اصلاح توابع تراوایی نسبی حاصل از آزمایش های جابه جایی نفت - گاز در شرایط نزدیک امتزاجی با استفاده از مدل سازی معکوس
نویسنده(گان):	محمد پرواز دوانی، محسن مسیحیف سعید عباسی، عباس شهرآبادی، عزت الله کاظم زاده
چکیده:	یکی از عوامل اصلی در مدلسازی صحیح جریان دو فازی نفت و گاز در محیط متخلخل، استفاده از توابع معتبر تراوایی نسبی میباشد. تمامی مطالعات گذشته نتوانستهاند مدلی صحیح و سازگار را برای بیان تاثیر تزریق نزدیک امتزاجی بر رفتار کیفی و به خصوص کمی توابع تراوایی نسبی ارائه دهند. در این مقاله هدف اصلی مقایسه مابین روش های مرسوم تراوایی نسبی میباشد تا بتوان بر اساس انتخاب بهینه روش های تعیین منحنی های تراوایی نسبی دو فازی در شرایط تزریق نزدیک امتزاجی گاز توابع تراوایی نسبی را اصلاح نمود. در این مقاله سعی گشته است تا با انجام آزمایشهای جابهجایی سیال (تزریق گاز دی اکسید کربن در نمونه نفت یکی از مخازن نفتی ایران و بر روی نمونه مغزه های ماسه سنگی و دولومیتی) به روش ناپایا، میزان خطای اندازهگیری را تا حد ممکن کاهش داده و نیز با انتخاب مقایسهای و بهینهترین روش، از میزان خطای عددی در تعیین تراوایی نسبی کاسته شود. در این مطالعه توابع معتبر تراوایی نسبی از روش تمام عددی بر اساس مدلسازی معکوس تعیین شده است، به طوریکه از روش های نیمه تحلیلی به عنوان حدس اولیه داده های تراوایی نسبی برای کاربرد در شبیهساز تجاری دو فازی و تک بعدی استفاده گردیده است. نتایج نشان میدهد که روش تمام عددی به عنوان بهینهترین روش، رابطه اصلاحی سازگار با نتایج آزمایشگاهی را در شرایط تزریق نزدیک امتراجی جهت تولید مقادیر تروایی نسبی ارائه میدهد. می توان از رابطه اصلاحی ارائه شده برای تولید داده های تراوایی نسبی در شبیه سازی تزریق نزدیک امتزاجی گاز در مخازن نفت استفاده نمود.
کلیدواژگان:	تراوایی نسبی نفت و گاز، شرایط نزدیک امتزاجی، آزمایشهای جابهجایی سیالات به روش ناپایا، مدلسازی معکوس
زبان:	فارسی
انتشار در:	مجله پژوهش نفت، پیاپی ۷۴ (امرداد و شهریور ۱۳۹۲)
صفحه:	۵۷
نسخه الکترونیکی:	متن این مقاله در سایت مگیران قابل مطالعه است.

Modification of the Relative Permeability Functions through Oil/Gas Displacement Tests under Near Miscible Conditions by Using Inverse Modeling
Abstract:	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.
Language:	Persian
Published:	Petroleum Research, Volume:23 Issue: 74, 2013
Page:	57
Full text:	PDF is available on the website.