مقایسه انواع مدل‌های محاسبه تراوایی براساس قطر گلوگاه حفرات در سازندهای دالان و کنگان، بخش مرکزی خلیج فارس

تراوایی سیالات از جمله مهم‌ترین پارامترهای ارزیابی مخزن است. در این مطالعه، تراوایی محاسبه‌ شده از مدل‌های پیش‌بینی تراوایی مختلف، با تراوایی مغزه در یکی از میادین هیدروکربنی بخش مرکزی خلیج‌فارس مقایسه شده است. مدل‌های استفاده‌ شده در این مطالعه شامل وینلند، سوآن‌سون، پیت‌من و داستی‌دار است. همچنین، 50 نمونه آزمایش تزریق جیوه مربوط به سازندهای دالان و کنگان استفاده‌ شده است. پس از مقایسه برازشی مقادیر تراوایی پیش‌بینی شده با تراوایی واقعی حاصل از مغزه، مدل‌های تراوایی سوآن‌سون و وینلند به‌ترتیب بهترین نتایج را برای سازندهای کربناته کنگان و دالان نشان دادند. مدل سوآن‌سون برخلاف سایر مدل‌ها فاکتور مهم قطر موثر گلوگاه‌ها در تروایی را در نمودار تزریق جیوه در نظر گرفته است که نقش تعیین‌کننده‌ای در مقدار تراوایی دارد. از آنجا که در محیط‌ های کربناته ارتباط مشخصی بین مقدار تخلخل و تراوایی وجود ندارد، مدل‌هایی که تخلخل را به‌عنوان یکی از عوامل در نظر گرفته‌اند در مقایسه با مدل سوآن‌سون که در نظر نگرفته است دقت کم‌تری دارند. نوع لیتولوژی (کربناته یا ماسه‌سنگی) مخزن به‌سبب تفاوت در رخساره‌ها و در نتیجه، رفتار پتروفیزیکی سنگ، نقش تعیین کننده‌ای در مدل ساخته‌شده دارد. در نتیجه، در دقت تراوایی موثر است به گونه‌ای که مدلی که با شرایط کربناته کالیبره شده است بهترین پیش‌بینی را نسبت به مدل‌های دیگر که در شرایط آواری و یا هردو کالیبره شده‌اند، نشان می‌دهد.

Comparison of Different Types of Permeability Estimation Models Based on PoreThroats Diameter in Dalan and Kangan Formations, the Central Persian Gulf

Fluid permeability is one of the most important parameters in reservoir characterization. In this study, permeability calculated from different models and compared with the laboratory measured permeability in a hydrocarbon field in the central part of the Persian Gulf. The permeability models used in this study include Winland, Swanson, Pittman, and Dastidar. In this analysis, 50 mercury injection experiments from Dalan and Kangan formations were used. Conclusions indicate that Swanson and Winland permeability models are the best reservoir permeability prediction models for the Kangan and Dalan carbonate formations, respectively. Swanson’s model unlike other models considers the effects of pore throats in mercury injection curve as the main factor, which it has a key role in permeability prediction. In carbonate environments, there is not specific relation between porosity and permeability. Therefore, models that considered porosity as a factor for permeability prediction show less accuracy. The reservoir’s lithology (carbonate or clastic), because of the different facies and lithology, have various petrophysical features. In this manner, the models that have been calibrated based on carbonates lead to a better prediction in the carbonates in comparison with models which calibrated based on clastic or both.