روش نوین شبیه‌سازی مخازن نفتی شکاف‌دار ناهمگن با اکلیپس
DOR: 20.1001.1.17355400.1400.20.114.5.6

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

1 دانشگاه حکیم سبزواری/دانشکده مهندسی نفت

2 دانشگاه صنعتی امیرکبیر/دانشکده مهندسی نفت

3 دانشگاه صنعتی امیرکبیر/ دانشکده مهندسی نفت

چکیده

بخش عمدهای از مخازن هیدروکربوری کشور را مخازن شکاف‌دار تشکیل میدهند. مدل‌های ارائهشدهبرایمدل‌سازی مخازن شکاف‌دار از جمله تخلخل دوگانه و تراوایی دوگانۀ پراکندگی شکافها را در مخزن به‌صورت همگن منظورکرده،ابعادشکافرانسبتبهابعادماتریکس بسیار کوچکتر در نظر می‌گیرند. اگر شکافهای ناهمگن با ابعاد بزرگ در مخزن وجود داشته باشد، استفاده از این مدلها نتایج قابل قبولی برای شبیهسازی مخزن ارائه نمیدهد. در نرمافزاراکلیپس300، شبیهسازی مخزن شکاف‌دار ناهمگن با طول شکاف‌های زیاد با استفاده از دستور CONDFRAC برای مشخص‌کردن شکاف تراوای با طول زیاد استفاده میشود که در قسمتهایی از مخزن که خمیدگی دارد بهدلیل تشخیص ندادن صحیح صفحۀ خاص عمود بر صفحۀ شکاف و همپوشانی شکافها، در نتایج شبیه‌سازی مخزن خطا صادر می‌شود. در این مطالعه بهمنظور رفع کاستیهای موجود، روش جدیدی با استفاده از تعریف جعبهای مشخصات شبکۀ ماتریکس و شکاف در نرم‌افزاراکلیپس100 ارائه میشود؛ که باعث سهولت فرایند شبیهسازی مخزن و کاهش مدت زمان اجرای برنامه میشود. مخزن نفتی مورد مطالعه از نوع کربناته و در سازند عرب است که شامل شکافهای ناهمگن با طول زیاداست. نتایج شبیهسازی بین دو روش ارائه‌شده در این مطالعه، مقایسه می‌شوند. با مقایسه بین نتایج از روش ناحیۀ مجزا و روش جدید ارائه‌شده، مشاهده شد که مقدار اختلاف متوسط نتایج ارائهشده به‌وسیلۀ این دو روش برای مقدار نفت در جای مخزن کمتر از 1/1% بوده و باعث کاهش حدودِ 40 درصدی زمان اجرای شبیهسازی شده که نشاندهندۀ عملکرد بهینۀ روش جدید ارائه شده است.

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

A Novel Method to Simulation of Heterogeneous Fractured Oil Reservoirs with Eclipse

چکیده [English]

Fractured reservoirs form a major part of the country's hydrocarbon reservoirs. The proposed models for modeling fractured reservoirs, including dual porosity and dual permeability, consider the dispersion of the fractures in the reservoir to be homogeneous and consider their dimensions to be much smaller than the matrix dimensions. If there are large heterogeneous fractures in the reservoir, the use of these models does not provide acceptable results for reservoir simulation. In Eclipse 300 software, simulation of heterogeneous fractured reservoir with long fracture length is conducted by using CONDFRAC keyword to identify long permeable fractures which causes an error in the parts of the reservoir that have a curvature, due to the lack of correct detection of a specific plate perpendicular to the fracture plate and the overlap of the fractures, causes an error in the reservoir simulation results. In this study, in order to eliminate the existing shortcomings, a new method is presented by using the box definition of matrix and fractures network properties in Eclipse 100 software, which simplifies the reservoir simulation process and reduces the program execution time. The studied oil reservoir is carbonate type in the Arabian Formation, which includes heterogeneous fractures with long length. The simulation results are compared between the two methods presented in this study. Comparing the results of the single medium method with the new method for field oil in place (FOIP), revealed that the average difference between the two methods is less than 1.1% and reduces the simulation execution time by about 40%, which indicates the optimal performance of the new method.

کلیدواژه‌ها [English]

  • Novel Method
  • Simulation
  • Heterogeneous
  • Fractured Oil Reservoirs
  • Eclipse

 

[1]        Van Lingen, P., Sengul, M., Daniel, J. M., Cosentino, L., "Single medium simulation of reservoirs with conductive faults and fractures",
In SPE Middle East Oil Show. Society of Petroleum Engineers, (2001).
[2]        Bourbiaux, B., "Fractured reservoir simulation: a challenging and rewarding issue", Oil & Gas Science and Technology–Revue de l’Institut Français du Pétrole, 65(2), pp. 227-238, (2010).
[3]        Egbe, T., Appah, D., "Water Coning Diagnosis Using Spectral Analysis", In Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, (2005).
[4]        Dean, R. H., Lo, L. L., "Simulations of naturally fractured reservoirs", SPE reservoir engineering, 3(02), pp. 638-648, (1988).
[5]        Gilman, J. R., Kazemi, H., "Improvements in simulation of naturally fractured reservoirs", Society of petroleum engineers Journal, 23(04), pp. 695-707, (1983).
[6]        Kazemi, H., Merrill Jr, L. S., Porterfield, K. L., Zeman, P. R., "Numerical simulation of water-oil flow in naturally fractured reservoirs", Society of Petroleum Engineers Journal, 16(06), pp. 317-326, (1976).
[7]        Saidi, A. M., "Simulation of naturally fractured reservoirs", In SPE Reservoir Simulation Symposium. Society of Petroleum Engineers, (1983).
[8]        Lakatos, I., Lakatos-Szabo, J., Szentes, G., Vago, A., "Restriction of Water Production in Gas Wells by Induced Phase Inversion": Field Case Studies. In SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control. Society of Petroleum Engineers, (2014).
[9]        Cinar, Y., Shehab, M. A., Dallag, M. M., Jama, A. A., "Automated Surveillance and Diagnostic Workflow for the Management of Water Production in Naturally-Fractured Carbonate Reservoirs". In SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, (2016).
[10]      GeoQuest, S., ECLIPSE reference manual. Schlumberger, Houston, Texas, (2014).