ارزیابی تاثیر ناهمگنی بر تغییرات تخلخل در فشارهای مخزنی سازندهای کنگان و دالان در بخش مرکزی خلیج‌‌فارس

افزایش تخلخل و تراوایی سنگ‌های مخزنی در شرایط سطحی به‌سبب کاهش فشار روباره، سبب می‌شود تا مقدار هیدروکربن برجا بیشتر از مقدار واقعی آن محاسبه گردد. در این مطالعه، تاثیر فشارهای مخزنی بر تغییرات تخلخل سازندهای کربناته کنگان و دالان در بخش مرکزی خلیج‌فارس موردبررسی قرارگرفته است. تخلخل و تراوایی 111 نمونه پلاگ در فشارهای روباره 7/14، 2200، 3700، 5000 و psi 5700 اندازه‌گیری شد. با اعمال حداکثر فشار، میزان تخلخل در اغلب نمونه‌ها تا 2% کاهش می‌یابد. رفتار تخلخل نمونه‌ها در برابر فشار در نمونه‌های مختلف، متفاوت بود و در نتیجه نمونه‌ها به‌دسته‌های همگن‌تر تقسیم شدند. به منظور ارزیابی ناهمگنی و بررسی دقیق این رفتار، در این مطالعه از شناخته‌شده‌ترین روش‌های تعیین گونه‌سنگی شامل وینلند، شاخص منطقه جریان، لوسیا و محدوده داده تخلخل و تراوایی استفاده ‌شد. تغییرات تخلخل در برابر فشار برای هر نمونه رسم گردید و رابطه‌ کاهش میزان تخلخل با افزایش فشار برای هر نمونه تعریف شد. با توجه به اینکه هدف این مطالعه بررسی چگونگی تغییرات تخلخل در برابر فشار است، شیب‌خط حاصل به‌عنوان شاخص تغییرات در نظر گرفته ‌شد و نمونه‌هایی با شیب یکسان به‌عنوان نمونه‌های مشابه در نظر گرفته شدند. به‌عبارت دیگر، چنانچه آهنگ تغییرات تخلخل در نمونه‌ها با تغییرات فشار یکسان بود، این نمونه‌ها در این مطالعه مشابه هم درنظر گرفته ‌شدند. سپس، ضریب تغییر به‌عنوان شاخص پراکندگی شیب خطوط، در هر گونه سنگی محاسبه‌ شد. نتایج حاصل از روش‌های گوناگون تعیین گونه‌سنگی نشان داد که بهترین روش‌ها برای ارزیابی ناهمگنی آزمایش‌ تغییر تخلخل با فشار، به‌ترتیب کارایی عبارت‌ از شاخص منطقه جریان، محدوده تراوایی، وینلند و لوسیا هستند. این امر به‌سبب تاثیر هم‌زمان تخلخل و تراوایی در فرمول محاسبات این روش‌ها است.

Effect of Heterogeneity Evaluation on Porosity Changes at Reservoir Pressures, Kangan and Dalan Formations, the Central Persian Gulf

Porosity and permeability of reservoir rocks increase due to the significant pressure drop at surface condition, accordingly this leads to overestimation of volume of hydrocarbons in place. In this study, the effect of overburden pressures on the porosity changes of Kangan and Dalan carbonate formations in the central part of the Persian Gulf has been investigated. Porosity and permeability of 111 plug samples were measured at pressures of 14.7, 2200, 3700, 5000 and 5700 psi. Porosity decreases up to 2 % by increasing up to maximum pressure. Samples react to pressure changes differently; and therefore, they justified into various groups. To evaluate the effect of heterogeneity and complete understanding of these reactions, the most acceptable methods of Winland, flow zone indicator, Lucia, porosity and permeability ranges have been used. The changes in porosity against pressure were plotted for each sample and the equation of decreasing the porosity by increasing pressure was defined. The purpose of this study is considering the changes in porosity by increasing the pressures; and therefore, the resulting line slope was considered as an index of changes, and samples with the same slope were considered as similar samples. In other words, if the rate of porosity change versus pressure is similar, the samples have been assumed as similar ones. Afterwards, the coefficient of variation was calculated as the index of line slopes’ dispersion. The results of various rock typing methods indicated that the best methods for evaluating the heterogeneity of porosity change with pressure, are flow zone index, permeability range, Winland and Lucia, respectively.