دانلود ترجمه مقاله مدل سازی تزریق دی اکسید کربن در گچ بواسطه مکانیزم های انتقال شکاف/ ماتریس

1.چکیده 2. مقدمه 3. داده های آزمایشگاهی PVT و مدل سازی EOS 4. آزمایشات سیلابزنی CO2 5. مدل سازی ترکیبی آزمایش های STO و نفت آزمایشگاهی 6. مطابقت داده های تجربی 7.نتیجه گیری

تمرکز اصلی این مقاله است تا با ارائه نتایج تجربی و شبیه سازی به توصیف تزریق دی اکسید کربن (CO2) در نمونه گچی بپردازد که در آن بین شبکه ماتریس و شکاف در شرایط مخزن ارتباط وجود دارد. بر اساس این آزمایشات، شبیه سازی مدل ها برای ایجاد تشابه با پدیده های اصلی انتقال، از جمله پدیدة نفوذ که از اهمیت ویژه ای برخوردار است، صورت گرفت. اولین آزمایش بر روی مغزه گچی عمودی رخنمون سیجرسلو انجام شد که در آن تنها یک «شکاف» در حفره مرکزی در امتداد مغزه وجود داشت. در ابتدا هم ماتریس و هم شکاف در شرایط مخزن از نفت خام غیر فرار دریای شمال (STO) اشباع شدند. هنگامی که شرایط اولیه ایجاد شد، CO2 از بالای شکاف تزریق و از پایین آن نفت تولید شد. CO2 تزریق شده در نفت در ماتریس انتشار یافته و نفت را متورم نمود. هنگامی که نفت موجود در شکاف تخلیه شد، ماتریس با نرخ پایین نفت شکاف را تامین می کند. اولین آزمایش پس از تزریق حدود 24 خلل وفرج تزریق پایان یافت PVinj>10)). آزمایش دوم بطور مشابه انجام شد، اما به جای نفت خام غیر فرار از نفت آزمایشگاهیn-C10 استفاده شد. نفت آزمایشگاهی و CO2 در شرایط مخزن با چگالی بسیار مشابهی انتخاب شدند و این امر موجب انتقال همرفتی ناشی از نیروی ثقلی (دارسی) را به حداقل و تاثیر نفوذ را به حداکثر می رساند. مدلسازی ما بواسطة شبیه ساز ترکیبی مخزن انجام شد. برای برآورد مناسب ویژگی های فازی و حجمی مخلوط های CO2 در سیستم های STO و n-C10 از مدل معادلة حالت تنظیم شده (EOS) استفاده کردیم.بمنظور بمنظور تناسب با داده های تجربی، از تطبیق تاریخی خودکار استفاده شد. شبیه ساز تجاری مخزن می تواند مجدد نتایج آزمایشگاهی را ارائه نماید. برای مطابقت با داده های تجربی تولید نفت با ضرایب تنظیمی نفوذ نفت و گاز از شبیه سازی های عددی استفاده شد. همخوانی خوبی میان مدل عددی و داده های تجربی بوجود آمد. در سیستم n-C10، دریافتیم که نتایج حساسیتی نسبت به قابلیت نفوذپذیری عمودی ندارند و تأیید شد که جابجایی به وسیله نفوذ غالب می شود نه شار همرفتی. دقت مدل سازی فرآیندهای تحت نفوذ در سیستم گچی شکافدار بواسطة CO2 در شرایط مخزن تائید شد. درسی که از جریان کار تجربی و مدل سازی حاصل از این مطالعه آموختیم، گام مهمی در جهت مدل سازی سیستم گچی شکافدار/ مخزن نفت واقعی تحت تزریق CO2 می باشد.

The main focus of this paper is to present experimental and simulation results that describe carbon dioxide (CO2) injection in a chalk sample with fracture/matrix interaction at reservoir conditions. On the basis of the experiments, simulation models were built to mimic the main transport phenomena, including diffusion, which was found to be particularly important. The first experiment consisted of a vertically oriented Sigerslev outcrop chalk core, where a single “fracture” was represented by a centralized hole along the core. Both matrix and fracture were initially saturated with a North Sea stock-tank oil (STO) at reservoir conditions. Once the initial conditions were established, CO2 was injected from the top of the fracture and the oil was produced from the bottom. Injected CO2 diffused into the oil in the matrix and swelled the oil. Once the oil in the fracture was drained, the matrix fed the fracture with oil at decreasing rates. The first experiment lasted up to approximately 24 pore volumes injected (PVinj). The second experiment is similar, but laboratory oil n-C10 was used instead of STO. Laboratory oil and CO2 have very similar densities at the chosen reservoir conditions, which minimizes gravity-driven convective (Darcy) transport and maximizes the effect of diffusion. Our modeling was conducted with a compositional reservoir simulator. We developed and used a tuned equation-of-state (EOS) model that accounts for proper estimation of the phase and volumetric properties for CO2 mixtures in the STO and n-C10 systems. Automated history matching was used to fit the experimental data. A commercial reservoir simulator could reproduce laboratory results adequately. Numerical simulations were conducted to match experimental oil-production data by tuning the oil- and gas-diffusion coefficients. Good agreement between the numerical model and the experimental data was obtained. For the n-C10 system, we found that the results were not sensitive to vertical permeability, confirming displacement was dominated by diffusion rather than convective flux. Verifying the accuracy of modeling the diffusion-dominated processes in a fractured chalk system with CO2 at reservoir conditions has been accomplished. The lesson learned from the experimental and modeling work flow obtained from this study becomes an important step toward modeling an actual fractured chalk/reservoir-oil system undergoing CO2 injection.