بررسی روش ارزیابی تعیین سطح تماس سیالات با استفاده از ترمودینامیک تعادل فازی و برگشت‌ناپذیر در ستون هیدروکربوری محیط‌های متخلخل؛ مطالعه موردی در یکی از مخازن اشباع شکاف‌دار جنوب غربی ایران

تعیین سطح تماس سیالات یکی از چالش‌های برنامه‌ریزی توسعه میدان و مدیریت مخزن است. از دیدگاه ترمودینامیکی سطح تماس گاز نفت عمقی است که بیشترین تغییرات ترکیب سیال وجود دارد، به‌طوری‌که در آن عمق یک ناپیوستگی به‌علت تغییر فاز آنی در سطح تماس رخ می‌دهد. این تغییر فاز آنی به ‌واسطه نیروهای گرانشی، شیمیایی و حرارتی می‌تواند باشد. در این پژوهش، سه نمونه نفت خام از مخزن نفتی آسماری در یکی از میادین که از نوع شکاف‌دار است، مورد ارزیابی قرار گرفته است. نمونه‌های هر سه چاه دارای عمق مبنا و در شرایط بالای نقطه حباب ناحیه نفتی اخذ شده‌اند. این پژوهش به‌صورت کاربردی به ترکیب خواص سیال و شبیه‌سازی گرادیان ترکیبی برای کاهش ریسک پیش‌بینی سطح تماس سیالات بدون نیاز به چاه جدید یا چاه پایلوت پرداخته است. در هر سه نمونه سطح تماس گاز– نفت به‌صورت واضح به‌دست آمده، به‌طوری‌که در بهترین مدل‌های ترمودینامیکی عمق سطح تماس گاز نفت محاسبه شده به‌ترتیب 1، 13، 75 و ft 73 با عمق سطح تماس گاز– نفت به‌روش لایه آزمایی سازند اختلاف دارند. در نهایت، نتایج این مطالعه نشان می‌دهد که روش‌های ترمودینامیکی قابل اعتماد و مقرون به‌صرفه برای کاهش عدم اطمینان برای تخمین یا تعیین سطح تماس سیالات و کاهش ریسک پروژه‌های توسعه میدان هستند. در نتیجه، این ‌روش برای هر زمان که اطلاعات خواص سیال معتبر از مخازن اشباع همگن و شکاف‌دار در دسترس باشد، توصیه می‌شود.

Evaluation of the Fluid Contact Estimation Using Phase Equilibrium and Irreversible Thermodynamics in The Hydrocarbon Column of Porous Media; A Case Study in Oil Fractured Saturated Reservoir in the Southwest of Iran

Determining fluid contact is one of the challenges of field development planning and reservoir management. From the thermodynamic point of view, the gas – oil contact depth there that the greatest changes in composition, so that the depth of discontinuity due to the instantaneous phase change occurs in the fluid contact. This instantaneous phase change is caused by gravitational, chemical and thermal forces. In this study, three crude oil samples from the Asmari oil fractured reservoir were evaluated in one of the fields. Samples of all three wells have datum depth, and they were obtained at above oil bubble point conditions. This study applied the combination of fluid properties and compositional gradient simulations to reduce the risk of fluid contact without the need for a new well or pilot well. In all three samples, the gasoil contact was clearly obtained, so that in the best thermodynamic models the depth of gasoil contact was calculated 1, 13, 75 and 73 feet respectively, is different with gasoil contact depth by formation testing method. Finally, the results of this study will document that CGS is reliable and costeffective for reducing fluid contact uncertainties and derisking field development projects. Consequently, this method is recommended whenever credible PVT data are available from homogeneous and fractured saturated reservoirs.