ماهنامه اکتشاف و تولید نفت و گاز
پیاپی 80 (تیر 1390)

تراوایی یکی از مهم ترین خصوصیات مخازن هیدروکربوری است. درک دقیقی از تراوایی، ابزار سودمندی در دست مهندسان نفت به منظور مدیریت فرآیند تولید از یک میدان قرار می دهد. اغلب، تراوایی یک سازند با استفاده از روش های مغزه گیری یا ارزیابی داده های چاه آزمایی محاسبه می شود. روش های آنالیز مغزه و داده های چاه آزمایی اغلب بر روی تعداد کمی از چاه های یک میدان صورت می پذیرد، در حالی که بخش اعظمی از چاه ها تحت عملیات چاه نگاری قرار می گیرند. در این مقاله سعی شده تا ضمن معرفی ساختار و عملکرد شبکه های عصبی مصنوعی، به تخمین تراوایی با استفاده از این روش پرداخته شود. به کمک شبکه عصبی مصنوعی می توان تراوایی را با دقت قابل قبولی از داده های ورودی چاه نگاری تخمین زد. در این تحقیق با استفاده از تعدادی مغزه از سه چاه مخزن میشریف، چگونگی طراحی شبکه های عصبی و تخمین تراوایی با استفاده از داده های چاه نگاری و تعمیم نتایج به یک چاه بدون مغزه دیگر مورد ارزیابی قرار می گیرد. نتایج این پژوهش نشان می دهد که استفاده از روش شبکه عصبی در تخمین و تعمیم تراوایی یک مخزن هیدروکربوری از دقت بیشتری برخوردار است و نسبت به روش آماری رگرسیون خطی چندگانه به نتایج حاصل از تعیین تراوایی با استفاده از روش مغزه-گیری نزدیک تر است.

هدف از این مطالعه تعیین موقعیت نقاط با تراکم شکستگی بالا، در میدان نفتی مارون با روش غیر مستقیم می باشد و برای این منظور از داده های هرزروی گل حفاری و اطلاعات مهندسی مخزن استفاده شده است. بر اساس خصوصیات پتروفیزیکی و اطلاعات فشاری، مخزن آسماری این میدان به ترتیب به پنج زون تولیدی و هشت بخش تقسیم شده است. اطلاعات هرزروی گل، شاخص بهره دهی و اطلاعات فشار هیدرواستاتیک ته چاه به ترتیب در 40 و 34 و 20 حلقه چاه از این میدان در زون های تولیدی مختلف توسط نرم افزار ترسیم گردید. نتایج حاصله انطباق خوبی را بین داده های هرزروی گل، شاخص بهره دهی و فشار هیدروستاتیک در ناحیه خمش تاقدیس مارون و حضور شکستگی ها در این بخش نشان می دهد، به طوری که در چاه های واقع در بخش میانی میدان و همچنین ناحیه خمش تاقدیس؛ هرزروی بالا و همچنین شاخص بهره دهی و فشار بالا مشاهده می شود. علاوه بر این، نقشه های شاخص تراوایی حداکثر مقدار تراوایی را در دو جهت افقی و قائم در نواحی شمال شرقی، در محل خمش و در قسمتی از یال جنوبی ساختمان در زون یک نشان می دهد که موید وجود ارتباط قائم بین شکستگی های موجود در این مخزن می باشد. تحلیل داده های هرزروی گل حفاری و مهندسی مخزن بیانگر این مطلب است که بیشترین تراکم شکستگی ها، در بخش خمش یافته میدان نفتی مارون می باشد.

این مطالعه از آزمایش های ژئوشیمیایی گاز برای تعیین منشا چشمه گازی مشتعل گزارش شده در شهرک نوشین ارومیه در شمالغرب ایران استفاده شده است. بخش عمده ترکیب این چشمه گازی متان میباشد. با مقایسه نتایج حاصل از آنالیز این گاز با نتایج نمونه های گازی اخذ شده از چاه های تولیدی میادین گازی جنوب کشور (منبع تامین کننده گاز خط لوله شهری) و دیگر اطلاعات منتشر شده از چشمه های گازی کشورهای آذربایجان و ترکمنستان، منشا این گاز متاژنیک تشخیص داده شد. نمودار ترسیمی ایزوتوپ کربن متان درمقابل اتان نشان میدهد که هیچ گونه مخلوط شدگی گاز بیوژنیک که تصور می شد از رسوبات دریاچه ارومیه و یا ضایعات آب پنیر کارخانه مجاور باشد در آن وجود ندارد. درصد بالای گاز متان در ترکیب چشمه گازی نوشین نسبت به گازهای دیگر به دلیل فرآیند جدایش و تفریق ترکیب درطی مهاجرت در خاک و رسوبات، به واسطه جذب مولکولی در ذرات گل و اختلاف حلالیت است. بر این اساس، گاز خروجی معمولا نسبت به گاز مخازن هیدروکربوری خشکتر میشود. نتایج بررسی ژئوشیمیائی نشان میدهد که منشا گاز خروجی و مشتعل شده در ناحیه نوشین از نشت احتمالی خط لوله گاز شهری و یا احتمالا از زایش و پختگی سازندهای سنگ منشا احتمالی در سری رسوبی ناحیه میباشد.

اولین گام برای برداشت از هر مخزن نفت و گاز، حفر چاه های جدید است. انتخاب مکان چاه بطوری که بهترین نتیجه را ممکن سازد، همواره مورد پرسش محققان بوده است. استفاده از روش های سنتی برای بهینه سازی مکان چاه به علت پیچیدگی های معادلات حاکم بر مخزن، دشوار و در مواردی غیر ممکن است. با کاهش ذخایر زیر زمینی، شرکت های نفتی به سمت تولید صیانتی از مخازن متمایل شده اند. تولید صیانتی، اغلب ناظر بر روش های ازدیاد برداشت به منظور افزایش ضریب بازیافت نفت در مخزن است. در این مطالعه، با استفاده از الگوریتم وراثتی، مکان بهینه چاه های جدید در مخزن به منظور افزایش ضریب بازیافت نفت بررسی شده است. نتایج حاصل نشان می دهد این روش علاوه بر یافتن مکان بهینه چاه ها، باعث کاهش شبیه سازی های لازم نیز می شود.

بیشتر مخازن ایران از نوع کربناته شکافدار بوده و برخی از این مخازن با وجود فشار بالا، تراوایی کافی برای جریان یافتن سیال از مخزن به سمت چاه را ندارند. در صورت عدم تراوایی مناسب در سنگ مخزن، انجام عملیات لایه شکافی می تواند با ایجاد کانالی با قابلیت انتقال و هدایت مناسب، سیال را از مخزن به سمت چاه هدایت نماید. تشخیص و ارزیابی هندسه و ابعاد شکاف ایجاد شده در یک چاه شامل تحلیل داده های قبل، بعد و هنگام انجام عملیات لایه شکافی هیدرولیکی می باشد. اهمیت ارزیابی شکاف ایجاد شده به این دلیل است که چه بسا در یک عملیات لایه شکافی، شکاف مناسب ایجاد شود اما در اثر عوامل مختلف این شکاف بسته شود. روش های تشخیص هندسه شکاف شامل دو دسته روش های مستقیم و غیر مستقیم می باشند که در این مقاله به تفصیل در مورد این روش ها بحث خواهد شد و در ادامه چند مورد از این روش ها که در میادین نفتی جنوب غربی ایران مورد استفاده قرار گرفته، ارائه شده است.

هدف از بهکارگیری سیستم فرازآوری مصنوعی تثبیت فشار جریانی چاه برای استمرار یا افزایش تولید بوده و این مستقل از نوع روش فرازآوری مصنوعی است. با توجه به تفاوتهای فاحش در خصوصیات سیالات مخازن مختلف، تسهیلات فرآورشی موجود و شرایط جغرافیایی حاکم بر هر میدان، روش یا روش های مشخصی از تکنولوژی فرازآوری مصنوعی و بهینه سازی تولید، قابلیت به کارگیری خواهد داشت. در انتخاب تجهیزات فرازآوری برای یک چاه، توجه به اقتصادی بودن ابزار انتخاب شده برای دستیابی به نرخ تولید مطلوب، ضروری است. بررسی فرازآوری برای یک یا گروهی از چاه ها بر اساس مشخصات مخزن انجام میشود. هدف اصلی، تخلیه مخزن با حداقل هزینه میباشد. این هزینه شامل هزینه استهلاک و هزینه عملیات میباشد. در این مقاله به بررسی و ارزیابی روش های مختلف فرازآوری مصنوعی استفاده شده در یکی از میادین مناطق نفتخیز جنوب از بعد اقتصادی پرداخته شده است.