مقایسه نفوذپذیری محاسبه شده توسط چاه‌آزمایی و داده‌های مغزه

یک سوالی که ممکن است پیش بیاید این است که اگر ما نفوذپذیری (permeability) را توسط آنالیز داده‌های فشار گذرا (PTA) محاسبه کنیم و به مقدار مثلاً 2 میلی دارسی برسیم، ولی نفوذپذیری محاسبه شده از طریق داده‌های مغزه به ما عدد 20 میلی دارسی (ده برابر بزرگتر از مقدار چاه‌آزمایی) را نشان دهد، آن گاه در این حالت کدام جواب درست خواهد بود؟ 

جواب: نفوذپذیری محاسبه شده توسط چاه‌آزمایی بهترین جواب را به ما می‌دهد. در حقیقت، مهمترین هدف ما از انجام چاه‌آزمایی تعیین نفوذپذیری مخزن می‌باشد.

تفاوت این دو مقدار گزارش شده در این است که ما در ولتست یک ناحیه وسیعی را مورد بررسی قرار می‌دهیم (از پایین تا بالای مخزن و از چاه تا شعاع بررسی - حدود چند صد فوت)، ولی در مغزه‌گیری فقط دیواره چاه مورد بررسی قرار می‌گیرد و مقیاس کوچکی از مخزن را در نظر گرفته‌ایم (چند اینچ). ضمن اینکه در ولتست ما خواص دینامیکی جریان را نیز وارد اندازه‌گیری‌های خود می‌کنیم که این کار در آنالیز مغزه اتفاق نمی‌افتد.

نفوذپذیری محاسبه شده توسط ولتست، نفوذپذیری موثر می‌باشد که در یک مقیاس بزرگی از مخزن بدست آمده است و ناهمگونی‌های مخزن نیز در نظر گرفته شده است، ولی نفوذپذیری بدست آمده از مغزه، نفوذپذیری مطلق می‌باشد که ممکن است این مقدار طی انتقال مغزه به آزمایشگاه، اثر دما و فشار و چندین عامل دیگر دچاه تغییراتی شود.

تذکر: در چاه‌آزمایی مقدار kh به ما داده می‌شود، بنابراین باید بسیار دقت کنیم که مقدار h را صحیح وارد کنیم. همچنین خواص سیال مانند ویسکوزیته نیز حائز اهمیت است.

منبع: کتاب Stewart + توضیحات یکی از اعضای لینکدین

انواع اسکین (ضریب پوسته)

در فایل زیر که خودم تهیه کرده‌ام، انواع اسکین (Skin) را به صورت اجمالی توضیح داده‌ام. این مواردی را که ذکر کرده‌ام در آنالیز داده‌های چاه‌آزمایی به کار خواهند رفت:

1- اسکین ناشی از آسیب سازند

2- اسکین ناشی از شیب و انحراف چاه از حالت عمودی

3- اسکین ناشی از تکمیل ناقص چاه

4- اسکین ناشی از جریان غیردارسی

5- اسکین دوفازی

6- اسکین سطح شکاف

7- اسکین ناشی از طول بال شکاف هیدرولیکی

8- اسکین در طول گسل

9- اسکین کل (یا ظاهری)

اسکین بر روی شکل نمودار مشتق فشار تأثیر زیادی می گذارد که در پست‌های بعدی حتماً اشاره‌ای به آن خواهم داشت.

برای گردآوری این مطالب از Help نرم افزار ولتست IHS WellTest استفاده کرده‌ام. 

تعداد اسلاید: 25

زبان: انگلیسی

لینک دانلود فایل

مفهوم نیروهای چسبندگی و پیوستگی

نیروی چسبندگی (Adhesive Force):

نیروی جاذبه بین مولکول‌های مایع با سطح جامد را نیروی چسبندگی می‌نامند. دقت شود که این نیرو بین دو مولکول غیرهم‌نوع وجود دارد و باعث می‌شود که دو ماده (مایع و جامد) در کنار یکدیگر قرار بگیرند.

نیروی پیوستگی (Cohesive Force):

نیروی جاذبه بین مولکول‌های مایع (یا جامد) را نیروی پیوستگی می‌نامند. در حقیقت این نیرو بین مولکول‌های هم‌نوع وجود دارد و باعث می‌شود که ماده دارای شکل گردد. برای نمونه نیروی پیوستگی میان مولکول‌های آب باعث می‌شود تا آب در یک ظرف به صورت یکپارچه به نظر برسد.

همان‌طور که در شکل زیر دیده می‌شود:

• نیروهای چسبندگی، بین مولکول‌های جامد و مایع عمل کرده‌اند.
• نیروهای پیوستگی، فقط بین مولکول‌های مایع عمل کرده‌اند.

با توجه به شکل زیر:

• نیروهای چسبندگی باعث شده‌اند که قطرات شبنم بر روی برگ درخت قرار بگیرند.
• نیروهای پیوستگی باعث شده‌اند که آب به صورت یک قطره در بیاید (آب دارای شکل گردیده است)

موازنه مواد در مخزن

مقدمه: یکی از مهمترین موضوعاتی که هر مهندس مخزنی باید بر اون تسلط داشته باشه، «موازنه مواد در مخزن» هست. اگر گرایشتون مهندسی مخزن هست حتما مطالعاتی را در این زمینه داشته باشید تا دید بهتری نسبت به مخزن پیدا کنید.

روش موازنه مواد یکی از ابزارهای پایه‌ای مهندسی مخزن برای بررسی و پیش‌بینی عملکرد مخزن است. در این روش از داده‌های تولید استفاده می‌شود.

معادلات موازنه مواد در مخازن گاز میعانی دارای کاردبردهای فراوانی هستند که مهم‌ترین آن‌ها عبارتند از:

1. تعیین گاز درجای اولیه مخزن (Initial Gas in Place)
2. محاسبه میزان آب ورودی به مخزن (Water Influx)
3. برآورد فشار اولیه مخزن
4. پیش‌بینی عملکرد و بهره‌دهی چاه‌ها

در این میان بهره‌دهی چاه در توسعه مخازن گاز میعانی با نفوذپذیری متوسط و پایین، موضوع مهمی است. اما پیش‌بینی دقیق بهره‌دهی چاه به دلیل نیاز به درک فرایندهای پیچیده‌ای که در نواحی نزدیک به چاه اتفاق می‌افتد، کار دشواری است. زمانی که فشار چاه به زیر نقطه شبنم می‌افتد یک ناحیه با اشباع بالای مایع در اطراف چاه بوجود می‌آید که موجب اختلال در جریان گاز و کاهش بهره‌دهی چاه می‌شود. ضروری است که این اثر انسداد میعانی در محاسبه بهره‌دهی چاه لحاظ شود زیرا قسمت عمده‌ای از افت فشار در چاه میعانی در نزدیکی چاه اتفاق می‌افتد.

محاسبه بهره‌دهی در مدل‌های شبیه‌سازی در مقیاس میدان نیز به دلیل نیاز به مدلسازی پدیده‌های کوپلینگ مثبت و اینرسی در ناحیه نزدیک چاه، کار سختی می‌باشد. در شبیه‌سازی کامل میدان برای محاسبه بهره‌دهی چاه میعانی سه رویکرد زیر وجود دارد:

• استفاده از محاسبات تک‌چاهی برای برآورد ضرایب پوسته
• ریز کردن موضعی گره‌ها (Local Grid Refinement) در مدل
• روش‌های شبه‌فشار

دو رویکرد اول مبتنی بر شبیه‌سازی مخزن هستند اما روش‌های شبه‌فشار مبتنی بر استفاده از محاسبات موازنه مواد می‌باشند. دقیق‌ترین روش محاسبه بهره‌دهی چاه گاز میعانی شبیه‌سازی عددی ریزگره است (چه به صورت مدل‌های تک‌چاه با گره‌های ریز در اطراف چاه و چه به صورت مدل‌های کامل میدان با استفاده از ریز کردن موضعی گره‌ها در اطراف چاه). مدل ریزگره اجازه خواهد داد که اثرات سرعت‌های بالا مدلسازی شوند. امروزه اغلب شبیه‌سازی‌های تجاری گزینه‌هایی را برای به حساب آوردن اثرات جریان غیردارسی و افزایش تحرک‌پذیری در عدد موئینگی بالا دارا هستند. اگرچه شبیه‌سازی عددی برای پیش‌بینی رفتار مخزن با جزئیات و دقت بالا، مناسب است اما مواردی هم وجود دارد که مدلسازی تا این حد توجیه ندارد و محاسبات مهندسی ساده‌تر کافی و مناسب هستند.

روش‌های جدید محاسبه بهره‌دهی چاه‌های گاز میعانی:

• روش Fevang و Whitson
• روش Mott
• روش Guehria
• روش Xiao و همکاران

پی‌نوشت: خودم هم قراره که در روزهای آینده وقت بذارم و کمی در رابطه موازنه مواد در مخازن گاز میعانی مطالعه کنم؛ چون از یکی از مهندس‌های با تجربه و کاربلد مناطق نفت خیز جنوب شنیدم که هر مهندس مخزنی باید به این مبحث مسلط باشه.

مفهوم مختصر و دقیق فشار موئینگی

برای اینکه بتوانیم مفهوم فشار موئینگی را به صورت خلاصه اما دقیق یاد بگیریم، توضیحات را به 6 بخش تقسیم کرده‌ام:

1- زمانی می توانیم از مفهوم فشار موئینگی استفاده کنیم که دو سیال غیر قابل امتزاج بر روی سطح یک جسم جامد (مانند سطح سنگ) وجود داشته باشد. بنابراین زمانی که فقط یک فاز وجود داشته باشد (نفت یا آب یا گاز)، فشار موئینگی معنایی ندارد.

2- بین سطح سنگ و سیالی که با آن در تماس است، نیروهای چسبندگی (adhesive forces) وجود دارد. زمانی که دو سیال غیرقابل امتزاج در داخل ظرفی وجود دارند، آنها نیروهای چسبندگی متفاوتی را به سطح ظرف اعمال می‌کنند. سیالی که بتواند نیروی بیشتری را بر سطح ظرف اعمال کند، احتمال بیشتری وجود دارد که بر روی سطح ظرف پخش شود. به این سیال، more wetting phase و به سیال دیگر، less wetting phase می‌گویند. به شکل زیر دقت کنید:

3- سیالی که خاصیت ترشوندگی بیشتری دارد (more wetting phase) مدام در حال رقابت با سیالی است که خاصیت ترشوندگی کمتری دارد (less wetting phase) تا بتواند در آن نفوذ پیدا کند، ولی سیالی که خاصیت ترشوندگی کمتری دارد مانع از این کار می‌شود. این رقابت تا زمانی ادامه پیدا می‌کند تا دو سیال به حالت تعادل برسند. اگر یک لوله موئینه را وارد سطح مشترک دو سیال غیرقابل امتزاج (مانند آب و هوا) کنیم، آب (سیالی که خاصیت ترشوندگی بیشتری دارد) طبق شکل زیر از لوله موئین بالا می‌رود:

4- قدرت نیروی چسبندگی بین سطح جامد و سیال با تغییر انحنای سطح جامد تغییر می‌کند. هرچه مقدار شعاع انحنا کوچک‌تر باشد، نیروی چسبندگی بزرگ‌تر خواهد بود. اگر دو عدد لوله موئینه با شعاع‌های متفاوت را در یک محفظه بزرگ آب قرار دهیم، ارتفاع آب در لوله با شعاع کمتر، بیشتر خواهد بود. ارتفاع آب در هر یک از این دو لوله موئینه را فشار موئینگی (Capillary Pressure) می‌نامند. در واقع فشار موئینگی، فشار مورد نیاز برای راندن سیال به ارتفاعات بالاتر در لوله موئینه می‌باشد.

در اینجا، یک ظرف بزرگ آب، دو عدد لوله موئینه با سایزهای متفاوت و دو سیال (آب و هوا) داریم که آب در ظرف قرار دارد و هوا در بالای آن. بین آب و هوایی که در ظرف بزرگ قرار دارند، یک فشار موئینگی وجود دارد. به دلیل اینکه شعاع انحنای ظرف خیلی بزرگ‌تر از لوله موئینه می‌باشد، مقدار فشار موئینگی بسیار کوچک است. بنابراین فرض می‌کنیم که مقدار این فشار موئینگی برابر صفر است و سطح آب در ظرف را به عنوان «سطح آزاد آب» (Free Water Level) در نظر می گیریم که به عنوان سطح مبنا استفاده می‌شود. اختلاف ارتفاع آب در لول‌های موئینه مختلف، فشار موئینگی بین آب و هوا هستند. 

5- در واقعیت (مثلاً سیستم آب - نفت)، به جای لوله‌های موئینه، حفرات با سایزهای متفاوتی وجود دارند که به هم متصل شده‌اند و هر یک فشار موئینگی مخصوص خود را دارند. در این مورد خاص، سطح آزاد آب (FWL) برابر با سطح آب در بزرگ‌ترین حفره می‌باشد. در عمق‌های پایین‌تر از FWL فقط آب می‌تواند حرکت کند. حفرات با شعاع کمتر، فشار موئینگی بیشتری دارند که باعث می‌شود ارتفاع آب در آن‌ها بیشتر شود. ارتفاع آب در کوچک‌ترین حفره را Oil Down To می‌نامند. بالاتر از این سطح، آب نمی‌تواند حرکت کند ولی نفت حرکت می‌کند. در حقیقت بالاتر از ODT فقط نفت وجود دارد. فاصله بین FWL و ODT را Transition Zone می‌نامند و در شکل زیر نیز نشان داده شده است:

6- اگر چاه در زیر FWL مشبک کاری شود، تنها آب تولید می‌کند. اگر در بالای ODT مشبک کاری شود، تنها نفت تولید می‌کند. و اگر بین این دو سطح مشبک کاری شود، ترکیبی از نفت و آب تولید می‌کند.

منبع:

https://www.linkedin.com/pulse/20141130081815-156821532-illustration-of-capillary-pressure-concept?trk=mp-reader-card

پارامترهای مؤثر جریانی در مخازن گاز میعانی

برای سیستم‌های چندفازی، نفوذپذیری نسبی نقش مهمی در تعریف بهره‌دهی چاه ایفا می‌کند. رفتار جریان سیستم‌های گاز میعانی با توجه به وابستگی شدید نفوذپذیری نسبی در نزدیک چاه به سرعت و کشش سطحی، پیچیده‌تر است. پدیده‌های اینرسی منفی (Negative Inertia) و کوپلینگ مثبت (Positive Coupling) در ناحیه نزدیک چاه که در سرعت‌های بالای جریان رخ می‌دهند، بر روی بهره‌دهی چاه گاز میعانی تأثیر می‌گذارند. در ادامه اثر این پدیده‌ها بررسی می‌شود.

اثر اینرسی:

در نرخ‌های بالای تولید، علاوه بر مؤلفه نیروی ویسکوز حاضر در معادله دارسی، یک نیروی اینرسی نیز به شتاب ذرات سیال در گذر از فضاهای خالی بر جریان سیال عمل می‌کند. در دهانه چاه که سرعت بالاترین مقدار را دارد، نفوذپذیری نسبی ممکن است با اثرات جریان غیردارسی کاهش یابد. کاهش نفوذپذیری مؤثر در سرعت‌های بالا به علت اینرسی منفی (جریان غیردارسی) برای اولین بار توسط Forchhiemer معرفی شد. از معادله Forchhiemer برای مدل کردن جریان دارای سرعت بالا (غیر دارسی) استفاده می‌شود:

اثر کوپلینگ مثبت:

اثر کوپلینگ مثبت به بهبود نفوذپذیری نسبی با افزایش سرعت و یا کاهش کشش سطحی اشاره دارد. از لحاظ تئوری و تجربی ثابت شده است که اثر کوپلینگ مثبت به علت جریان همزمان فاز گاز و میعانات با باز و بسته شدن متناوب مسیر عبور گاز توسط میعانات در سطح حفره می‌باشد. میکرومدل جامی‌الاحمدی و همکاران نشان داد زمانی که برخی از حفره‌ها توسط میعانات پر شده بودند، گاز و میعانات هر دو از طریق حفره‌ها، جریان دارند. در برخی از نقاط، فاز میعانات به شکل یک پل در گلوگاه حفره‌ها در می‌آید و مسدود کننده راه جریان گاز است. در این مرحله، به نظر می‌رسد گاز در پشت پل میعانات به تدریج دچار ساخت فشار می‌شود تا زمانی که بر مقاومت در برابر جریان غلبه می‌کند و راه خود را از طریق پل مایع باز می‌کند.

تقابل اینرسی و کوپلینگ مثبت:

این دو پدیده مربوط به سرعت‌های بالا بوده و در خلاف جهت یکدیگر عمل می‌کنند. پدیده کوپلینگ مثبت تراوایی نسبی گاز و در نتیجه بهره‌دهی چاه را افزایش می‌دهد، در حالیکه پدیده اینرسی تراوایی نسبی گاز را کاهش می‌دهد و در نتیجه این پدیده تمایل دارد که بهره‌دهی چاه را کمتر کند. در واقع این دو اثر مخالف همواره در حال رقابت هستند.

کار تجربی انجام شده توسط Henderson و همکاران نشان می‌دهد که اثر اینرسی برای مغزه‌های 100 درصد اشباع شده با گاز غالب است. با این حال زمانی که میعانات شکل می‌گیرد، اثر اینرسی کاهش می‌یابد. آن‌ها نشان دادند که افزایش سرعت در اشباع بالای میعانات، نفوذپذیری نسبی گاز را به علت کوپلینگ مثبت بهبود می‌بخشد، اما برای اشباع کم میعانات، همین تغییر سرعت باعث کاهش نفوذپذیری نسبی گاز به علت اینرسی خواهد شد.

منابع:

1. کتاب "مهندسی مخازن گاز میعانی" / تالیف: دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

2. کتاب "مهندسی مخازن گاز میعانی" / تالیف: دکتر خاکسار و مهندس محمدی

اثر کلینکنبرگ (لغزش گاز)

وقتی میانگین مسیر آزاد (mean free path) گاز بزرگ‌تر از قطر منافذی باشد که از آن عبور می‌کند، انرژی جنبشی تصادفی گاز موجب تسریع حرکت و جنبش مولکول‌های گاز در داخل منافذ یا لغزش مولکول‌های گاز بر روی دیواره منافذ می‌شود. این لغزش (Slippage) باعث می‌شود که مولکول‌های گاز با سرعت بیشتری در جهت انتقال خود، حرکت کنند. این پدیده را اثر کلینکنبرگ (Klinkenberg Effect) می‌نامند و باعث می‌شود نفوذپذیری بدست آمده توسط گاز، بزرگ تر از نفوذپذیری مطلق نمونه باشد.

نکته: میانگین مسیر آزاد گاز با افزایش فشار کاهش می‌یابد و زمانی که گاز در فشار بی‌نهایت مایع می شود، از بین می‌رود.

نکته: میانگین مسیر آزاد گاز تابعی از سایز مولکول های گاز و همچنین دانسیته گاز می باشد.

کلینکنبرگ نشان داد که فاز سیال جریانی مورد استفاده در آزمایشات اندازه‌گیری نفوذپذیری بر نتایج آزمایشات تأثیرگذار می‌باشد، به طوریکه نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان هوا با نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان یک مایع متفاوت خواهد بود. این محقق نشان داد که نفوذپذیری اندازه‌گیری شده یک مغزه با استفاده از جریان هوا همیشه مقداری بزرگتر از نفوذپذیری اندازه‌گیری شده همان مغزه با استفاده از جریان مایع می‌باشد. کلینکنبرگ به این نتیجه رسید که این تفاوت در مقدار نفوذپذیری اندازه‌گیری شده به دلیل متفاوت بودن مقدار سرعت سیالات در دیواره‌های مجراها (خلل و فرج) می‌باشد، زیرا سرعت مایعات در نزدیکی دیواره‌های خلل و فرج ناچیز و در حد صفر ولی سرعت گازها غیرصفر می‌باشد. به عبارتی دیگر، سرعت گازها بر روی سطح دیواره‌های خلل و فرج به صورت لغزشی می‌باشد. وجود این لغزش بر روی سطوح دیواره‌های خلل و فرج موجب می‌شود که در یک اختلاف فشار مشخص و یکسان، دبی جریانی گازها بیشتر از دبی جریان مایعات گردد. کلینکنبرگ همچنین دریافت که برای یک محیط متخلخل مشخص، با افزایش فشار متوسط، نفوذپذیری اندازه‌گیری شده کاهش خواهد یافت.

با کاهش فشار متوسط >> میانگین مسیر آزاد گاز بزرگتر از قطر منافذ می شود >> لغزش گاز بر روی دیواره های خلل و فرج >> اثر کلینکنبرگ

نکته: فشار متوسط به عنوان میانگین فشار ورودی و خروجی تعریف می‌شود.

همان‌گونه که در شکل زیر نشان داده شده است، اگر نفوذپذیری اندازه‌گیری شده بوسیله جریان گاز بر حسب معکوس فشار متوسط رسم شود، یک خط راست بدست خواهد آمد. چنانچه این خط راست تا نقطه فشار متوسط بی‌نهایت امتداد داده شود، نفوذپذیری مایع یا همان نفوذپذیری مطلق حاصل خواهد شد.

کلینکنبرگ معتقد بود که شیب خط (C) تابعی از عوامل زیر است:

• نفوذپذیری مطلق
• نوع گازی که در آزمایشات اندازه‌گیری نفوذپذیری به کار می‌رود
• میانگین شعاع موئینگی سنگ

اگر فشار متوسط جریان گاز یا مایع زیاد باشد:

• جریان دارسی مشاهده می شود
• سرعت جریان در دیواره های خلل و فرج برابر صفر است (مانند شکل زیر)

                                                     

اگر فشار متوسط جریان سیال کم باشد:

• جریان غیردارسی مشاهده می شود
• سرعت جریان در دیواره های خلل و فرج غیرصفر می باشد (مانند شکل زیر)

منابع: 

1-کتاب طارق احمد

2- کتاب "آزمایشگاه خواص سنگ و سیال مخزن"، نوشته احمد فریدونی، محمدتقی رضایی و مسعود فریدونی - با همکاری دکتر عباس هلالی زاده

دسته بندی سنگ مخزن بر اساس ترشوندگی

ترشوندگی سنگ مخزن به عوامل متعددی از قبیل موارد زیر بستگی دارد:

• جنس و مواد تشکیل دهنده سنگ مخزن
• هندسه فضاهای خالی سنگ
• ترکیب و مقدار نفت و آب
• دما و فشار
• مکانیزم های زمین شناسی
• تغییرات اشباع، فشار و ترکیب اجزا در طول تولید

برای تعیین ترشوندگی مخازن، ارزیابی خواص سنگ و سیال ضروری است. بر اساس نحوه پخش شدن سیالات بر روی سطح و زاویه تماس آن‌ها، سنگ‌های مخزن به دو دسته کلی آب-دوست (water wet) و نفت-دوست (oil wet) تقسیم می‌شوند. سنگ‌هایی که نه آب-دوست هستند و نه نفت-دوست، میانه (intermediate) یا خنثی (neutral) نامیده می‌شوند. در حالت ترشوندگی میانه کلیه قسمت‌های سطح سنگ ترجیح کم اما برابری برای آب-دوست یا نفت-دوست بودن دارند.

اندازه‌گیری ترشوندگی سنگ مخزن با استفاده از مغزه‌های گرفته شده از مخزن در آزمایشگاه انجام می‌شود و شدیداً به نحوه حمل مغزه وابسته است. مغزه‌ها باید طوری به آزمایشگاه منتقل شوند که خواص سطحی آن‌ها حفظ شود.

نکته: اغلب مخازن کربناته نفت-دوست هستند. در حالیکه در میان مخازن ماسه سنگی بررسی شده، این مخازن تقریباً به طور برابر آب-دوست یا نفت-دوست هستند.

سطح سنگ مخزن، تشکیل شده از کانی‌های زیادی با شیمی سطح و خواص جذب متفاوتی است که ممکن است سبب تغییراتی در ترشوندگی شوند. در حقیقت ممکن است اجزای نفت در قسمت‌هایی از سنگ جذب آن شوند و در قسمت‌هایی جذب نشوند. به همین دلیل مفهوم ترشوندگی جزئی (fractional wettability) یا ترشوندگی ناهمگن (heterogeneous wettability) یا نقطه‌ای (spotted wettability) توسط بسیاری از محققین پیشنهاد شده است. در این نوع ترشوندگی، قسمت‌هایی از سنگ شدیداً نفت-دوست هستند، در حالیکه قسمت‌های دیگر شدیداً آب-دوست هستند.

ترشوندگی مخلوط (mixed wettability): در این حالت حفرات کوچک توسط آب پر شده‌اند و آب-دوست هستند، در حالیکه حفرات درشت‌تر نفت-دوست هستند. بنابراین، نفت با یک اشباع بسیار کمی جابجا می‌شود که باعث بوجود آمدن اشباع نفت پسماند بسیار کم خواهد شد.

شرایط ترشوندگی مخلوط زمانی اتفاق می‌افتد که نفت به صورت یک فیلم مواد آلی فقط بر روی آن دسته از سطوحی که با نفت در ارتباط مستقیم هستند، رسوب کند و بر سطحی که با آب پوشیده شده‌اند، رسوب نکرده باشد.

منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

برای کسب اطلاعات بیشتر به این کتاب مراجعه کنید.

ترشوندگی (Wettability)

ترشوندگی یکی از خواصی است که ما قادر به اندازه گیری مستقیم آن در مخزن نیستم؛ یعنی اینکه نمی توانیم یک ابزاری را به داخل چاه بفرستیم و مقدار ترشوندگی را در شرایط مخزن محاسبه کنیم. در حقیقت ما فقط قادر به تخمین کیفی مقدار ترشوندگی هستیم.

ترشوندگی تأثیر زیادی بر روی نفوذپذیری نسبی، فشار موئینگی، بازدهی فرایند سیلاب زنی، ضریب بازیافت، اشباع نفت باقیمانده، اشباع آب کاهش نیافتنی، خواص الکتریکی سنگ مخزن و محاسبات نفت در جا دارد. 

تعریف ترشوندگی:

فرض کنیم که دو سیال غیر قابل امتزاج (برای مثال آب و نفت) بر روی سطح یک سنگ قرار دارند. تمایل یک سیال برای پخش شدن و یا چسبیدن بر روی سطح سنگ، در حضور سیال دیگر را ترشوندگی می نامند. ترشوندگی نقش مهمی را در تولید نفت و گاز ایفا می کند زیرا نه تنها توزیع اولیه سیالات را تعیین می کند بلکه عامل مهمی در فرایند جریان سیال در سنگ مخزن است. درجه ترشوندگی جامدات بوسیله مایعات معمولاً با توجه به زاویه تماسی که سطح مایع-مایع با جامد می سازد، اندازه گیری می شود.

در محیط متخلخل مخازن هیدروکربنی، ترشوندگی به عنوان یک عامل مهم جهت کنترل مکان، جریان و توزیع سیالات در مخزن شناخته می شود. ترشوندگی یک سیستم (که شامل آب سازندی، نفت خام و سنگ می باشد) تأثیر زیادی بر روی جریان سیال در مدت بازیافت نفت می گذارد. 

یک قطره سیال بر روی یک سطح صاف جامد می تواند شکل های مختلفی به خود بگیرد. شکل مربوط با توجه به ترشوندگی سطح، می تواند مسطح یا به شکل یک صدف باشد. شکل زیر خاصیت ترشوندگی یک سطح جامد را نشان می دهد. در صورت وجود دو سیال آب و هوا، آب فاز تر و برای هوا و جیوه، هوا فاز تر است.

معمولاً از زاویه تماس به عنوان معیاری برای تعیین ترشوندگی استفاده می شود. در حالت سیال تر، زاویه تماس (تتا) از 90 درجه کوچک تر است. اگر زاویه تماس بزرگ تر از 90 درجه باشد، سیال غیرتر خواهد بود.

در حدود 150 سال قبل Young زاویه تماس را به صورت پیامدی از تعادل استاتیک بین یک قطره مایع بر روی سطح صاف یک جامد تعریف کرد. قطره مایع به دلیل کشش سطحی (Interfacial Tension) که بر روی آن اثر می کند، شکل مشخصی به خود می گیرد. این تنش ها عبارتند از:

کشش سطحی و در نتیجه زاویه تماس به دما بستگی دارد. در دمای اتاق کشش سطحی بین آب و هوا، 0.073N/m و بین نفت و آب حدود 0.03N/m است.

منبع: کتاب «مهندسی مخازن گاز میعانی»، نوشته دکتر وطنی، دکتر صدایی و مهندس شیدایی مهر

اشباع نفت باقیمانده در سیستم نفت-آب

زمانی که هیدرورکربن های مخزن وارد حفرات شده اند، ممکن است که در دماهای بالا، برخی از اجزای هیدروکربن شروع به تر کردن سطح برخی از سنگ ها کنند. ترشوندگی یک پدیده پیچیده ای است که به ترکیب سنگ، ترکیب هیدروکربن و ترکیب و PH آب سازند بستگی دارد. برخی اجزای هیدروکربن ها نقش مهمی در این فرایند تر کردن سطح سنگ دارند که عبارتند از: 

• رزین ها (یا NSO ها: هیدروکربن های شامل نیتروژن (nitrogen)، سولفور (sulphur) و اکسیژن (oxygen))
• آسفالتین ها

همان گونه که در شکل بالا دیده می شود، در طی فرایند آشام (imbibition)، اشباع آب افزایش می یابد و سپس در طی فرایند تخلیه ثانویه (secondary drainage)، اشباع آب کاهش می یابد. نکته قابل توجه در اینجا این است که مسیر primary drainage با مسیر secondary drainage یکسان نیست و به این پدیده، پسماند (saturation hysteresis) می گویند. دلیل ایجاد این پدیده، تغییر ترشوندگی سنگ است. 

در طی فرایند آشام، اشباع آب افزایش می یابد و در طی فرایند تخلیه، اشباع آب کاهش می یابد.

اشباع آب تأثیر عمده ای بر کنترل ترشوندگی دارد: برای مثال، در یک نمونه که 100 درصد با آب اشباع شده است، به دلیل اینکه هیچ گونه تماسی با هیدروکربن وجود ندارد، نمونه تنها می تواند آب-دوست باشد. به تدریج که اشباع آب کمتر می شود، اجازه دسترسی هیدروکربن به سطح سنگ بیشتر می شود و بنابراین پتانسیل تغییر ترشوندگی بیشتر می شود. هرچه تغییر ترشوندگی بیشتر شود، اثر پدیده پسماند نیز بیشتر می گردد (یعنی اختلاف نسبت به منحنی تخلیه اولیه بیشتر می شود).

ترشوندگی یک عامل کنترل کننده قوی ای برای فشار موئینگی و نفوذپذیری نسبی است. 

اگر فشار در فاز هیدروکربن (Pnw) کاهش یابد، ممکن است آب طی یک فرایند مکش موئینگی (capillary suction) یا "imbibition" یک جریان برگشتی داشته باشد. این فرایند در شکل بالا نشان داده شده است. زمانی که فشار فاز های تر و غیر تر برابر باشند، فشار موئینگی برابر صفر می شود (Pc=Pnw-Pw) و اشباع نفت در این نقطه به این صورت تعریف می شود: اشباع نفت باقیمانده پس از آشام خودبه خودی (Spo). در مواردی که فشار فاز آب افزایش یافته است (Pw>Pnw)، آب بیشتری نمی تواند وارد مغزه شود.

اگر Pw بیشتر از Pnw باشد، آنگاه Pc مقداری منفی دارد و فرایند آشام آب به صورت اجباری صورت می گیرد (مثل اینکه آب را تزریق کرده ایم). قسمتی از منحنی Pc که بیانگر تغییرات اشباع در اثر Pc منفی می باشد را با نام  آشام اجباری (forced imbibition) نمایش می دهند و بسته به ترشوندگی و مکانیسم جابجایی، اشباع نفت ممکن است بیشتر کاهش یابد و سر انجام به مقدار اشباع نفت باقیمانده (Sor) برسد (در برخی از جاها با Sro نیز نمایش می دهند). بنابراین اشباع نفت باقیمانده برابر با مجانب منحنی آشام اجباری می باشد و به Swi (نقطه شروع فرایند آشام) و فرایند جابجایی بستگی دارد.

تذکر: دقت شود که در این مثال فقط نیروهای موئینگی را در نظر گرفتیم و نیروهایی مثل ویسکوز و گرانش را در نظر نگرفتیم.

سه تعریف اصلی برای اشباع نفت باقیمانده وجود دارد:

1- اشباع نفت باقیمانده حقیقی (true residual oil saturation - Srot): اشباع نهایی نفت در سطح میکروسکوپی که می توان به آن دست یافت به شرط اینکه اثر نیروهای ویسکوز، موئینگی و گرانش را در نظر بگیریم.

2- اشباع نفت باقیمانده (Remaining Oil Saturation - ROS): این اشباع در زمان پایان عمر یک میدان و در درون حفراتی که با آب در تماس هستند و بوسیله آب جاروب شده اند، بدست می آید. مقدار این اشباع به اشباع نفت باقیمانده حقیقی، جاروب میکروسکوپی، راندمان جاروب ناحیه ای (areal sweep efficiency) و تعداد pore volume هایی که به داخل حفرات تزریق کرده ایم بستگی دارد. مقدار این اشباع در نواحی مختلف مخزن متفاوت است، برای مثال مقدار ROS نزدیک چاه تزریقی کمتر از مقدار ROS در نزدیک چاه تولیدی می باشد.

3- اشباع نفت باقیمانده (Srow): مقدار نهایی اشباع نفت که از آزمایش های سیلاب زنی در آزمایشگاه بدست می آید و به دبی اعمالی (یا اختلاف فشار)، اثر انتهایی موئینگی (capillary end effect) و روش انجام تست بستگی دارد.

ترشوندگی تأثیری زیادی بر روی Sro می گذارد. برای سنگ هایی که کیفیت یکسانی دارند، سنگی که neutral wet (یا intermediate) باشد دارای Sro کمتری نسبت به سنگ شدیداً آب-دوست (strongly water-wet) می باشد. بنابراین مقدار بازیافت در سنگ هایی که دارای ترشوندگی متوسط هستند، زیاد است.

منبع: Core Analysis: A Best Practice Guide