بررسی رفتار چاه آزمایی مخازن گاز میعانی شکافدار طبیعی

مقدمه:

رفتار یک مخزن در تولید هیدروکربن ها به ترکیب اولیه سیال – یا منحنی فازی سیال – مخزن و خصوصیات شرایط اولیه مخزن بستگی دارد. در سکل ( 1-4) یک منحنی فازی معمولی – یا دیاگرام P-T نشان داده شده است. در اوایل تولید، یک مخزن گاز میعانی در دمایی بین دمای نقطه بحرانی و نقطه بیشینه دمایی قرار گرفته است. نقطه A1 در شکل زیر شرایط اولیه مخزن را نشان می دهد. افت فشار در مخزن در دمای ثابت، وضعیت مخزن را به نقطه A2 منتقل می کند. تا این لحظه هیچ مایعی در مخزن تولید نشده و ترکیب سیال مخزن تغییری نکرده است. لذا تا این نقطه رفتار ترمودینامیکی سیال مخزن را می توان توسط آزمایش CCE یا انبساط در ترکیب ثابت توصیف کرد. چس از این با رسیدن فشار مخزن به زیر فشار نقطه شبنم، تولید میعنات شروع شده و در ابتدا هیدروکزبن های با جزء سنگین تر تبدیل به مایع می گردند. از آنجایی که این میعانات در ابتدا فاقد حرکت اند، ترکیب اولیه سیال مخزن در نواحی که فشاری زیر نقطه شبنم دارند، تغییر می نمایند. به این ترتیب منحنی فازی در این نواحی به سمت راست و پایین کشیده خواهد شد. با ادامه تولید و تغییر شرایط مخزا تا نقطه A3 ، اشباع میعانات همچنان افزایش یافته و در این نقطه به ماکزیمم مقدار خود می رسد البته - نسبت به منحنی فازی اولیه – و سپس با کاهش فشار بیشتر، تبدیل مجدد میعانات به بخار اتفاق خواهد افتاد. همان طور که عنوان شد، از نقطه A2 به بعد تخلیه مخزن را می توان با آزمایش CVD تشریح کرد، اما این آزمایش تا زمانی می تواند نشان دهنده رفتار مخزن باشد که درصد اشباع میعانات پایین بوده و غیر قابل حرکت باشند.

2-4) رفتار جریان سیال در مخازن گاز میعانی شکافدار طبیعی:

یک مخزن شکافدار طبیعی را باید محیطی متشکل از دو سیستم با تخلخل و تراوایی متفاوت دانست. یک سیستم مربوط به ماتریکس هاست که بخش عمده ذخیره هیدروکربنی مخزن در این ناحیه وجود داشته و از تخلخل بالایی نسبت به شکاف ها برخوردار می باشد، در مقابل، سیستم شکاف ها وجود دارد اگر چه حجم ذخیره هیدروکربنی آنها در مقایسه با ماتریکس ها به هیچ وجه قابل ملاحظه نیست. اما بخاطره تراوایی بسیار بالایی که دارند، نقش اصلی در انتقال سیالات به سمت چاه را بر عهده دارند. یکی از مهمترین مدل هایی که برای شبیه سازی مخازن شکافدار مورد استفاده قرار می کیرد، مدل Warren & Root می باشد. در این مدل مخزن بصورت سیستمی شامل مکعب مستطیل های یک اندازه که توسط شبکه ای از شکاف های عمود بر هم از یکدیکر جدا می شوند، فرض شده است. به این ترتیب جریان به سمت چاه تنها از طریق شبکه شکاف ها صورت می پذیرد، این در حالی است که ماتریکس ها به طور پیوسته عمل تغذیه شکاف ها را تحت شرایط جریانی شبه پایدار بر عهده دارند. شکل هلی (2-4) و (3-4) به ترتیب حالت واقعی یک مخزن شکافدارطبیعی و حالت ایده آل فرض شده آن بر طبق مدل Warren & Root را نشان می دهند.

در این مدل دو پارامتر اساسی که در معادلات ریاضی مبادله جرم مربوط به جریان سیال در مخزن نیز ظاهر می شوند عبارتند از: ω (Storativity Ratio) و λ (Interporosity Exchange). پارامتر ω در حقیقت بیانکر نسبت ظرفیت ذخیره هیدروکربنی سیستم شکافدار به کل سیستم بوده و λ تابعی از نحوه جریان بین دو سیستم خواهد بود. روابط ریاضی مربوط به این دو پارامتر در زیر نشان داده شده است:

در رابطه فوق σ تابعی از اندازه ماتریکس ها بوده و قابلیت انتقال سیال و سطح تماس بین ماتریکس و شکاف را کنترل می کند. یک رابطه ساده برای σ که توسط Kazemi ارائه شده است به صورت زیر است:

در صورتی که ابعاد ماتریکس در هر سه جهت مساوی باشد، رابطه فوق به در می آید. بدیهی است هر چه اندازه یا ابعاد ماتریکس ها کوچکتر باشد، سطح تماس ماتریکس و شکاف در یک حجم خاص بیشتر بوده و لذا انتقال سیال از ماتریکس به داخل شکاف راحت تر و بیشتر صورت می گیرد.

براساس فرضیاتی که Warren & Root در نظر گرفتند، رابطه بدست آمده برای افت فشار در شکاف بصورت بی بعد، به صورت زیر خواهد بود:

اگر بر اساس معادله فوق فشار بر حسب زمان بصورت پارامترهای بدون بعد در نمودار نیمه لگاریتمی رسم شود، سه ناحیه با رفتارهای متفاوت با شروع تولید از مخزن قابل مشاهده می باشد که در شکل (4-2) نشان داده شده است.

مطابق شکل فوق، هر یک از نمودارهای فشار بر حسب زمان، از دو خط راست به موازات یکدیگر و یک ناحیه انتقالی تشکیل شده است. اولین خط راست معرف زمانی است که افت فشار ایجاد شده در مخزن تنها سیستم شکاف ها را در بر گرفته و تولید از سیال داخل شکاف ها صورت می گیرد. از آنجایی که ظرفیت ذخیره شکاف ها بسیار ناچیز است، طول این دوره بسیار کوتاه است . در صورتی که = 0 ω باشد، این مرحله از تولید حذف شده و تولید از مرحله دوم آغاز می شود. ناحیه دوم که به صورت خط افقی است، نشان دهنده یک مرحله گذرا یا انتقال است که در طی آن فشار در داخل شکاف ها نسبت به زمان تقریباً ثابت باقی می ماند. این ناحیه مربوط به مراحل اولیه ی است که سیال ذخیره شده در ماتریکس ها به داخل شکاف ها انتقال یافته و تولید می شود. طول مدت مرحله گذرا و کیفیت انجام آن به هر دو پارامتر ω و λ وابسته است. سومین ناحیه که بصورت یک خط راست به موازات خط اول است و مدت زمان زیادی ادامه می یابد، مربوط به مرحله ای است که جریان شبه پایدار در داخل مخزن برقرار شده و تولید از مخزن به صورت یک مخزن همگن انجام می گیرد. در این حالت از آنجایی که عبورپذیری ماتریکس ها در مقایسه با عبورپذیری شکاف ها بسیار ناچیز است، عملکرد مخزن شبیه یک مخزن معادل با عبورپذیری شکاف ها خواهد بود.

لازم به ذکر است که در هنگام بسته شدن چاه و شروع خیزش فشار در مخزن نیز به همین ترتیب این سه ناحیه در نمودار نیمه لگاریتمی فشار – زمان قابل مشاهده است. با این تفسیر کلیه مراحل بالا بر عکس خواهد شد.

3-4) بررسی رفتار چاه آزمایی مخازن گاز میعانی:

با توجه به شکل زیر نواحی اطراف چاه بر اساس تولید از چاه و افتادن به زیر فشار اشباع به 4 ناحیه تقسیم می شود.

بیشر تفاسیر مربوط به داده های چاه آزمایی مخازن گاز میعانی ، معمولا بر روی داده های خیزش فشار انجام می گیرد، چرا که داده های افت فشار تحت تاثیر نوسانات شدت جریان تولیدی بوده و در مورد چا های گاز میعانی وجود میعانات در دیواره چاه شرایط را بدتر می کند. در آنالیزهای چاه آزمایی می توان از فشار، شبه فشار تک فازی و شبه فشار دو فازی استفاده نمود. استفاده از شبه فشار دو فازی نیازمند اندازه گیری دقیق منحنی های عبور پذیری نسبی است که کمتر برای سیستم های گاز میعانی انجام گرفته است. بکارگیری این روش باعث می شود تا رفتار یکنواختی – با یک سطح پایداری – در منحنی مشتق دیده شده و ضریب پوسته مکانیکی و عبورپذیری مطلق مخزن با دقت بیشتری قابل محاسبه گردد. از طرف دیگر بکارگیری شبه فشار تک فازی باعث مشاهده دو یا سه سطح پایداری در منحنی مشتق در نمودار log-log خواهد شد. به عنوان مثال در حالی که دو سطح پایداری در منحنی مشتق وجود داشته باشد، سطح پایداری اول نشان دهنده ناحیه ای با تحرک پذیری کمتر است، که در آن عبورپذیری نسبی گاز بخاطر وجود میعانات کاهش یافته یافته است. سطح پایداری دوم ناحیه ای را مشخص می کند که فشار مخزن هنوز بالای فشار نقطه شبنم بوده و هیچ مایعی تشکیل نشده است. عبور پذیری موثرگاز در این ناحیه معادل همان عبورپذیری مطلق مخزن است.

بسیاری از آزمایش های تست فشار گذرا را می توان از طریق آنالوژی با راه حل های موجود برای معادله نفوذ مربوط به مایعات، تجزیه و تحلیل نمود. در مدل موجود برای مایعات، سیال مخزن به صورت یک سیال تک فاز با تراکم پذیری کم و ثابت و گرانروی ثابت در نظر گرفته می شود. معادله نفوذ مربوط به این حالت به صورت خطی بوده و راه حل های متناسب با شرایط مرزی مختلف بدست آمده است. تست های مربوط به یک مخزن با جریان تک فازی گاز را می توان با استفاده از آنالوژی مایع و بکارگیری شبه فشار تک فازی که توسط Al-Hussainy و همکارانش در سال 1966 معرفی گردید، تجزیه و تحلیل نمود. از آنجایی که ویسکوزیته گاز با فشاز تغییر می کند، فرض ویسکوزیته ثابت که برای مایعات در نظر گرفته می شود، برای گاز نادرست خواهد بود. Al-Hussainy انتگرال شبه فشار تک فازی گاز را به شکل زیر معرفی نمود:

با بکارگیری چنین تعریفی معادله نفوذ برای گاز به صورت خطی در آمده و لذا می توان از آنالوژی حل مایعات برای گاز نیز استفاده نمود. تابع شبه فشار که در بالا معرفی گردید تنها تابعی از فشار می باشد.

4-4) روش تک فازی در چاه آزمایی مخازن گاز میعانی:

در این حالت فرض بر این است که سیال تولیدی تماماً از قوانین گاز پیروی می کند در این صورت آزمایشات افت فشار و ساخت فشار در یک فاز انجام می شود. تامسون (Thomson) این روش را ارئه داد. معادله حالت تک فازی برای محاسبه m(p) بصورت زیر است:

این معادله در حالت ایده آل برای زمانی که فقط فاز گاز وجود دارد کاربرد دارد ولی از این معادله برای زمانی که مایع تشکیل شده نیز استفاده می شود. اما باید توجه داشت که در شرایط مایع متحرک نباشد و تراوائی نسبی گاز تغییرات قابل توجهی نکند. همچنین در این کعادلات فرض بر این است که فاز آّب نیز حرکت نمی کند.

5-4)روش دو فازی در چاه آزمایی مخازن گاز میعانی:

روش پایدار:

زمانی سیال بصورت دوفازی است تابع شبه فشار بصورت زیر تعریف می شود:

در حل و محاسبه در روش پایدار فرضیاتی وجود دارد که به شرح زیر است:

جزء مولی فازهای مایع و بخار از انبساط سیال بصورت ترکیب ثابت (CCE) به دست می آید. زمانی که دو فاز وجود دارند هر دو فاز جریان دارند. به علت اینکه بین فاز گاز و مایع تبادل هیدروکربن صورت می گیرد، نمی توان سرعت هر دو فاز را یکسان فرض کرد. اندازه ناحیه ی که فاز مایع در آن متحرک است را تحت شرایط گذر میدهد. یک ناپیوستگی در اشباع در p(r) = pdew وجود دارد. ترکیب درصد کلی مخلوط در هر نقطه برابر ترکیب درصد سیال اولیه مخزن (گاز اولیه) است.

بنابراین در این روش ناحیه 2 وجود ندارد، فقط نواحی 1 و 3 وجود دارند. در سیستم پایدار اندازه ناحیه دو فازی بستگی به اختلاف میان فشار اولیه و فشار نقطه شبنم دارد. بدین صورت که هر چه اختلاف کمتر باشد ناحیه دو فازی وسعت بیشتری دارد و هرچه بیشتر باشد وسعت ناحیه دو فازی کمتر می شود. بنابراین اختلاف میان فشار اولیه و فشار نقطه شبنم، کنترل کننده پرش میان m(p) های محاسبه شده در دو روش است. باید توجه کرد که با افزایش بهره برداری اشباع نفت در مخزن زیاد می شود و این عمل سبب کاهش خطا در محاسبه به روش پایدار می شود. البته باید توجه داست که هر چه زمان انجام آزمایش بر روی چاه بیشتر باشد خطا کاهش می یابد.

6-4) شبه فشار سه ناحیه ای(Three Zone Method):

همانطور که قبلا گفته شد در این روش مخزن به سه ناحیه جریانی تبدیل می شود بدین ترتیب که ناحیه اول اطراف چاه است که در این ناحیه افت فشار بیش از حد، اشباع نفت از اشباع بحرانی آن بیشتر شده و میعانات در آن جریان دارد. ناحیه دوم ناحیه ی است که فشار در آن ناحیه از فشار نقطه شبنم کمتر است. ولی به علت اینکه اشباع میعانی از اشباع بحرانی آن کمتر است فقط فاز گاز جریان دارد. فشار در مرز بین ناحیه 1 و 2 برابر با فشار نقطه شبنم فاز گازی است که به ناحیه 1 وارد می شود. ناحیه سوم ناحیه ی است که در این ناحیه فشار از فشار نقطه شبنم سیال بیشتر است و سیال تک فازی است. لازم به ذکر است که فشار مرز بین ناحیه 2 و 3 فشار نقطه شبنم سیال مخزن است.

با توجه به تقسیم بندی مخزن به سه ناحیه معادلاتی که برای محاسبات استفاده می شوند نیز برای هر ناحیه متفاوت است و بایستی هر ناحیه محاسبات جداگانه انجام شود.

در ابتدا برای محاسبه m(p) بایستی انتگرال مربوطه را با توجه به تقسیم بندی مخزن به سه ناحیه، به سه قسمت تقسیم شود:

ناحیه 1: این ناحیه زمانی گسترش پیدا می کند که افت فشار در اطراف چاه به اندازه ای باشد که مایع تشکیل شود. همچنین به علت اینکه اشباع مایع از اشباع بحرانی آن بیشتر می شود، مایع نیز جریان داشته باشد. لذا با افت فشار در این ناحیه مایع تشکیل می شود و هر چه این افت بیشتر باشد اشباع مایع نیز افزایش پیدا می کند. لذا بایستی فشار در این ناحیه از فشار نقطه شبنم نیز کمتر باشد که معمولا در محاسبات P* نامیده می شود.

ناحیه 2: P* در این ناحیه فشار مرز پایینی (مرز بین 1 و 2) و فشار مرز بالایی (مرز بین 2 و 3) برابر با فشار نقطه شبنم سیال اصلی مخزن و یا اگر فشار مخزن کمتر از فشار نقطه شبنم باشد برابر با فشار متوسط مخزن است.

ناحیه 3: در شرایطی این ناحیه وجود دارد که فشار از فشار نقطه شبنم سیال مخزن بیشتر باشد لذا فشار مرز پایینی (2 و 3) برابر با فشار نقطه شبنم و فشار مرز بالایی برابر با فشار مخزن است.

1-6-4) روش Sarfraz :

یکی از زوایای مربوط به مخازن گاز میعانی، تغییر فاز بخاطر رفتار معکوس اینگونه سیالات است. هدف اصلی این مطالعه، ایجاد یک رابطه بین تراوایی موثر و فشار با استفاده از داده های فشار گذراست که می تواند در مدلسازی سیستم های چند فازی مورد استفاده قرار گیرد. Sarfraz روش جدیدی برای تحلیل آزمایشات افت فشار و ساخت فشار در مخازن میعانی تحت شرایط جریان دو فازی ارائه نموده است. تغییرات فازی ناشی از رفتار معکوس میعانی در مخزن به سبب شرایط دمائی و فشاری اتفاق می افتد این تغییر فازی موجب تغییر روابط تراوایی نسبی می گردد. به منظور استفاده از تراوایی نسبی به صورت تایعی از اشباع، بایستی آنرا نسبت به همه زمان ها داشت. اما این روش نشان می دهد که چگونه می توان تراوائی موثر فاز مایع و گاز را به صورت تابعی از فشار، ضریب پوسته و گسترش نواحی مختلف در مراحل تخلیه تخمین زذ. نتیجه از روش Sarfraz اینکه یک تعریف جدید از توابع شبه فشار برای مخازن ارائه شده است که نیاز به منحنی های تراوایی نسبی ندارد. می توان از داده های چاه آزمایی جهت تخمین تراوایی نسبی به عنوان تابعی از فشار استفاده کرد، که شامل تغییر فاز در مخازن گاز میعانی در اثر تخلیه می شود. تراوایی نسبی هر فاز را می توان با استفاده از دبی گاز اندازه گیری شده در سطح، محاسبه کرد. معادلات چاه آزمایی جهت به دست آوردن تراوایی موثر هر فاز به عنوان تابعی از فشار، اصلاح شده اند. تراوایی موثر هر فاز را می توان برای تبدیل داده های فشار به تابع شبه فشار فاز دیگر استفاده کرد. این مساله برای زمانی که داده های یک فاز در دسترس است بسیار موثر است. در جریان چند فازی، ضریب پوسته به دست آمده برای هر فاز، متفاوت است، این مساله بخصوص برای مخازن گاز میعانی، با توجه به افزایش میزان مایعات با کاهش p به ریز pd ، درست است.

2-6-4) روش Mazloom:

آنالیز داده های چاه آزمایی، یکی از روشهای بسیار متداول برای شناسایی خصوصیات مخازن دارای تخلخل دوگانه می باشد. تفسیر داده های چاه آزمایی در مخازن گاز میعانی، بخصوص در صورتی که از لحاظ زمین شناسی نیز پیچیده باشند (مثل تخلخل دوگانه) به درستی به آن پرداخته نشده است. وقتی که فشار ته چاهی در یک مخزن گاز میعانی به زیر فشار نقطه شبنم می رسد، یک بانک (توده) میعانات طرف چاه تشکیل می شود. مراحل اولیه تشکیل این مایعات، اشباع میعان کمتر از میزان اشباع بحرانی آن است ولی بعد از یک مدت زمان نسبتا اندک، در بعضی از نقاط نزدیک چاه، میعانات قابلیت تحرک پیدا می کنند و ممکن است همزمان با گاز حرکت کنند.

حضور میعانات متحرک در طرف چاه، سبب کاهش تراوایی نسبی گاز می گردد و باعث می شود منحنی مشتق فشار مجازی یک سیستم شعاعی همگن، شبیه سیستم ترکیب شعاعی رفتار کند. با استفاده از فشار مجازی گاز خشک، می توان بعضی پارامترهای مخازن گاز میعانی نظیر تراوایی نسبی، ضریب پوسته و شعاع توده میعانات را به طور تقریبی محاسبه کرد. این فرمولها در تولید و مدیریت مخزن یک میدان گاز میعانی مهم هستند.

Aguilera برای آنالیز دسته ی از داده های چاه آزمایی که با استفاده از شبیه سازی گاز میعانی در مخازن شکافدار تولید شده بودند از تابع فشار مجازی دو فازی استفاده کرده است. Mazloom نکاتی را که در مقاله Aguilera به آن اشاره نشده است را بررسی می کند که عبارتند از بحث در مورد اثر توده میعان بر منحنی مشتق ساخت فشار، استفاده از تراوایی نسبی شکاف به جای تراوایی نسبی ماتریس در کاربرد فشار مجازی دو فازی و آنالیز حساسیت برای اثر فشار موئینگی و تقابل ماتریکس و شکاف.

7-4) بحث و نتیجه گیری:

در یک مخزن گاز میعانی شکافدار طبیعی روند تشکیل و تجمع میعانات در داخل شکاف و ماتریس در هنگامه افت فشار یا خیزش فشار در مخزن، با سه مرحله جریانی برای این نوع مخازن یعنی جریان خطی در شکاف، مرحله گذرا و جریان همگن در کل مخزن تعریف می شود.

در مخازنی که مکانیزم نفوذ مولکولی بر سایر مکانیزم های تولید از مخزن غلبه دارد، اندازه ماتریکس ها می تواند این مکانیزم را تحت تاثیر قرار دهد. در این مخازن با کوچکتر شدن اندازه ماتریکس ها قدرت عمل فرایند نفوذ مولکولی بر انتقال جزء سیال کمتر می گردد.

میزان نفوذ مولکولی بین جزء میعانات موجود در مخزن در مقایسه با جزء فلز گاز، به مقدار قابل توجهی کمتر می باشد. بر این اساس نفوذ مولکولی در فاز مایع نمی تواند بر انتقال میعانات بین ماتریکس و شکاف ها عامل مهمی به شمار آید.

در یک مخزن گاز میعانی شکافدار با کمتر شدن مقدار عبورپذیری مطلق ماتریکس، عبورپذیری نسبی گاز در محیط ماتریکس نقش موثری در تولید گاز و میعانات از مخزن بر عهده خواهد داشت. در چنین مخازنی کاهش عبورپذیری نسبی گاز، باعث افزایش نفوذ مولکولی گاز از ماتریکس به سمت شکاف شده و به تناسب آن میعانات بیشتری در شکاف ها تشکیل می شود.

از آنجا که در مخازنی که شامل سیالات گاز میعانی بسیار غنی هستند، تشکیل و تجمع بیش از حد میعانات در داخل مخزن، می تواند قابلیت تولید مخزن را به مقدار قابل توجهی کاهش دهد، بررسی تاثیر این موضوع بر نمودارهای چاه ازمایی و تغییر خصوصیات مخزن برای این مخازن از نوع شکافدار، می تواند قابل توجه باشد.

همان طور که در مطالعه یک مخزن گاز میعانی همگن مشخص شد، افزایش عدد موئینگی بخصوص در اطراف چاه، می تواند بر عملکرد این نوع مخازن و بهبود عبورپذیری موثر گاز تاثیر بسزایی داشته باشد.

وجود جریان سه فازی گاز، میعانات و آب در داخل مخزن می تواند مطالعه و مدلسازی این نوع مخازن را با پیچیدگی بیشتری مواجه سازد. بر این اساس در مورد مکانیزم های تولید از مخزن در این شرایط نیز باید مطالعه بیشتری صورت گیرد.