimation and construction of capillary pressure curves due to the time and cost consideration is very important. Major petrophysical parameters means porosity and permeability calculated by NMR data with 85% and 55% correlation coefficient respectively and these parameters are used as inputs for estimation and calculation of capillary pressure curves based on NMR log data. At the end, constructed capillary pressure curves in various pore-facies are compared to the real experimental MICP curves which 90% correlation coefficient verified the high ability of NMR technology in estimation capillary pressure curves in the reservoirs. Keywords: Nuclear Magnetic Resonance, Capillary Pressure, NMR, Porosity, Permeability, Pore-facies
