کد مقاله کد نشریه سال انتشار مقاله انگلیسی نسخه تمام متن
8124615 1522772 2018 36 صفحه PDF دانلود رایگان
عنوان انگلیسی مقاله ISI
Spontaneous imbibition analysis in shale reservoirs based on pore network modeling
ترجمه فارسی عنوان
آنالیز جذب خودبه خودی در مخازن شیل بر اساس مدل سازی شبکه عصبی
کلمات کلیدی
ترجمه چکیده
جذب خودبهخودی مویرگی برای توسعه موفق مخازن شیلات حیاتی است. خواص چگالی جریان دو فاز شیل قابل اندازه گیری در آزمایشگاه بسیار دشوار است. در این کار یک مدل شبکه نفوذ ارائه شده است. این مدل در ماسه سنگ متعارف بنتیمر تایید شده است و سپس به ماتریس شیل با توجه به قابلیت رطوبت متغیر اعمال می شود. برخی از نفوذپذیری نسبی نماینده و منحنی فشار مویرگی از این مدل شبکه منفی بدست آمده است. بر اساس یک راه حل تحلیلی از جذب خودبهخودی، ما یک الگوریتم محاسباتی برای محاسبه فاکتورهای بازیافت نفت با استفاده از خواص کلان محاسبه شده از مدل شبکه پور منحنی پیشنهاد می کنیم. ترکیب این دو، اثرات رطوبت و نفوذ پذیری مطلق بر روی جذب خودبهخودی مورد مطالعه قرار گرفته است. نفوذپذیری مطلق نقش مهمی در عامل بهبودی روغن ناشی از جذب خودبهخودی دارد. عامل ریکاوری متناسب با ریشه کوارتتی نفوذ پذیری مطلق است. یک بخش نسبی کوچک از خلل های خیس نفتی (کمتر از 40٪) در تشکیل مخلوط مرطوب، از نفوذ آب به ماتریس شیل و جلوگیری از بهبودی نفت جلوگیری نخواهد کرد. با این حال، زمانی که بخشی از خلل های خیس روغن بیش از حد بزرگ است، بازیابی جذب به شدت کاهش می یابد. تلاش این کار برای بررسی جریان دو فازی و جذب خود به خود از مخازن شیل در منظر مقیاس کوچک است.
موضوعات مرتبط
مهندسی و علوم پایه علوم زمین و سیارات زمین شناسی اقتصادی
چکیده انگلیسی
Capillary spontaneous imbibition is vital to the successful development of shale reservoirs. The two-phase flow macro-properties of shale are significantly difficult to be measured in the laboratory. A pore network model is proposed in this work. The model is validated in the conventional Bentheimer sandstone and then applied to shale matrix with the consideration of variable wettability. Some representative relative permeability and capillary pressure curves are obtained from this pore network model. Based on an analytical solution of spontaneous imbibition, we propose a computational algorithm to calculate the oil recovery factors using the calculated macro-properties from our pore network model. Combining these two, the effects of wettability and absolute permeability on the spontaneous imbibition are studied. The absolute permeability plays an important role in the oil recovery factor induced by spontaneous imbibition. The recovery factor is proportional to the quartic root of absolute permeability. A relative small portion of oil wet pores (less than 40%) in a mixed wet formation won't prevent water from imbibing into the shale matrix and increasing the oil recovery. However, when the portion of oil wet pores is too large, the imbibition recovery drops dramatically. The attempt of this work is made to investigate the two-phase flow and spontaneous imbibition of shale reservoirs in the perspective of micro-scale.
ناشر
Database: Elsevier - ScienceDirect (ساینس دایرکت)
Journal: Journal of Petroleum Science and Engineering - Volume 169, October 2018, Pages 663-672
نویسندگان
, ,