Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Mối Quan Hệ Giữa Chỉ Số Điện Trở, Áp Suất Mao Quản và Độ Thấm Tương Đối
Tóm tắt
Người ta đã biết rằng ba tham số quan trọng, điện trở suất, áp suất mao quản và độ thấm tương đối, đều là hàm của độ bão hòa chất lỏng trong một môi trường rỗng. Điều này cho thấy có thể có mối tương quan giữa ba tham số này. Đã có nhiều công trình nghiên cứu về cách suy luận độ thấm tương đối từ dữ liệu áp suất mao quản. Tuy nhiên, tài liệu nghiên cứu về mối quan hệ giữa chỉ số điện trở, áp suất mao quản và độ thấm tương đối vẫn còn hạn chế. Các mô hình đại diện cho những mối quan hệ này đã được đề xuất trong nghiên cứu này, bao gồm cả một mô hình mới liên kết độ thấm tương đối và áp suất mao quản. Một số mô hình đã được xác minh bằng dữ liệu thực nghiệm lần đầu tiên. Đã cho thấy rằng hai tham số còn lại có thể được xác định bằng cách sử dụng những mô hình này nếu một trong ba tham số (áp suất mao quản, độ thấm tương đối và điện trở suất) được biết. Sử dụng phương pháp này, sẽ có khả năng nhanh chóng thu được một phân phối về các đặc tính áp suất mao quản và độ thấm tương đối như một hàm của độ sâu và vị trí trên toàn bộ bể chứa.
Từ khóa
#điện trở suất #áp suất mao quản #độ thấm tương đối #môi trường rỗng #mô hình tương quanTài liệu tham khảo
Amyx J.W., Bass D.M. Jr, Whiting R.L.: Petroleum reservoir engineering-physical properties. McGraw-Hill Book Company, New York (1960)
App J.F., Burger J.E.: Experimental determination of relative permeabilities for a rich gas/condensate system using live fluid. SPE Reserv. Eval. Eng. 12(2), 263–269 (2009)
Archie G.E.: The electrical resistivity log as an aid in determining some reservoir characteristics. AIME Petroleum Tech. 5, 1–8 (1942)
Bennion B.D., Bachu S.: Drainage and imbibition relative permeability relationships for supercritical CO2/brine and H2S/brine systems in intergranular sandstone, carbonate, shale, and anhydrite rocks. SPE Reserv. Eval. Eng. 11(3), 487–496 (2008)
Brooks R.H., Corey A.T.: Properties of porous media affecting fluid flow. J. Irrig. Drain. Div. 6, 61 (1966)
Burdine N.T.: Relative permeability calculations from pore size distribution data. Trans. AIME. 198, 71 (1953)
Corey A.T.: The interrelation between gas and oil relative permeabilities. Prod. Mon. 19, 38 (1954)
Dria D.E., Pope G.A., Sepehrnoori K.: Three-phase gas/oil/brine relative permeabilities measured under CO2 flooding conditions. SPE Reserv. Eng. 20184, 143–150 (1993)
Kamath, J.: Evaluation of accuracy of estimating air permeability from mercury injection data. In: SPE paper 18181, presented at the 63rd annual technical conference and exhibition of SPE. Houston, TX, 2–5 Oct 1988
Kumar, V., Pope, G.A., Sharma, M.M.: Improving the gas and condensate relative permeability using chemical treatments. In: SPE 100529, SPE gas technology symposium, Calgary, Alberta, 15–17 May 2006
Li, K.: Calculation of gas-water relative permeability from resistivity and the comparison with experimental data. GRC Trans. V. 30 (2006)
Li, K.: A new method for calculating two-phase relative permeability from resistivity data in porous media. Trans. Porous Media (2007). doi:10.1007/s11242-007-9178-4
Li K., Firoozabadi A.: Phenomenological modeling of critical condensate saturation and relative permeabilities in gas condensate systems. SPEJ. 5(2), 138–147 (2000)
Li, K., Horne, R.N.: An experimental and theoretical study of steam-water capillary pressure. SPEREE. 477–482 (2001)
Li K., Horne R.N.: Experimental study of gas slippage in two-phase flow. SPEREE. 7(6), 409–414 (2004)
Li, K., Horne, R.N.: Comparison of methods to calculate relative permeability from capillary pressure in consolidated water-wet porous media. Water Resour. Res. 42, W06405 (2006). doi:10.1029/2005WR004482
Li, K., Williams, W.: Determination of capillary pressure function from resistivity data. Trans. Porous Media (2006). doi:10.1007/s11242-006-0009-9
Longeron, D.G., Argaud, M.J., Bouvier, L.: Resistivity index and capillary pressure measurements under reservoir conditions using crude oil, SPE 19589. In: Proceedings of the 1989 SPE annual technical conference and exhibition. San Antonio, TX, 8–11 Oct (1989)
Ma, S., Jiang, M., Morrow, N.R.: Correlation of capillary pressure relationships and calculations of permeability. In: SPE 22685, presented at the SPE annual technical conference and exhibition, Dallas, TX, 6–9 Oct 1991
Mualem Y.: A new model for predicting the hydraulic conductivity of unsaturated porous media. Water Resour. Res. 12(3), 513 (1976)
Papatzacos, P., Skjæveland, S.M.: Relative permeability from capillary pressure, In: Presented at the SPE annual technical conference and exhibition, San Antonio, TX, 29 Sept–2 Oct 2002
Pirson S.J., Boatman E.M., Nettle R.L.: Prediction of relative permeability characteristics of intergranular reservoir rocks from electrical resistivity measurements. J. Petroleum Technol. 16(5), 561–570 (1964)
Purcell W.R.: Capillary pressures-their measurement using mercury and the calculation of permeability. Trans. AIME 186, 39 (1949)
Richardson J.G., Kerver J.K., Hafford J.A., Osoba J.S.: Laboratory determination of relative permeability. Trans. AIME 195, 187 (1952)
Sanyal, S.K.: The effect of temperature on electrical resistivity and capillary pressure behavior of porous media. Ph.D. report Stanford, University, Stanford, California (1972)
Szabo M.T.: New methods for measuring imbibition capillary pressure and electrical resistivity curves by centrifuge. SPEJ. 14(3), 243–252 (1974)
Welge H.J.: A simplified method for computing oil recovery by gas or water drive. Petroleum Trans. AIME 195, 91–98 (1952)
Wells, J.D., Amaefule, J.: Capillary pressure and permeability relationships in tight gas sands. In: 1985 SPE/DOE paper 13879, low permeability gas reservoir symposium, pp. 293–302 (1985)