به كارگيري روش LET براي تخمين منحني‌هاي فشار مويينگي سنگ كربناته يكي از ميادين هيدروكربوري ايران

Utilizing LET Function to Investigate the Capillary Pressure Curves for an Iranian Carbonate Reservoir Rock

روش‌هاي متعددي براي بررسي رفتار مويينگي سيالات چند فازي درون محيط متخلخل سنگ مخزن وجود دارد. يكي از اين روش‌ها، استفاده از داده‌هاي اندازه‌گيري شده در آزمايشگاه و روش ديگر استفاده از توابع رياضي است. از ضروري‌ترين ويژگي‌هاي اين توابع، داشتن درجه آزادي كافي براي مدل‌سازي مي‌باشد. در اين مقاله ابتدا روش تحليلي كه توسط لوملند و ابل تافت ارايه شده بررسي گرديده و نتايج آن براي تخمين منحني‌هاي فشار مويينگي حاصل از آزمايشات سانتريفيوژ بر روي نمونه‌هاي متعددي از سنگ كربناته يكي از ميادين هيدروكربوري مناطق نفتي جنوب كشور استفاده شده است. سپس به منظور توسعه روش LET، با تغيير در برخي پارامترها، منحني‌هاي فشار مويينگي مدل‌سازي شده‌است. نتايج به دست آمده نشان مي‌دهد كه روش توسعه يافته بدون نياز به انجام آزمايشات فشار مويينگي و صرف هزينه، تنها با استفاده از داده‌هاي معمول مغزه قادر به پيش‌بيني منحني‌هاي فشار مويينگي مي‌باشد. براي نشان دادن اعتبار روش توسعه يافته، از نتايج آزمايشات متعدد فشار مويينگي كه با روش سانتريفيوژ در فرآيند تخليه بر روي نمونه‌هاي سنگ كربناته يكي از ميادين هيدروكربوري جنوب ايران انجام شده، استفاده شده است. با توجه به مقادير خطاي محاسبه شده براي نتايج اين روش (18/0 > r2)، اين روش ضمن سهولت به كارگيري، از ميزان دقت قابل قبولي نيز برخوردار مي‌باشد.

There are several methods to study the capillary behavior of multi-phase flow performance within reservoir rock. One is the actual determination of multiphase flow properties from measured data, and the other is the representation of the proposed functions for capillary pressure. It is essential that these functions have sufficient degrees of freedom to model the measured data. In this study, the new analytical correlation (LET function, proposed by Lomeland and Ebeltoft) is first defined and used to investigate the results of experimental capillary pressure by centrifuge for numerous samples from an Iran carbonate reservoir rock of southern oil fields. Then, by tuning the existing parameters in the function, a model was developed and completed to predict the capillary pressure curves. The results show that without any time and cost used for the experimental measurements of capillary pressure and only by applying the routine core parameters, the developed model can estimate the capillary pressure curves. This developed model is very simple to use and more accurate than other models. In order to demonstrate the validity of this correlation, the predicted results are compared with those obtained from several experimental measurements conducting a centrifuge method on several core samples from one of the Iran carbonated rocks . Regarding the amount of the calculated error (R2 < 0.18), this method has acceptable accuracy and is easy to use.