عنوان مقاله :
پيش‌بيني خواص شكاف‌ها در يك ميدان نفتي با استفاده از روش‌هاي تخمين‌گر
عنوان فرعي :
Determination of Fractures’ Properties in an Oil Field by Utilizing Estimation Methods
پديد آورندگان :
معلمی علی نويسنده پژوهشكده ازدیاد برداشت مخازن نفت وگاز، تهران، ایران Moallemi Ali , خوشبخت فرهاد نويسنده پژوهشگاه صنعت نفت,ايران
سازمان :
دانشكده مهندسی نفت و گاز، دانشگاه آزاداسلامی، واحد علوم و تحقیقات، تهران، ایران
كليدواژه :
دسته شكستگي‌ها , زاگرس , مدل شبكه شكاف گسسته , شكستگي باز , مخازن كربناته
چكيده فارسي :
شبكه شكاف‌های طبیعی در تعیین رفتار هیدرولیكی مخازن هیدروكربوری از اهمیت بسیار بالایی برخوردارند. شناخت صحیح شكاف‌ها در برنامه‌های تولید و توسعه میادین نفت و گاز، به‌ویژه در مخازن كربناته حائز اهمیت است. در مخزن كربناته سازند آسماری، تراوایی، وابسته به رخداد شكستگی‌های باز است. در این پژوهش، تعداد 409 عدد شكستگی باز حاصل از نمودارهای تصویری شش چاه E، D، C، B، A و F در دسترس قرار دارد كه با تعیین ضریب فیشر 8 در هفت دسته شكستگی قرار می‌گیرند. تعداد زیاد دسته‌ها نشان از ناهمگونی شدید در مخزن دارد. اگرچه چاه‌ها در یال جنوب غربی قرار دارند اما الگوی كلی شكستگی‌های میدان طولی است. در توجیه آن می‌توان گفت كه احتمالا در طی مكانیسم چین‌خوردگی محدوده بیشترین خمش تاقدیس به‌سمت یال جنوب غربی حركت كرده، زیرا بیشترین شیب به سمت یال جنوب غربی است. بعد از تعیین خواص شكستگی‌ها برای هر دسته شكستگی، مدل شبكه شكاف گسسته شكستگی ساخته می‌شود. مقایسه میانگین جهت‌یابی مدل شبكه شكاف گسسته با شكستگی‌های باز چاه A كه در فرآیند مدل‌سازی شركت نداشته، مطابقت دارد. در این مطالعه فشار واقعی مخزن (حاصل چاه‌آزمایی) كه معادل psi2299 است با فشار مدل (psi 62/2294) انطباق داده شد.
چكيده لاتين :
Natural fractures’ network are important in determination of hydraulic behavior of oil and gas reservoirs. Fractures are invaluable in hydrocarbon production, especially in naturally fractured carbonate reservoirs. The effective permeability of Asmari carbonate reservoir is highly dependent on the occurrence of open fractures. In this research, 409 open fractures, derived from image logs of six wells were used to determine fractures’ sets considering Fisher coefficient. The fractures are categorized into seven fractures sets. The variety of fracture sets is an indicator of reservoir heterogeneity. Although the wells are located on the southwestern plunge, the general pattern of fracture in the field is longitudinal. A possible explanation for this phenomenon is change in stress direction during folding. After determination of the fractures’ properties for each fracture set, discrete fracture network model was created. The average orientation of fractures in the test well, which was not used in the DFN model, was identical to the fracture orientation of the DFN model in the location of the well. In the test well, observed reservoir pressure, 2299 psi, (from well test) was matched to the 2294.62 psi of the model.
