عنوان پایان‌نامه
محاسبه تانسور تراوایی در مخازن شکافدار طبیعی
- رشته تحصیلی
- مهندسی اکتشاف نفت
- مقطع تحصیلی
- کارشناسی ارشد
- محل دفاع
- کتابخانه مرکزی پردیس 2 فنی شماره ثبت: 2696;کتابخانه مرکزی -تالار اطلاع رسانی شماره ثبت: 64289
- تاریخ دفاع
- ۲۳ دی ۱۳۹۲
- دانشجو
- سیما جلیلی رئوف
- استاد راهنما
- حسین معماریان, محمدرضا رسایی
- چکیده
- رفتار هیدرولیکی و تراوایی سنگ های شکسته تابعی از طول، جهت یابی و دهانه شکستگی می باشد. توسعه مناسب مخازن هیدروکربوری شکافدار به سرشت نمایی درست شکستگی ها بستگی دارد. توصیف خصوصیات وشبیه سازی این دسته از مخازن هیدروکربوری به دلیل ناهمگنی و ناهمسانگردی ذاتی در پارامتر های مخزنی مانند تراوایی، بسیار پیچیده و در عین حال ضروری می باشد. روش های متعددی برای مطالعه مخازن شکسته توسعه یافته است در بین این روش ها، تانسور تراوایی روشی کارا برای ارائه تراوایی در سازند های شکسته می باشد.در این روش هر بلوک از مخزن با یک بلوک همگن که دارای یک تانسور تراوایی معادل است جایگزین می شود. هدف از این مطالعه محاسبه تانسور تراوایی در مخازن شکسته طبیعی می باشد. برای رسیدن به این هدف فهم دقیق مکانیزم جریان سیال در مخازن شکسته طبیعی،خصوصیات شکستگی ها و محیط متخلخل ماتریکس ضروری است. در این پایان نامه تانسور تراوایی با استفاده از شکستگی هایی با اندازه و جهت یابی دلخواه محاسبه شد. به این منظور ابتدا یک شبکه شکستگی در دو بعد با توجه به مختصات ابتدا و انتها شکستگی ساخته شد، سپس با در نظر گرفتن مدل دو بعدی ریز دانه و تک فاز، و در نظر گرفتن توزیعی از مشخصات شکستگی در شبکه ریز دانه و با اعمال شرایط مرزی مناسب، فشار و دبی در راستاهای مختلف محاسبه گردید. سپس، با استفاده از رابطه دارسی، المان های ماتریس تراوایی معادل بدست آمده است. نتایج به دست آمده از این روش با روش تحلیلی برای یک شکستگی در زوایای مختلف مقایسه شد و نشان داد که از دقت خوبی در محاسبه تانسور تراوایی برخوردار است. روش ارائه شده در محاسبه تانسور تراوایی سیستم شکستگی تصادفی که روش های تحلیلی در آن با محدودیت مواجه است با موفقیت عمل می کند. همچنین با استفاده از این مدل میتوان ناهمسانگردی تراوایی مخازن شکافدار را با دقت بالایی بدست آورد. کلمات کلیدی: تانسور تراوایی، شبکه شکستگی، ناهمسانگردی تراوایی، شبیه سازی جریان سیال، مخازن شکافدار.
- Abstract
- Hydraulic behavior and permeability of fractured rocks are functions of orientation, length and aperture of fractures. Successful exploration and appropriate development of naturally fractured hydrocarbon reservoirs, depends on accurate specification of fractures. Due to inherent heterogeneity and anisotropy of reservoir parameters, such as permeability, characterization and simulation of this type of reservoirs are essential, yet difficult tasks. Several methods, such as dual porosity and discrete models, have been developed to study naturally fractured reservoirs. Among these, equivalent permeability tensor is an efficient way to demonstrate permeability in naturally fractured reservoirs. In this model each block of the reservoir is replaced with a homogeneousblock, which has an equivalent permeability tensor. This thesis is aimed to calculate the permeability tensor in naturally fractured reservoirs. To achieve this, it is necessary to understand the mechanism of fluid flow, as well as properties of fractures and porous media. In this thesis permeability tensor is calculated in fracture networks with arbitrary fracture size and orientation. The effect of few parameters, such as aperture, density and orientation of fractures on equivalent permeability tensor is also investigated. Considering the coordinates of the start and end points of fractures, a two dimensional fracture network is generated, Then, using a two dimensional fine grid, as well as a single phase model and distribution of fracture parameters, and applying appropriate boundary conditions, pressure and rate of fluid flow are calculated in different directions. Then, by applying Darcy equation, the elements of permeability tensor matrix are calculated. The results obtained from this numerical model are compared with an analytical model, for the cases of a fracture having different strikes. The present study showed the good accuracy of this model in calculating permeability tensor. The proposed method also showed good results in calculating the equivalent permeability tensor for arbitrary fracture networks, which is normally difficult to calculate by analytical methods. Finally, this method can more accurately calculate the anisotropy of the fractured reservoirs. Key words: Permeability tensor, fracture network, permeability anisotropy, fluid flow simulation, naturally fractured reservoir.
