بررسی المان حجمی نماینده برای تخمین پارامترهای پتروفیزیکی و دوفازی در فرآیند تزریق آب با استفاده از فیزیک سنگ دیجیتال

تعیین المان حجمی نماینده از اهمیت بالایی برخوردار است. این چالش در تعریف المان حجمی نماینده به‌دلیل ضرورت تعیین دقیق ویژگی‌های پتروفیزیکی نمونه‌های متخلخل، نقش بسیار حیاتی ایفا می‌کند. در این تحقیق، روش‌های فیزیک سنگ دیجیتال برای تعیین المان حجمی نماینده در نمونه‌ای ماسه‌سنگی استفاده شد. ابتدا، با استفاده از الگوریتم‌های پردازش تصویر از جمله حذف نوفه، تقسیم‌بندی و برش، 10 زیرنمونه به‌صورت منظم از نمونه اصلی استخراج شد. ویژگی‌های پتروفیزیکی و خواص جریان دوفازی آب-نفت از جمله میزان تخلخل موثر، تخلخل کل، پیچش، تراوایی مطلق، تراوایی نسبی، میزان نفت باقی‌مانده، بیشینه تراوایی نسبی آب و نقاط تلاقی در نمودارهای تراوایی نسبی آب و تراوایی نسبی نفت برحسب اشباع آب برای هر زیرنمونه با استفاده از پردازش تصویر و مدل‌سازی شبکه حفرات محاسبه شد. با رسم نمودارهای مختلف برای پارامترهای مختلف بر حسب اندازه زیرنمونه‌ها، المان حجمی نماینده تقریباً 6003 تعیین شد. انتخاب مناسب المان حجمی نماینده دقت مدل‌سازی و شبیه‌سازی را افزایش می‌دهد و درعین‌حال در مطالعات، هزینه و زمان را کاهش می‌دهد. این نتایج نشان می‌دهند که استفاده از روش‌های فیزیک سنگ دیجیتال برای تعیین المان حجمی نماینده جهت تحلیل‌های بیشتر اهمیت بسیار زیادی دارد. انتخاب نادرست آن ممکن است به نتایج غلط در فرآیند های دینامیک مانند شبیه سازی فرآیند تزریق آب در مقیاس بینجامد. در مقایسه با دیگر روش‌های تعیین المان حجمی، در این روش از خواص دینامیکی علاوه‌بر خواص استاتیکی استفاده شده است و در پایان نتایج به‌دست آمده برای هر خصوصیت با یکدیگر مقایسه شده است که موجب برتری این روش نسبت به سایر روش‌ها می‌باشد.

analyzing the representative elementary volume for estimating petrophysical and two-phase parameters in water-flooding process using digital rock physics

determining the representative elementary volume (rev) is crucial for accurately assessing the petrophysical properties of porous samples. this study used digital rock physics methods on a sandstone sample to establish the rev. the process involved extracting 10 subsamples from the original sample using image processing techniques like denoising and segmentation. petrophysical and two-phase flow properties such as effective porosity, total porosity, tortuosity, effective permeability, relative permeability, residual oil saturation, maximum water relative permeability, intersection points in relative permeability curves for water and oil, as well as the average pore radius, average throat radius, and coordination number were calculated for each sub-sample using image processing and pore network modeling. the rev was estimated to be around 6003, which helps in improving modeling accuracy and reducing costs and time in studies. this highlights the importance of digital rock physics in determining rev for further analysis.