اصلاح توابع تراوايي نسبي حاصل از آزمايش‌هاي جابه‌جايي نفت-گاز در شرايط نزديك امتزاجي با استفاده از مدل‌سازي معكوس

Modification of the Relative Permeability Functions through Oil/Gas Displacement Tests under Near Miscible Conditions by Using Inverse Modeling

يكي از عوامل اصلي در مدلسازي صحيح جريان دو فازي نفت و گاز در محيط متخلخل، استفاده از توابع معتبر تراوايي نسبي مي‌باشد. تمامي مطالعات گذشته نتوانسته‌اند مدلي صحيح و سازگار را براي بيان تاثير تزريق نزديك امتزاجي بر رفتار كيفي و به خصوص كمي توابع تراوايي نسبي ارايه دهند. در اين مقاله هدف اصلي مقايسه مابين روش‌هاي مرسوم تراوايي نسبي مي‌باشد تا بتوان بر اساس انتخاب بهينه روش‌هاي تعيين منحني‌هاي تراوايي نسبي دو فازي در شرايط تزريق نزديك امتزاجي گاز توابع تراوايي نسبي را اصلاح نمود. در اين مقاله سعي گشته است تا با انجام آزمايش‌هاي جابه‌جايي سيال (تزريق گاز دي اكسيد كربن در نمونه نفت يكي از مخازن نفتي ايران و بر روي نمونه مغزه‌هاي ماسه سنگي و دولوميتي) به روش ناپايا، ميزان خطاي اندازه‌گيري را تا حد ممكن كاهش داده و نيز با انتخاب مقايسه‌اي و بهينه‌ترين روش، از ميزان خطاي عددي در تعيين تراوايي نسبي كاسته شود. در اين مطالعه توابع معتبر تراوايي نسبي از روش تمام عددي بر اساس مدلسازي معكوس تعيين شده است، به طوري‌كه از روش‌هاي نيمه تحليلي به عنوان حدس اوليه داده‌هاي تراوايي نسبي براي كاربرد در شبيه‌ساز تجاري دو فازي و تك بعدي استفاده گرديده است. نتايج نشان مي‌دهد كه روش تمام عددي به عنوان بهينه‌ترين روش، رابطه اصلاحي سازگار با نتايج آزمايشگاهي را در شرايط تزريق نزديك امتراجي جهت توليد مقادير تروايي نسبي ارايه مي‌دهد. مي توان از رابطه اصلاحي ارايه شده براي توليد داده‌هاي تراوايي نسبي در شبيه‌سازي تزريق نزديك امتزاجي گاز در مخازن نفت استفاده نمود.

An important step in the modeling of two-phase gas and oil flow is to have the reliable relative permeability functions. None of the previous conventional methods can predict the consistent and accurate relative permeability values to show the effect of near miscibility on the qualitative and quantitative behavior of relative permeability functions under near miscible conditions. The main contribution of this work is to select the optimum approach to relative permeability determination based on the classification of the available relative permeability methods and comparing their results in order to extract more accurate relative permeability values under near miscible conditions. In this work, the unsteady state displacement experiments were performed on two different reservoir rock samples (i.e. a dolomite and a sandstone core plug sample from the west of Iran). In addition, CO2 and light oil samples as injection fluids were used to decrease the variance error. Also, by the selection of the best relative permeability methods, the bias errors are decreased. In this study, inverse modeling is used with the Civan and Donaldson method as the initial guess for 1-D, two-phase flow simulation. The results show that the history matching as the optimum method presents a reformed relation in order to generate the relative permeability values more consistent to laboratory data under near miscible conditions. Finally, this reformed relation can be embedded in fluid flow simulators to simulate the near miscible gas injection more precisely.