تخمین تراوایی مخازن گازی کربناته با استفاده از نگار تشدید مغناطیسی هسته‌ای (nmr) و شاخص منطقه جریانی حاصل از امواج استونلی (fzi- استونلی)

تراوایی یکی از مهم‌ترین پارامترهای مخزنی برای توسعه و گسترش مخزن است که نشان‌دهنده قابلیت سنگ مخزن در انتقال سیال‌هاست. به علت ناهمگن بودن مخزن، تخمین تراوایی همیشه با خطای زیادی همراه است. برای محاسبه تراوایی، این مقاله به دو بخش کلی تقسیم شده است. در بخش اول، با استفاده از نگار تشدید مغناطیسی هسته‌ای ((nmr گروه­های آرامش معادل واحدهای جریان هیدرولیکی یا hfu) تعیین شدند. مزیت این روش، حل مشکل خاصیت ناهمگن بودن مخزن است. در ادامه، تراوایی برای هر یک از گروه­های آرامش با استفاده از شاخص منطقه جریانی (fzi) از طریق داده‌های استونلی به دست آمد. بدین صورت که در ابتدا تفسیر پتروفیزیکی توسط نگار‌های پتروفیزیکی صورت گرفت و میزان سرعت موج استونلی در ماتریکس سنگ با استفاده از نمودار متقاطع (عرضی) و روابط ریاضی تعیین شد. سپس با استفاده از داده­های مغزه و خروجی ارزیابی پتروفیزیکی، فاکتور شاخص تطابق (imf)  برای کانی­های مختلف هر گروه آرامش محاسبه گردید و در نهایت با استفاده از روابط ریاضی، مقدار کمّی تراوایی با کمک مفهوم واحدهای جریان هیدرولیکی به طور پیوسته برای هریک از گروه­های آرامش محاسبه شد. در این مطالعه برای هر کانی چند فاکتور شاخص تطابق مشخص شده است، به این صورت که ابتدا رخساره­ها (واحدهای جریان هیدرولیکی) را مشخص نموده و بر اساس واحدهای جریان هیدرولیکی برای هر کانی imf های مختلف به دست آمده است. مزیت اصلی روش فوق این است که با ثبت خاصیت ذاتی موج استونلی که متاثر از تراوایی است، می‏توان یک نگار پیوسته از تغییرات تراوایی در سرتاسر چاه تهیه کرد که خاصیت ناهمگن بودن مخزن را نیز در نظر می‌گیرد.

Estimation of Permeability of Carbonate Gas Reservoirs Using Nuclear Magnetic Resonance (NMR) Log and FZI-Stonley Method

Permeability is one of the most important reservoir parameters for reservoir expansion , indicating the ability of reservoir rock to convey fluid. Due to the heterogeneity of the reservoir, the permeability estimation is always calculated with a large error. To calculate permeability, this paper is divided into two general sections. In the first part, NMR relaxation groups(equivalent to hydraulic flow units or HFUs) were determined using nuclear magnetic resonance logs. The advantage of this method is to overcome the heterogeneous property of the reservoir. Relaxation groups were obtained using the FZIStonley method, in which petrophysical interpretation was first performed by petrophysical logs, and the rate of stoneley wave velocity in the rock matrix was determined using intersecting logs and mathematical relationships. The advantage of this method is to overcome the heterogeneous property of the reservoir. Then, permeability was obtained for each of the relaxation groups using FZIStoneley method. This is how petrophysical interpretations were first made by petrophysicals and the velocity of the Stonley wave in the rock matrix was determined using intersecting diagrams and mathematical relationships. Then, using core data and petrophysical evaluation outputs, the adaptation index factor for different minerals of each relaxation group was calculated and finally, using mathematical equations, the quantitative permeability was determined continuously for each of the hydraulic flow units concept. Relaxation groups were calculated. In this study, several IMFs were identified for each mineral, thus identifying facies (hydraulic flow units) and based on the hydraulic flow units for each mineral, different IMFs are obtained. The main advantage of the above method is that by recording the intrinsic property of the Stonley wave affected by the permeability, a continuous log of the permeability changes across the well can be obtained which also considers the heterogeneity of the reservoir.