Abstract
Gravity assisted gas displacement of oil in reservoirs is increasingly being considered. Accurate estimates of relative permeabilities are needed to understand and predict fluids motion, especially when very low oil saturations are reached
In our study, gravity drainage experiments under secondary conditions are performed with different core wettabilities. Then, relative permeabilities are determined from the experimental data (oil recovery and saturation profiles measured by gamma-ray attenuation) using an analytical calculation and an identification method based on a numerical model. Our work aims at testing both approaches and efficiencies
The first method results from an analytical treatment of the multiphase flow model, where capillary pressure is taken into account and gas displacement is neglected. Capillary pressure is directly obtained from the last saturation profile when capillary equilibrium is reached. Then, a computer-aided procedure using a numerical finite-difference scheme calculates oil relative permeability from the saturation profiles measured at different times and different positions along the core
Saturation experimental noise due to gamma-ray technique is simulated and its effect on oil relative permeability calculation is tested. Two trends are observed: for high oil saturations, relative permeability curve is correctly described while, for low oil saturations, there is a slope change due to inaccurate values
The second method consists in using an inversion software (CAROPT, developed by TotalFinaElf) based on the minimization between computed and measured data. Inputs are saturation profiles and oil recovery; outputs are relative permeabilities and capillary pressure. Optimization process and final results depend on the initial data set that is considered
Our work suggests that the analytical method provides accurate estimates of relative permeability that are good initial data for the identification method. However, because of the assumptions used in the analytical calculation and its proved inaccuracy for low saturations due to experimental noise, conclusions cannot be drawn about flow regime at these very low saturations and results should be compared to those obtained by the identification method. At last, both approaches give a similar interpretation, which shows they are complementary
چکیده
جابجایی ثقلی نفت توسط گاز در مخازن به صورت فزاینده ای مورد توجه قرار گرفته است. تخمین دقیق تراوایی های نسبی بویژه در مواقعی که اشباع نفت مخزن بسیار کم باشد، به منظور فهم و پیش بینی حرکت سیال مورد نیاز است.
در مطالعه ی ما، آزمایش های ریزش ثقلی تحت شرایط ثانویه با مغزه هایی که دارای ترشوندگی مختلف هستند انجام شده اند. سپس، تراوایی های نسبی با استفاده از یک محاسبه ی تحلیلی و روش تشخیصی که بر پایه ی یک مدل عددی است، از داده های آزمایشگاهی بدست آمده اند. ( بازیافت نفت و پروفایل های اشباع با استفاده از تشعشعات اشعه گاما اندازه گیری شده اند.) هدف کار ما تست روند و بازده هر دو روش می باشد.
روش اول شامل حل تحلیلی مدل جریان چند فازی می باشد که فشار مویینگی را در نظر گرفته ولی از جابجایی گاز چشم پوشی شده است. فشار مویینگی به طور مستقیم از پروفایل اشباعی که تعادل مویینگی حاصل شده بدست می آید. سپس یک پروسه کامپیوتری با استفاده از محاسبات عددی اختلافات محدود، تراوایی نسبی نفت را از پروفایل های اشباع اندازه گیری شده در زمان های مختلف و مکان های مختلف در طول مغزه محاسبه می کند.
اختلال آزمایشگاهی اشباع ناشی از تکنیک اشعه گاما شبیه سازی شده و تاثیر آن روی محاسبه ی تراوایی نسبی نفت تست شده است. دو نوع رفتار مشاهده شد: برای اشباع های زیاد نفت، منحنی تراوایی نسبی به گونه ای کاملا صحیح توصیف شد در حالی که برای اشباع های پایین نفت، بخاطر مقادیر غیر دقیقمقداری تغییرات مشاهده شد.
روش دوم شامل استفاده از یک نرم افزار وارونگی (CARPOT توسعه یافته توسط شرکت توتال) که بر مبنای حداقل سازی بین مقادیر محاسبه شده و اندازه گیری شده کار می کند، می باشد. داده های ورودی پروفایل های اشباع و بازیافت نفت می باشند، داده های خروجی نیز تراوایی نسبی و فشار مویینگی می باشند. فرآیند بهینه سازی و نتایج نهایی وابسته به داده های اولیه ای است که بکار برده می شوند.
کار ما پیشنهاد می کند که روش تحلیلی تخمین دقیقی از تراوایی های نسبی ارایه می دهد که داده های اولیه خوبی جهت روش تشخیصی می باشد. هر چند به دلیل فرضیات استفاده شده در محاسبات تحلیلی و عدم دقت اثبات شده ی این روش برای اشباع های کم به دلیل اختلالات آزمایشگاهی، نتیجه گیری در مورد رژیم جریانی در این اشباع های خیلی کم نباید انجام شود و نتایج حاصل از این روش باید با نتایج بدست آمده از روش تشخیصی مقایسه شوند. در انتها، هر دو روند بیان مشابهی ارایه می دهند، که بیانگر مکمل بودن این دو روش می باشد.