دانلود ترجمه مقاله مطالعه آزمایشگاهی هم کنش ماتریس – شکاف طی تزريق گاز در کربنات

1. چکیده 2. مقدمه 3. مواد و روش تجربی 4. ویژگی های سنگ 5. ویژگی سیالات 6. محیط آزمایشگاهی 7. روش تجربی 8. کسب اطلاعات و پردازش 9. نتایج و بحث و بررسی 10. ریزش اولیه توسط نفت 11. سیلابزنی 12. تزریق گاز ثالثیه 13. نتیجه گیری

مخازن نفتی شکافداری که از نظر فنی بسیار پیچیده تر از مخازن نفت و گاز می باشند، اغلب مقدار قابل توجهی از نفت قابل بازیافت را در داخل ماتریس به دام می اندازند. استخراج این نفت مستلزم آن است که در مورد جابجایی فیزیکی و کنترل تعاملات ماتریس شکاف بیشتر تفکر شود. به عنوان مثال، تزریق گاز امتزاج ناپذیر، یکی از تکنیک های رایج برای بهبود بازیافت نفت از مخازن شکافدار می باشد. با این حال، وجود شکاف ها در این ذخایر به عنوان مسیری با نفوذپذیری بالا بر جابجایی فیزیکی و درنتیجه بازیابی نفت به ویژه در سه فاز همسو (یعنی نمک، نفت و گاز) تاثیر می گذارد. در این مطالعه، در تزريق گاز در حالت ثالثيه با استفاده از نفت توزیع شده بر روی یک نمونه سنگ آهک با قطر 10 میلی متر و با استفاده از تکنیک تصویربرداری میکرو CT، از یک آزمایش دو و سه فاز بهره بردم. هدف این مقاله، مقایسه مقادیر فشار حفره ای بواسطة طیف گستردة اشباع نفت در فضای حفره و دهانة شکاف می باشد. تفسیر تصاویر ریز مقیاس، به درک دقیق نقشة پیکره بندی های سیال در فضای حفره در ماتریس و شکاف کمک می کند. این نقشه ها به وضوح ارتباط پراکندگی پدیده در جابجایی سیال شکاف، تحت فرآیندهای جریان سه فاز را نشان می دهند. نمودار اشباع در طی دوره تزریق گاز نشان می دهد که ابتدا آب نمک تولید می شود، ازینرو می توان گفت که این فاز بسیار مهم می باشد. پس از افزایش جریان گاز، گازی که با فشار موئینگی کافی به دست آمده به مناطق حاوی نفت که در آن لایه های نفت در حال شکل گیری و اتصال دوباره به فاز نفت هستند، هجوم می برند. لایه های نفت اجازه می دهد تا با هر بار افزایش جریان گاز، نفت بیشتری تولید شود. لایه های نفت در جریان های با سرعت کمتر، ضخیم تر می باشد و با افزایش تعداد مویرگ ها ضخیم تر می شوند. بطور کلی، مشخص شد که عمدتاً با افزایش اشباع نفت، جابجایی نفت با اتصال نفت بی ظرف در پی تحول قطرات تله نفت و اتصال مجدد به ماتریس به دست می آید، در حالی که در نفت با اشباع پایین تر، جابجایی نفت بواسطة ثبات و اتصالات هیدرولیکی لایه های انتشاریافته نفت صورت گرفته و موجب حفظ پایداری فاز نفت از ماتریس تا شکاف می شود.

Fractured oil reservoirs, which are among the most technically complicated oil and gas reservoirs, often trap significant amounts of recoverable oil within the matrix. Extraction of this oil requires a better insight of the main displacement physics controlling matrix-fracture interactions. Immiscible gas injection, for example, is one of the common techniques used to improve oil recovery from fractured reservoirs. However, the presence of fractures in such reserves as a high permeable path impacts the displacement physics and consequently the oil recovery, especially where three phases (i.e., brine, oil, and gas) coexist. In this study, I performed a set of two- and three-phase experiments under tertiary gas injection using spreading oil on a fractured 10-mm diameter limestone rock sample by utilizing micro-CT imaging technique. The aim is to compare pore fluid occupancies under a wide range of oil saturations within the pore space and the fracture openings. Interpretation of the micro-scale images helps to capture a detailed map of the fluid arrangements within the pore space in the matrix and the fracture. These maps clearly demonstrated the relevance of spreading phenomena to fluid displacements in the fracture undergoing three-phase flow processes. The saturation profile over the course of the gas injections showed that brine was predominately produced first since it was the most well-connected phase. After increasing the gas flow rate, the gas obtained sufficient capillary pressure to invade areas containing trapped oil at which point oil layers began to form and re-connect the oil phase. The oil layers allowed the further production of oil with each incremental increase in gas flow rate. Oil layers were seen to be thicker at lower flow rates and became progressively thinner with increased capillary number. Overall, it was found that, at higher oil saturations, the displacement of oil was predominantly achieved by the connectivity of the bulk oil after the evolution of the reconnected trapped oil blobs in the matrix, whereas at lower oil saturations, the displacement of oil was governed by the stability and the hydraulic connectivity of the spreading oil layers that maintained the continuity of the oil phase from the matrix to the fracture.