عنوان پایان‌نامه
مدلسازی آماری و زمین آماری شبکه شکستگی در یکی از میادین نفتی جنوب ایران
- رشته تحصیلی
- مهندسی اکتشاف نفت
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 3264;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 75198
- تاریخ دفاع
- ۲۵ خرداد ۱۳۹۵
- دانشجو
- محسن نظری استاد
- استاد راهنما
- امید اصغری
- چکیده
- شبکه شکستگی در میادین دارای شکستگی نقش عمده‌ای را در انتقال سیال مخزن به سمت چاه‌های تولیدی دارد. به‌طور معمول از روش‌های تصادفی برای مدلسازی این میادین استفاده می شود. این روش ها که تنها بر پایه نگارهای تصویری و مغزه در چندین چاه محدود می باشند قادر نیستند مدلی قابل اعتماد از استاتیک مخازن شکسته را بازتولید کنند که در عوض منجر به عدم پیش‌بینی صحیح از جریان سیال و رفتار تولید می‌شوند. در این مطالعه، الگوریتمی بر اساس داده‌های اولیه و ثانویه برای مدل سازی شبکه شکستگی در یک میدان ارائه شده است. داده های اولیه شامل مشخصه های افزایش مقیاس یافته شکستگی که یک متغیر تازه معرفی شده با نام بازشدگی تجمعی (CA) و بازشدگی را در بر می گیرد در یک چاه و داده های ثانویه شامل داده‌های پتروفیزیکی یعنی مقاومت الکتریکی و نگارهای مقاومت در دو چاه می باشد. متغیر معرفی شده متناظر با حجم شکستگی است و به‌صورت ضرب چگالی شکستگی در بازشدگی شکستگی تعریف می‌شود. CA همبسته به مقادیر تخلخل ثانویه به‌دست‌آمده از نگارهای تخلخل (چگالی و صوتی) می‌باشد. همچنین بر اساس داده‌های موجود دیگر متغیر های همبسته، بازشدگی شکستگی و مقاومت الکتریکی می‌باشند. در ادامه تمامی متغیرهای همبسته، به‌صورت وابسته با استفاده از روش نوارهای دوار توأم در گریدهای نهایی شبیه‌سازی شدند. بعلاوه از شبیه‌سازی شاخص ترتیبی برای مدل کردن دسته شکستگی‌های مختلف استفاده شد. خروجی‌ها درنهایت به شکل شبکه شکستگی مدل شدند. شبکه شکستگی نهایی با مفاهیم زمین شناسی مطابقت خوبی را نشان داد که درنتیجه می‌توان آن‌ها قابل اعتماد دانست. واژه‌های کلیدی: شبکه شکستگی؛ زمین‌آمار؛ نوارهای دوار؛ شبیه سازی شاخص ترتیبی؛ بازشدگی تجمعی؛ مدلسازی جهت یافتگی
- Abstract
- Fracture network modeling for hydrocarbon reservoirs plays an important role in dynamic simulation within the porous media. This modeling is traditionally performed using stochastic methods, which often are based on image logs run in very few wells. Accordingly, using such stochastic methods cannot satisfactorily provide reliable models for the fracture networks of the reservoir, which in turn result in unrealistic predictions of either fluid flow or production behaviour. In this paper, an algorithm is developed based on the initially and the secondary variables involving upscaled fracture attributes, including a new introduced variable named Cumulative Aperture (CA), and petrophysical data, respectively. Our introduced variable (CA) corresponds to the fracture volume which is defined as the multiplying of the fracture density by the fracture aperture. The introduced CA is correlated with the secondary porosity obtained from the conventional well logs. In addition, based on our experimental results, the other correlated variables are the aperture and the resistivity obtained from the image logs and the conventional logs, respectively. Following that, all correlated variables are jointly simulated using the turning bands co-simulation method at the target grid cells. What is more, different fracture sets are modeled using the sequential indicator simulation method. The outcomes, at the end, are post-processed which led to a fracture network model. The resulting fracture network agrees with geological concepts and consequently is deemed reliable. Keywords: Fracture network; Geostatistics; Turning bands; Sequential Gaussian simulation; Cumulative aperture; Orientation moseling
