عنوان پایان‌نامه
پارامترهای شکاف در مدل های دینامیک مخازن شکافدار و افزایش مقیاس آنها
- رشته تحصیلی
- مهندسی اکتشاف نفت
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 42358;کتابخانه پردیس 2 فنی شماره ثبت: 1610;کتابخانه انستیتو نفت شماره ثبت: 45
- تاریخ دفاع
- ۱۲ مهر ۱۳۸۸
- دانشجو
- خیری سهولی
- استاد راهنما
- محمدرضا رسایی
- چکیده
- پروژه حاضر به بررسی افزایش مقیاس پارامترهای شکاف مدل های تخلخل/تراوایی دوگانه تحت غلبه نیروهای مختلف می پردازد. نیروهای غالب در حرکت سیال در مخازن شکافدار نیروی ویسکوز، مویینگی و ثقل است. جهت مطالعه اثر نیروی غالب بر پارامترهای افزایش مقیاس سه سناریو مختلف که بر اساس نیروی حاکم بر جریان سیال از هم مجزا شده اند، اجرا شده است. مدل ریز مقیاس با تخلخل یگانه برای نمایش دادن توزیع شکاف ها استفاده و اجرا شده است. سپس پارامترهای افزایش مقیاس در مدل تراوایی دوگانه با استفاده از انطباق نتایج شبیه سازی مدل تخلخل یگانه انجام شده است. نتایج حاصله نشان می دهند که مدل تراوایی دوگانه نسبت به تخلخل دوگانه در تطابق بسیار بهتری با مدل ریزمقیاس قرار دارد. در آغاز هر سناریو مدل تراوایی دوگانه نسبت به پارامترهای موثر در انتقال سیال و پارامترهای شکاف حساسیت سنجی شده است. جهت بررسی دقت روش افزایش مقیاس، تاثیر اندازه شبکه بندی مدل تراوایی دوگانه، دبی تزریق، محل چاه ها، تابع اشباع، نسبت ویسکوزیتی نفت به آب و ارتفاع بلوک مطالعه شده است و عدم وابستگی پارامترهای انطباق به عوامل فوق مورد تائید قرار گرفت. در سناریو اول(غلبه نیروی ویسکوز) با استفاده از تراوایی دوگانه نتایج شبیه سازی دو مدل یگانه و دوگانه به هم نزدیک بوده و نیازی به تغییر زیاد پارامترهای مدل دوگانه دیده نشد. این در حالی است که مدل تخلخل دوگانه به هیچ وجه با تغییر پارامترهای آن قادر به تولید نتایج مدل ریز مقیاس تخلخل یگانه نبوده است. در سناریو دوم (غلبه نیروی مویینگی) با اجرای تراوایی دوگانه، نتایج شبیه سازی دو مدل یگانه و دوگانه به هم نزدیک شده، و با تغییر تخلخل و تراوایی شکاف و فاکتور شکل انطباق نتایج بیشتر می شود. کاهش تخلخل شکاف باعث افزایش فشار، کاهش تولید نفت و افزایش زمان برش آب می شود. تغییرات تراوایی شکاف و فاکتور شکل تاثیر کمی در نتایج دارد و کاهش تراوایی باعث افزایش فشار، کاهش تولید نفت و افزایش زمان برش آب می شود. در سناریو سوم (غلبه نیروی ثقل) نیز از مدل تراوایی دوگانه برای افزایش مقیاس استفاده شد. پارامتر اصلی انطباق در مدل دو گانه تخلخل شکاف است. کاهش تخلخل باعث افزایش فشار، افزایش تولید آب و کاهش تولید نفت و گاز می شود.
- Abstract
- Dominant forces which affect the fluid flow in naturally fractured reservoir are capillary force, gravity force and viscosity force. During this work the effect of dominant forces on upscaling parameters is discussed and three different scenarios are proposed according to force dominancy. The main purpose is upscaling methodology development for naturally fractured reservoir simulation. Fine grid model is developed to represent actual fracture distribution. At first fine grid model is simulated, then upscaling parameters in dual permeability model are evaluated using the result of matching single porosity model with dual porosity model. In the first scenario (viscose force is dominant) after running simulations the result of two models (single porosity and dual permeability) are perfectly match and there is no need to tune the dual permeability model. The second scenario in which capillary force is dominance comparing the result of dual permeability model and single porosity model shows the good match. This result could be improved by tuning these parameters; fracture porosity, fracture permeability and shape factor. In this way: fracture porosity reduction will end in pressure increase, and oil production reduction and increase water breakthrough time. Fracture permeability and shape factor are less effective, but permeability reduction cause pressure increase, oil production reduction and increase water breakthrough time. In the third scenario in which gravity force is dominant the dual permeability model is used for upscaling. In this scenario the matching parameters is fracture porosity. Reduction of fracture porosity increase pressure and water cut while decrease oil and gas production. Comparing the result it is concluded that dual permeability model cold be matched better with the fine grid model in comparison with the dual porosity model. To investigate the accuracy of the upscaling method, following validity test are implemented; flow rate test, well location, saturation function, viscosity ratio, block height.
