Skip to main content
SUPERVISOR
Hamidreza Shahverdi
حمیدرضا شاه وردی (استاد راهنما)
 
STUDENT
Roghayeh Fattahi
رقیه فتاحی

FACULTY - DEPARTMENT

دانشکده مهندسی شیمی
DEGREE
Master of Science (MSc)
YEAR
1396

TITLE

Investigation of Relative Permeability Hysteresis and Trapping of non-Wetting Phase using Pore Network Modeling
Relative permeability and capillary pressure diagrams are the most important input parameters for reservoir engineering calculations as the provider of large volumes of fluid flow hydrodynamics data within a porous medium. One of the most important phenomena related to these parameters is hysteresis (dependence on saturation history) and non-wetting phase trapping. In this study, using Starfish Pore Network modeling code and performing the necessary additional innovations in C ++, for a sample of water-wet sandstone and water-oil system, first oil bounding relative permeability curve was modeled. Then, in order to investigate the mechanism of oil trapping during the water flooding process, an intermediate curve (scanning) in an desired initial oil saturation (about 0.7) and the main curve (bounding) in the irreducible water saturation were calculated and modeled. The amount of oil saturation, trapped at the end of main imbibition process was 63 percent which is in good agreement with the results of Dong (2009). Also, using Carlson's experimental equation, the simulated scanning curve at saturation of about 0.7 was calculated and it was observed that the Carlson equation, except at the end of the curve, ie near the final trapped oil saturation, predicted a higher value for relative permeability,Then end points of the intermediate curves (in several different saturations) were calculated, which is equal to the amount of oil trapped, and finally the graph known as IR (trapped oil saturation in terms of initial oil saturation) was plotted. Spiteri and Land trapping models were used to validate the obtained results. It was concluded that the amount of trapped oil predicted by the code was totally less than Carlson model but more than Spiteri model in high initial oil saturations ( 0.7). In fact in Spiteri model, the amount of trapped oil decreased at initial high oil saturations.
نمودارهای تراوایی نسبی و فشار مویینگی به‌عنوان ارائه‌دهنده‌ی حجم زیادی اطلاعات درباره‌ی هیدرودینامیک جریان سیال درون محیط متخلخل، ازجمله مهم‌ترین پارامترهای ورودی برای محاسبات مهندسی مخزن به شمار می‌آیند. از مهم‌ترین پدیده‌های مرتبط با این پارامترها، هیسترزیس (وابستگی به تاریخچه‌ی اشباع) و به دام افتادن فاز غیرتر می‌باشد. در این پژوهش، با استفاده از کد مدل‌سازی شبکه حفرات ستاره دریایی و انجام کدنویسی‌های اضافی لازم به زبان C++، برای یک نمونه ماسه‌سنگ آب‌دوست و سیستم آب-نفت، ابتدا منحنی اصلی تراوایی نسبی نفت (فاز غیرتر) در طی فرآیند تخلیه به دست آمد. سپس به‌منظور بررسی مکانیسم به دام افتادگی نفت (trapping) در طی فرایند سیلاب زنی با آب، یک منحنی میانی (Scanning) در یک اشباع اولیه‌ی دلخواه نفت (حدود 7/0) و منحنی اصلی آشام (Bounding) در اشباع کاهش نیافتنی آب محاسبه و مدل‌سازی گردید. مقدار نفت گیرافتاده در انتهای آشام اصلی حدود 63 درصد بدست آمد که با نتایج دانگ (2009) مطابقت خوبی دارد. همچنین با استفاده از رابطه‌ی تجربی کارلسون، منحنی میانی شبیه‌سازی‌شده در اشباع حدود 7/0، محاسبه و مشاهده گردید که رابطه­ی کارلسون جز در قسمت انتهایی منحنی یعنی در نزدیکی اشباع گیرافتاده­ی نفت همواره مقدار بالاتری را برای تراوایی نسبی پیش بینی می­کند. در ادامه تنها به محاسبه‌ی نقاط انتهایی منحنی‌های میانی (در چندین اشباع مختلف) که برابر با میزان نفت گیر افتاده می‌باشد، اکتفا نموده و درنهایت نمودار معروف به IR (اشباع گیر افتاده‌ی نفت برحسب اشباع اولیه‌ی نفت) رسم شد. از مدل‌های trap اسپیتری و لند به‌منظور اعتبارسنجی نتایج به‌دست‌آمده استفاده و مشاهده گردید که میزان نفت گیرافتاده پیش­بینی شده توسط کد، به طور کلی کمتر از مدل کارلسون بود اما در مقایسه با مدل اسپیتری، در اشباع های اولیه­ی بالا، بیشتر بود. در واقع در مدل اسپیتری در اشباع های بالای اولیه ی نفت، میزان نفت گیرافتاده کاهش پیدا کرد.

ارتقاء امنیت وب با وف بومی