عنوان

بهینه سازی محاسبات حجمی در میادین اکتشافی و ارائه رابطه جدید جهت تعیین میزان پرشدگی مخازن گازی و نفتی

Country Code

IR

Number

۴۰۸۲پ

.Language of Text, Soundtrack etc

فارسی

Country of publication

IR

Title Proper

بهینه سازی محاسبات حجمی در میادین اکتشافی و ارائه رابطه جدید جهت تعیین میزان پرشدگی مخازن گازی و نفتی

General Material Designation

[پایان‌نامه]

Parallel Title Proper

Optimization of Static Volumetric Calculations in Exploration Fields and Developing a New Correlation for Gas and Oil Reservoir Fillment

First Statement of Responsibility

/مهدی قسامی‌پور

Name of Publisher, Distributor, etc.

: مهندسی نفت و گاز

Date of Publication, Distribution, etc.

، ۱۳۹۹

Specific Material Designation and Extent of Item

۱۸۵ص.

Other Physical Details

:

Text of Note

زبان: فارسی

Text of Note

زبان چکیده: فارسی

Text of Note

چاپی - الکترونیکی

Text of Note

مصور، جدول، نمودار

Dissertation or thesis details and type of degree

دکتری

Discipline of degree

مهندسی نفت- مخازن

Date of degree

۱۳۹۹/۰۶/۰۱

Body granting the degree

صنعتی سهند

Text of Note

با در نظر گرفتن نوع و کمیت داده‌های اخذ شده در میادین اکتشافی، پرکاربردترین روش مورد استفاده در تخمین میزان هیدروکربن درجا در یک مخزن استفاده از روش حجمی می‌باشد .در روش حجمی پارامترهای حجم سنگ مخزن، پارامترهای پتروفیزیکی و خواص سیال مورد استفاده قرار می‌گیرند .معمولا بیشترین عدم قطعیت در این پارامترها مربوط به حجم سنگ مخزن مخصوصا زمانی که سطح تماس در چاه اکتشافی مشاهده نشده باشد، خواهد بود .بعد از حجم سنگ مخزن، تعیین حدود برش پارامترهای پتروفیزیکی که مبنای تعریف مقدار متوسط این پارامترها می‌باشند از اهمیت بالایی برخوردار هستند .با مطالعه تاریخچه این نتیجه اخذ گردید که اولا یک روش جامع جهت تعیین حدود برش پارامترهای پتروفیزیکی به طوری که در تمامی مخازن قابل استفاده باشد، تا به حال معرفی نگردیده است .ثانیا تقریبا تمامی روش‌های معرفی شده از داده‌های مغزه و دینامیک مخزن استفاده کرده و برای چاه‌هایی که محدود به داده‌های پتروفیزیکی می‌شوند کاربردی ندارند .همچنین، رابطه‌ای جهت تعیین عمق سطح تماس در میادین اکتشافی که سطح تماس در یال ساختمان واقع و در ستون چاه مشاهده نگردیده است، وجود ندارد .در نهایت نیز تعریف مدونی جهت استفاده از توابع توزیع مناسب پارامترهای مورد استفاده در روش حجمی در تاریخچه ارائه نگردیده است .در این رساله پس از مطالعه تاریخچه، سه روش با کارآیی متفاوت جهت تعیین حدود برش پارامترهای پتروفیزیکی ارائه شدند .روش اول جامع بوده و در تمامی مخازن با هر روش تکمیل چاه کاربرد دارد .این روش در سه مخزن نفتی و یک مخزن گازی به کار برده شد و نتایج آن با نتایج مغزه و داده‌های تولیدی راستی‌آزمایی شدند .به عنوان نمونه مقدار حد برش تخلخل و اشباع آب در چاهSK -۲ در سازند فهلیان به ترتیب ۶ و ۵۸ درصد محاسبه گردیدند .روش دوم که روشی آماری است برای چاه‌هایی که اطلاعات اخذ شده محدود به لاگ‌های پتروفیزیکی هستند قابل استفاده است .مطالعات و روش‌های قابل استفاده در چنین چاه‌هایی محدود بوده و معمولا دارای نتایج غیر قابل‌قبولی هستند .روش آماری پیشنهادی برای سه میدان مختلف گازی، نفت سبک و نفت سنگین راستی‌آزمایی شد .با استفاده از این روش مقادیر متفاوتی از حدود برش تخلخل( ۲/۵، ۵/۵ و ۶/۹ درصد) و اشباع آب( ۵۰، ۶۰ و ۷۰ درصد ) برای مخازن کربناته مختلف با سیال مخزنی متفاوت به دست آمد .نتایج حدود برش به دست آمده با نوع سیال مخزن نیز هم‌خوانی دارد .در روش سوم بر مبنای مطالعه حرکت سیال درون محیط متخلخل‍ سنگ‌های متراکم، تعیین حد برش تراوایی در مخازن گازی ارائه شده و کاربرد آن برای چهار میدان گازی در ایران راستی‌آزمایی شد .از مزیت‌های مهم این روش در نظر گرفتن فشار و دمای مخزن و نوع سیال بوده و از این روش می‌توان در مخازن گازی متراکم و شیل‌های گازی نیز استفاده نمود .بنابراین، اگر داده‌های کاملی از مخزن شامل داده‌های پتروفیزیکی( معمولی و پیشرفته)، مغزه و تولید در دسترس باشد استفاده از روش جامع پیشنهاد می‌گردد .در صورت محدود بودن داده‌های موجود به اطلاعات پتروفیزیکی معمولی، استفاده از روش آماری توصیه می‌شود .روش تعیین حد برش تراوایی مخازن گازی نیز برای مخازن غیرمتعارف مانند مخازن گازی متراکم و شیل‌های گازی پیشنهاد می‌گردد .بعد از ارائه روش‌های نوین تعیین حدود برش، رابطه‌ای جدید جهت تعیین میزان پرشدگی مخازن نفت و گاز بر اساس مطالعه نیروهای حاکم بر سیال هیدروکربن در زمان مهاجرت آن ارائه شده است .نیروهای شناوری و هیدرودینامیک ناحیه‌ای از عوامل اصلی تاثیرگذار جهت توسعه این رابطه شناخته شده‌اند .به کمک این رابطه می‌توان عمق سطح تماس در میادین اکتشافی که سطح تماس در چاه مشاهده نشده است را با دقت مناسبی تعیین نمود .در حین مطالعات صورت پذیرفته، مشخصه دوبرآمدگی در نمودارهای مشتق فشاری‍ داده‌های اخذ شده توسط ابزار ثبت فشار مکرر در چند میدان نفتی مشاهده گردید .به کمک نتایج شبیه‌سازی اثبات گردید که این مشخصه مربوط به مخازن حاوی نفت سنگین می‌باشد .دانستن علت این مشخصه باعث می‌شود شناسایی لایه‌های حاوی نفت سنگین با صرف هزینه کمتر و با کیفیت بالاتری صورت پذیرد .همچنین، یک جریان کاری به عنوان نقشه راه به منظور بررسی ارتباط افقی میادین مجاور در یک مخزن حاوی هیدروکربن ارائه و با یک مطالعه موردی در میادین یک منطقه در جنوب غرب ایران صحت‌سنجی شد .سپس، یک جریان کاری مدون به منظور استفاده از توابع توزیع معرف تغییرات پارامترهای مورد استفاده در محاسبات حجمی ارائه شده است .این جریان کاری با استفاده از داده‌های خواص سیالات و بر اساس داده‌های میدانی موجود در حوضه‌های نفتی ایران پیشنهاد شده است .از مراحل پیشنهادی جهت تعیین تابع توزیع تخلخل در میدان MI در سازند سروک استفاده و مقدار متوسط تخلخل برای این میدان ۹ درصد محاسبه گردید .از طرفی به دلیل اینکه داده‌های مورد استفاده در تهیه نقشه تخلخل، کل میدان را تحت پوشش قرار می‌دهند، برای تعیین مقادیر مینیمم و ماکسیمم تخلخل مقدار یک انحراف معیار فاصله از مقدار متوسط پیشنهاد گردید .در نهایت بر اساس روش‌های پیشنهادی در این رساله، شناسایی گسترش عمودی و افقی میدان، تعریف حدود برش پارامترهای پتروفیزیکی و استفاده از تابع توزیع مناسب هر پارامتر با دقت و کیفیت مناسبی انجام می‌گردد .نتایج این مطالعه باعث افزایش قابل ملاحظه‌ای در دقت محاسبات حجمی در میادین اکتشافی/توسعه‌ای خواهد شد.

Text of Note

Regarding the type and the quantity of available data in exploration fields, the most applicable method for reserve estimation is the volumetric one. In the volumetric method, bulk volume of the reservoir rock, petrophysical properties and fluid properties are utilized. Commonly the bulk volume undergoes the highest uncertainty, especially if the water-hydrocarbon contact is not observed in the exploration well. Determination of cutoffs of petrophysical parameters which are the basis for calculation of the average value of these parameters also contains high prominence. Through the studying the literature, it was concluded that first there is not a comprehensive methodology for cutoff determination of petrophysical parameters applicable to all reservoirs. Second, in all the proposed approaches the core and reservoir dynamic data are necessary and cannot be used for those wells limited to only petrophysical data. As well no formula has been proposed for the estimation of water-hydrocarbon contact in those exploration wells in which the free water level has not been observed. Also, a complete definition for application of appropariate distribution functions has not been presented before. In the present thesis three approaches with different applications for cutoff determination are presented. The first one is a comprehensive methodology applicable to all reservoirs under different well completion strategies. This methodology was applied to three different oil reservoirs and one gas reservoirs in different reservoir formation and results were validated with core and production data. as an example the porosity and water saturation cutoff values in the Well SK-2 in Fahliyan Formation were calculated as 6 and 58 percents respectively. The second one which is a statical method is used for those wells restricted to common logs data. The studies related to such wells are limited and commonly lead to incorrect results. Three different carbonate reservoirs were studied for the calculation of porosity and water saturation cutoffs applying this statistical methodology. The calculated cutoffs are matched with the type of hydrocarbon fluids as the lowest porosity cutoff (2.5 percent) was obtained for the gas reservoir and the highest one (6.9 percent) was calculated for the heavy oil reservoir. The third approach for cutoff determination is utilized for determination of permeability cutoff in gas reservoirs based on fluid flow in tight formations. The application of this methodology was validated for four gas fields. The profits of this approach are considering pressure, temperature and fluid types in gas reservoirs and also can be applied for unconventional reservoirs like shale gas and tight gas reservoirs. Therefore, if complete data including petrophysiacal logs (common and advanced), core and production data are available, the comprehensive method in this thesis is proposed. If the available data are restricted to petrophysical data, the statistical methodology and for tight and shale gases the method of determination permeability cutoff are suggested. After proposing three different new approach for cutoff estimation, a new relation for determination of degree of filling of reservoirs is developed based on studying the governing forces at the migration time. Bouyance and hydrodynamic forces have been recognized as the major driving forces. This relation is used for the estimation of water-hydrocarbon contacts in the exploration reservoirs in which the contact is not observed in the exploration well column. During these studies the characterization of double hump in pressure derivative plots in repeated formation data was proved by simulation results to be due to presence of heavy oil in the reservoir. Knowing the reason for double hump characterization will lead to recognition of heavy oil layers with minimum costs and highest quality. Besides, a procedure for the proving of lateral connectivity of the reservoirs in nearby fields was presented and validated with a case study in the SW of Iran. After that a flowchart for the application of distribution functions for definition of variation of parameters in volumetric calculations is presented which has not been studied before. This flowchart has been proposed based on PVT data and filed information in the hydrocarbon basins in Iran. The suggested flowchart was applied to MI Field in Sarvak Formation and the average porosity was calculated as 9 percent. Since the coverage of data in this field case was almost high, the minimum and maximum value for porosity is suggested to be just one standard deviation lower and highr than the average value, respectively. Finally, based on the proposed approaches in the present thesis the recognition of the vertical and lateral extension of the field, estimation of cutoffs and utilizing appropariate distribution functions are performed with a higher quality. These procedures will lead to higher precision in the volumetric calculations in exploration/development fields.

ba

Parallel Title

Optimization of Static Volumetric Calculations in Exploration Fields and Developing a New Correlation for Gas and Oil Reservoir Fillment

روش حجمی

حد برش

سطح تماس

تابع توزیع

پرشدگی

Subject Term

Volumetric method, Cutoff, Contact, Distribution function, Filling

Subject Term

روش حجمی، حد برش، سطح تماس، تابع توزیع، پرشدگی

قسامی‌پور، مهدی

خداپناه، الناز، استاد راهنما

طباطبائی‌نژاد، علیرضا، استاد راهنما

Country

ایران

Date of Transaction

20230613

Call Number

نفت ،۲۰۰۸۵ ،۱۳۹۹

Host name

ی‌تفن‍ و ی‌زاگ‍ ن‌زاخم‍ ی‌گدشرپ‍ ن‌ازیم‍ ن‌ییعت‍ ت‌هج‍ دیدج‍ ه‌طبار ه‌ئارا و ی‌فاشتکا ن‌یدایم‍ رد ی‌مجح‍ ت‌ابساحم‍ ی‌زاس‍ ه‌نیهب‍.pdf

Access number

عادی

Compression information

عادی

Date and Hour of Consultation and Access

4082.pdf

Date and Hour of Consultation and Access

p20085.pdf

Bits per second

0

Contact for access assistance

ایمانی

Electronic Format Type

متن

File size

0

Record control number

پ۴۰۸۲

Public note

فارسی

نمایه‌سازی قبلی

pe

TF

92029

1

a

Y