فهرست مطالب

چکیده 1

فصل اول: کلیات_Toc44499040

1-1 مقدمه 2

1-2. خصوصیات فیزیکی مخازن شکاف دار 3

1-2-1. تخلخل 3

1-2-2. تراوایی 3

1-2-3. ناحیه بندی مخازن براساس اشباع ماتریس 5

1-2-4. مکانیزم های تولید در مخازن شکاف دار 5

1-2-5. طبقه بندی مخازن شکاف دار 7

1-3. گذری بر روش های ازدیاد برداشت 7

1-3-1. تزریق گاز 8

1-3-2. فوم 8

1-3- 3. تزریق متناوب آب و گاز 9

1- 3-4. پلیمر 9

1-3-5. سورفکتانت 10

1-3-6. آلکالین-سورفکتانت-پلیمر 10

فصل دوم: مروری بر تحقیقات گذشته 12

2-1. مقدمه 12

2-2. تزریق آب کربناته 13

2-3. روش فوم 14

2-4. روش های حرارتی 14

2-5. تزریق پلیمر 15

2-6. سورفکتانت 16

2-7. آلکالین-پلیمر-سورفکتانت 17

2-8. تزریق متناوب آب و گاز 17

فصل سوم: مدل استاتیک و دینامیک مخزن

3-1. مقدمه 20

3–2. نرم افزار FLOGRID 21

3–2–1. لایه ها 21

3-2-2. گسل 22

3-2-3. خصوصیات پتروفیزیکی مخزن 23

3 –2–4. ساختار کار 27

3-2–5. مرزبندی و گرید بندی مخزن 28

3-3. مدل دینامیک مخزن 29

3-4. داده های آزمایشگاهی 30

3-4-1. سیال مخزن 30

3-4-2. فشار اشباع و چگالی سیال و ضریب حجمی انبساط نفت 31

3-4-3. آزمایش انبساط ترکیب ثابت 31

3-4-4. آزمایش انبساط جزئی 32

3-4-5. گرانروی سیال 32

3-4-6. آزمایش تفکیک کننده 32

3-5. رگراسیون 32

3-6. معادلات حاکم 33

3-7. پارامترهای متغیر 34

3-8. نتایج حاصل از رگراسیون 35

فصل چهارم: بررسی روش های کاربردی جهت استحصال نفت باقیمانده در بلوک های مورد تهاجم آب

4-1. مقدمه 39

4-2. اطلاعات ورودی 40

4-3. انتخاب تعداد گرید بهینه 43

4-4. تاریخچه مخزن 44

4-5- تزریق آب 47

4-6. تزریق متناوب آب  و گاز 49

4-6-2. دوره 16 ماهه 49

4-6-3. دوره 18 ماهه 53

4-6-4. دوره 24 ماهه 57

4-7. تأثیر نرخ تزریق 60

4-8. تزریق همزمان آب و گاز 62

4-9. تزریق همزمان و انتخابی آب و گاز 66

4-10. تزریق فوم 70

4-10-1. مدل فوم تزریقی 70

4-10-2. نرخ تزریق فوم 71

4-10-3 تأثیر غلظت تزریق 73

4-11. تزریق سورفکتانت-پلیمر 73

4-11-1. مدل سورفکتانت 74

4-11-2. مدل پلیمر 74

4-11-3. تأثیر نرخ تزریق 75

4-11-4. تغییر  مختصات چاه های تولیدی 79

فصل پنجم: نتایج و پیشنهادات

5-1. مقدمه 81

5-2. نتایج و تحلیل شبیه سازی 81

5-3. پیشنهادات 83

منابع 84

فهرست شکل ها

شکل (1-1) ناحیه بندی مخازن شکاف دار 5

شکل (1-2) ماتریس غوطه ور در آب 6

شکل (2-1) نرخ تولید نفت در دنیا از 1980 تا 2012 12

شکل (3 –1) نقشه UGC مخزن 21

شکل (3-2) لایه های مخزن 22

شکل (3-3) گسل های مخزن 23

شکل (3–4) توزیع تخلخل در لایه 1 23

شکل (3–5) توزیع تخلخل در لایه 2 24

شکل (3–6) توزیع تخلخل در لایه 3 24

شکل (3–7) توزیع نفوذپذیری در لایه 1 25

شکل (3–8) توزیع نفوذپذیری در لایه 2 25

شکل (3-9) توزیع نفوذپذیری در لایه 3 26

شکل (3-10) توزیع نسبت ضخامت خالص به ضخامت کل در لایه 1 26

شکل (3-11) توزیع نسبت ضخامت خالص به ضخامت کل در لایه 2 27

شکل (3-12) توزیع نسبت ضخامت خالص به ضخامت کل در لایه 3 27

شکل (3–13) قالب کار با استفاده از نرم افزار FloGrid 28

شکل (3-14) توزیع گریدها در جهت X و Y 28

شکل (3-15) توزیع گریدها در جهت Z 29

شکل (3-16) سیستم Block-Centered 29

شکل (3-17) سیستم Poinr-Center 29

شکل (3-18) حجم نسبی در برابر فشار در آزمایش CCE 31

شکل (3-19) مقادیر تجربی و محاسبه شده حجم نسبی کل در مقابل فشار در آزمایش CCE 35

شکل (3-20) مقادیر تجربی و محاسبه شده چگالی سیال در مقابل فشار در آزمایش DL 36

شکل (3-21) مقادیر تجربی و محاسبه شده نسبت گاز به نفت در مقابل فشار در آزمایش DL 36

شکل (3-22) مقادیر تجربی و محاسبه شده فاکتور ضریب حجمی نفت در آزمایش DL 37

شکل (3-23) مقادیر تجربی و محاسبه شده فاکتور ضریب حجمی گاز در آزمایش DL 37

شکل (3-24) مقادیر شبیه سازی و اندازه گیری شده گرانروی در آزمایش DL 38

شکل (4-1) رابطه ی تخلخل و تراوایی 41

شکل (4-2) تراوایی نسبی آب و نفت در سیستم دوفازی آب-نفت 42

شکل (4-3) تراوایی نسبی گاز و نفت در سیستم دوفازی گاز-نفت 42

شکل (4-4) فشار موئینگی آب-نفت در سیستم دوفازی آب-نفت 43

شکل (4-5) فشار مخزن در برابر زمان برای گریدبندی های متفاوت 44

شکل (4-6) گرید بندی و قرار گرفتن چاهها 44

شکل (4-7) تغییرات فشار مخزن، نرخ تولید و تولید کلي در مدت 7 سال 45

شکل (4-8) فشار ماتریس مخزن در زمان اولیه-قبل از  7 سال تولید طبیعي 46

شکل (4-9) فشار ماتریس مخزن در انتهای هفت سال- بعد از 7  سال تولید طبیعي 46

شکل (4-10) نواحي مخزن در زمان اولیه 47

شکل (4-11) نواحي مخزن بعد از هفت سال تولید 47

شکل (4-12) تغییرات مقادیر اشباع نفت و آب در مدت پنج سال تزریق آب در ناحیهی مورد تهاجم آب 48

شکل (4-13) تغییرات فشار مخزن در فرآیندهای تخلیه طبیعي مخزن به مدت7  سال و تزریق آب به مدت 5 سال 48

شکل (4-14) مقایسه بازیافت در ناحیه ی مورد تهاجم در فرآیند WAG 16 ماهه در سناریوهای اول، دوم و سوم 50

شکل (4-15) تغییرت فشار مخزن در فرآیند WAG 16 ماهه در سناریوی اول، دوم و سوم 51

شکل (4-16) تغییرات نسبت گاز به نفت در فرآیند WAG 16 ماهه در سناریوی اول، دوم و سوم 52

شکل (4-17) مقادیر بازیافت نفت در لایه های دوم و سوم در فرآیند WAG 16 ماهه در سناریوهای اول، دوم و سوم 52

شکل (4-18) تغییرات اشباع های نفت و آب در ناحیه ی مورد هجوم آب در فرآیند WAG 16 ماهه در سناریوهای اول، دوم و سوم 53

شکل (4-19) تغییرات بازیافت نفت در ناحیه مورد تهاجم در فرآیند WAG 18 ماهه در سناریوهای چهارم، پنجم و ششم 54

شکل (4-20) تغییرات فشار مخزن در فرآیند WAG 18 ماهه در سناریوی چهارم، پنجم و ششم 55

شکل (4-21) تغییرات نسبت گاز به نفت در روش WAG 18 ماهه در سناریوهای چهارم، پنجم و ششم 55

شکل (4-22) تغییرات بازیافت نفت در لایه ی دوم و سوم در فرآیند WAG 18 ماهه در سناریوهای چهارم، پنجم و ششم 56

شکل (4-23) تغییرات اشباع های نفت و آب در ناحیه ی مورد هجوم آب در فرآیند WAG 18 ماهه در سناریوهای چهارم، پنجم و ششم 56

شکل (4-24)  بازیافت نفت در ناحیه مورد تهاجم در فرآیند WAG 24 ماهه در سناریوهای هفتم، هشتم و نهم. 57

شکل (4-25) تغییرات فشار مخزن در فرآیند WAG 24 ماهه در سناریوهای هفتم، هشتم و نهم 58

شکل (4-26) تغییرات نسبت گاز به نفت در روش WAG 24 ماهه در سناریوی هفتم، هشتم و نهم 59

شکل (4-27) تغییرات نفت در لایه های دوم و سوم در فرآیند WAG 24 ماهه در سناریوهای هفتم، هشتم و نهم 59

شکل (4-28) تغییرات اشباع های نفت و آب در ناحیه ی مورد هجوم آب در فرآیند WAG 24 ماهه در سناریوهای هفتم، هشتم و نهم 60

شکل (4-29) بازیافت نفت در ناحیه مورد تهاجم در فرآیند WAG 18 ماهه با نسبت های تزریق 1:1، 2:1 و 3:1 61

شکل (4-30) تغییرات بازیافت نفت در لایه های دوم و سوم در فرآیند WAG 18 ماهه با نسبت های تزریق آب به گاز 1:1، 2:1 و 3:1 62

شکل (4-31) تغییرات اشباع های نفت و آب در ناحیه ی مورد تجوم در فرآیند WAG 18 ماهه با نسبت های تزریق آب به گاز 1:1، 2:1 و 3:1 62

شکل (4-32) بازیافت در ناحیه ی مورد تهاجم در فرآیند SWAG با نسبت های 1:1، 2:1 و 3:1 63

شکل (4-33) تغییرات نسبت گاز به نفت در روش SWAG با نسبت های تزریق 1:1، 2:1 و 3:1 64

شکل (4-34) نسبت گاز به نفت مخزن و گاز به نفت تولیدی چاه های MG-08 و MG-09 در دروش SWAG با نسبت 3:1 65

شکل (4-35) تغییرات بازیافت در لایه های دوم و سوم در فرآیند SWAG با نسبت های تزریق آب به گاز1:1، 2:1 و 3:1 65

شکل (4-36) تغییرات اشباع های نفت و آب در ناحیه ی مورد هجوم آب در فرآیند SWAG با نسبت های تزریق آب به گاز 1:1، 2:1 و 3:1 66

شکل (4-37) بازیافت نفت در ناحیه ی مورد تهاجم در فرآیند SSWAG با نسبت های تزریق 1:1، 2:1 و 3:1 67

شکل (4-38) تغییرات نسبت گاز به نفت در روش SSWAG با نسبت های تزریق 1:1، 2:1 و 3:1 68

شکل (4-39) نسبت گاز به نفت مخزن و گاز به نفت تولیدی چاه های MG-08  و MG-09 در روش SSWAG با نسبت 3:1 68

شکل (4-40)  تغییرات بازیافت نفت در لایه های دوم و سوم در فرآیند SSWAG با نسبت های تزریق آب به گاز 1:1، 2:1 و 3:1 69

شکل (4-41) تغییرات اشباع های نفت و آب در ناحیه ی مورد هجوم آب در فرآیند SSWAG با نسبت های تزریق آب به گاز 1:1، 2:1 و 3:1 69

شکل (4-42) تاثیر نرخ تزریق فوم بر روی بازیافت در ناحیه ی مورد تهاجم آب 72

شکل (4-43) تأثیر نرخ تزریق فورم بر روی پارامتر بازیافت در لایه ی دوم و سوم 72

شکل (4-44) تأثیر غلظت فوم تزریقی بر روی بازیافت نفت در ناحیه ی مورد تهاجم آب 73

شکل (4-45) تأثیر نرخ تزریق سورفکتانت-پلیمر بر روی بازیافت نفت در ناحیه ی مورد تهاجم آب 75

شکل (4-46) تأثیر نرخ تزریق بر روی فشار موئینهخ در بلوک (4، 49، 18) 76

شکل (4-47) تأثیر نرخ تزریق سورفکتانت-پلیمر بر روی فشار مخزن در نرخ های تزریق متفاوت 76

شکل (4-48) تأثیر نرخ تزریق سورفکتانت-پلیمر بر روی بازیافت در لایه ی دوم 77

شکل (4-49) تأثیر نرخ تزریق سورفکتانت-پلیمر بر روی بازیافت در لایه ی سوم 77

شکل (4-50) مقدار غلظت تزریقی در دو حالت Ib/STB 5 و Ib/STB 8 78

شکل (4-51) تأثیر جذب سورفکتانت توسط سنگ بر روی فشار موئینه در بلوک (4، 49،18) 79

شکل (4-52) مقایسه بازیافت نفت برای دو نرخ تولید STB/Day 1500 و STB/Day 1000 در ناحیه ی مورد تهاجم آب 80

شکل (4-53) مقایسه بازیافت نفت برای دو نرخ تولید STB/Day 1500 و STB/Day 1000 در لایه های دوم و سوم 80

 

چکیده

مخازن شکاف دار طبیعی درصد بسیار مهمی از ذخایر هیدروکربنی را در جهان تشکیل می دهند. تولید نفت در چنین مخازنی از بزرگ ترین چالش ها در صنعت نفت است. معمولاً سیالات با گرانروی پایین مانند گازها و یا مایعات فوق بحرانی معمولاً برای افزایش بازیافت نفت استفاده می شوند. یکی از مسائل مهم در مخازن نفت و گاز به حرکت در آوردن نفت باقیمانده در محیط متخلخل به خصوص در ناحیه مورد تهاجم آب، با استفاده از روش های ازدیاد برداشت است. در این پروژه با استفاده از نرم افزار ECLIPSE روش های افزایش برداشت به منظور استحصال نفت باقیمانده در ناحیه ی مورد تهاجم آب در یکی از مخازن شکاف دار ایران شبیه سازی شده است. در این پروژه ابتدا گریدبندی با استفاده از نرم افزار FLOGRID صورت گرفته است و سپس با اجرای رگراسیون در نرم افزار PVTi خصوصیات سیال مخزن شبیه سازی شد که با نتایج آزمایشگاهی تطبیق خوبی دارد. بیشترین و کمترین درصد خطای نسبی با مقادیر 102×37/5 و 97/3 به ترتیب مربوط به پارامترهای فشار اشباع و ویسکوزیته می باشد. روش های تزریق متناوب آب و گاز، تزریق همزمان آب و گاز، تزریق فوم و تزریق سورفکتانت-پلیمر با استفاده از نرم افزار ECLIPSE در ناحیه مورد تهاجم آب به منظور مقایسه ی پارامترهایی مانند مقدار بازیافت نفت و فشار مخزن بررسی شده است، همچنین هر کدام از روش های بررسی شده بر اساس رفتار خاصی عمل می کنند. روش تزریق متناوب آب و گاز به منظور جلوگیری از کاهش فشار مخزن و بالا بردن مکانیزم جایروبی به کار گرفته می شود. روش سیلاب زنی فوم با جلوگیری از کانال زدن، افزایش فشار و بستن شکاف ها سبب افزایش تولید نفت می شود و تولید نفت در روش تزریق سورفکتانت– پلیمر با کاهش IFT و افزایش بازده جایروبی افزایش می یابد. نتایج به دست آمده از شبیه سازی نشان می دهد که تزریق فوم بهترین روش به منظور تولید نفت از ناحیه ی مورد تهاجم آب می باشد.

واژه های کلیدی: شبیه سازی، مخازن شکاف دار، ازدیاد برداشت، ناحیه مورد تهاجم آب، بازیافت نفت