محاسبه ضریب تصحیح کلینکنبرگ و تأثیرتعیین گونه‌های سنگی بر آن در سازندهای کنگان و دالان در بخش مرکزی خلیج فارس

نوع مقاله : مقاله پژوهشی

نویسندگان

دانشکده زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، ایران

چکیده

از روش‌های متداول برای اندازه‌گیری تراوایی، استفاده از داده‌های چاه‌آزمایی و نمونه‌های مغزه می‌باشد. در آزمایشگاه به دلیل هزینه کم و سرعت عمل بالا، اغلب تراوایی مطلق گاز نمونه‌های پلاگ اندازه‌گیری می‌شود. تراوایی گاز در محیط متخلخل به فشار متوسط تزریق و نوع گاز وابسته است و با تغییر آن‌ها نتایج متفاوتی به‌دست می‌آید. بنابراین اندازه‌گیری تراوایی با اشباع کامل نمونه از مایع و یا تعیین تراوایی معادل مایع (تراوایی کلینکنبرگ) امری ضروری می‌باشد. در این پژوهش از مجموع 1245 داده تخلخل و تراوایی حاصل از آنالیز مغزه سازندهای کربناته کنگان و دالان، تعداد 111 نمونه که تراوایی آنها در4 فشار متفاوت اندازه‌گیری شده، به منظور رسم نمودار فشار در برابر تراوایی جهت محاسبه تراوایی معادل مایع استفاده شده است. سپس در این نمودار، شیب خط برازش شده برای هر نمونه محاسبه گردید و ضریب تغییرات برای شیب نمونه‌های موجود در هر گونه سنگی، جهت پی‌بردن به میزان پراکندگی نمونه‌ها محاسبه شد. نتایج حاصل نشان می‌دهد که تعیین گونه سنگی با روش‌های مورد استفاده (وینلند، شاخص بخش جریان و لورنز)، تأثیر اندکی در بهبود نتایج این آزمایش (تعیین ضریب کلینکنبرگ) داشته است. از میان روش‌های مورد استفاده جهت تعیین گونه‌سنگی، پارامترهای موجود در رابطه شاخص بخش جریان (تخلخل، تراوایی و ماتریکس) به‌طور مستقیم و بدون اعمال ضرایب خاصی در معادله کلینکنبرگ بر روی شیب خط حاصل از برازش تراوایی برحسب فشار تأثیرگذار بوده و بیشترین همبستگی را ایجاد کرده است. مقایسه نتایج با داده‌های تراوایی مایع آزمایشگاهی نشان داد روش مورد استفاده نتایج قابل قبولی در پیش‌بینی مقادیر تراوایی مایع ارائه می‌نماید.
 

کلیدواژه‌ها


عنوان مقاله [English]

Calculation of Klinkenberg Correction Coefficient and the Effect of Rock typing on its Results, Kangan and Dalan Formations in the Central Part of the Persian Gulf

نویسندگان [English]

  • Bahare Ghamati
  • Vahid Tavakoli
  • Hossain Rahimpour-Bonab
School of Geology, College of Science, University of Tehran, Iran
چکیده [English]

Common methods for measuring permeability include well test data and core samples. In the laboratory, due to the low cost and high operating speed, the absolute gas permeability of plug samples is often measured. The permeability of the gas in the porous media depends on the average injection pressure and the type of used gas. It is obvious that by changing these parameters, different results are obtained. Therefore, it is necessary to measure the liquid permeability or determine the equivalent permeability of the liquid (Klinkenberg permeability). In this study, a total of 1245 porosity and permeability data were obtained from core analysis of Kangan and Dalan carbonate formations. The permeabilities of 111 samples were measured at 4 different pressures. The pressures were plotted versus permeabilities and the fluid equivalent permeability was calculated. Then, in this diagram, the slope of the fitted line was calculated for each sample, and the coefficient of variations was calculated for the slope of the samples in each rock type to find out the scatter of the samples. Results showed that determination of rock types by the used methods (Winland, flow zone indicator and Lorenz) has little effect on improving the results of this experiment (determination of the Klinkenberg coefficient). Among the methods used to determine the rock types, flow zone indicator parameters (porosity, permeability and matrix) have direct effects on the slope of the line (permeability-pressure regression line). This method also yields the highest coefficient of determination. It can also be concluded that it is not possible to obtain the equivalent liquid permeability of all samples using a constant correction factor. Comparison of the liquid permeability results with laboratory measured values shows that the method could be used for increasing the accuracy of the predicted permeabilities.
 

کلیدواژه‌ها [English]

  • Kleinkenberg Correction Factor
  • Liquid Equivalent Permeability
  • Rock Types
  • Kangan and Dalan Formations
[1]. TanikawaW, Shimamoto T (2006) Klinkenberg effect for gas permeability and its comparison to water permeability for porous sedimentary rocks, Hydrology and Earth System Sciences, 3: 1315–1338. ##
[2]. Klinkenberg L J (1940) The permeability of porous media to liquids and gases, API Drilling and Production Practice, 200-213. ##
[3]. Ahmad T, Ghasemi S, Daneshfar M )2010) Reservoir Engineering handbook, 4th Ed. Tehran: Gahankatab, 2010. ##
[4]. Konert G, Afifi A M, Al-Hajri A, Droste H (2001) Paleozoic stratigraphy and hydrocarbon habitat of the Arabian Plate, AAPG, Memoir 74, Chapter 24. ##
[5]. Sharland P, Archer R, Casey D, Davies R, Hall S, Heward A, Horbury A, Simmons M (2001) A proposed sequence stratigraphy for the Phanerozoic succession of the Arabian Plate: Mesozoic and Cenozoic sequences, Special Publication, 2: Bahrain, GeoArabia, 371. ##
[6]. Mohammadi-Dehcheshmehi S, Adabi M H, Hejazi S H (2013) Depositional facies and geochemistry of the Kangan Formation in the South Pars Field, Persian Gulf (Iran), Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 297-307. ##
[7]. Ghazban F (2007) Petroleum geology of the Persian Gulf, Joint publication, Tehran University Press and National Iranian Oil Company, Tehran. ##
[8]. Ghorbani M (2019) Lithostratigraphy of Iran. Springer, Berlin. ##
[9] Rahimpour Bonab H, Asadi-Eskandar A, Sonei R (2009) Controls of Permian-Triassic boundary over reservoir characteristics of South Pars Gas Field, Persian Gulf Geological journal,44, 3: 341-364. ##
[10]. Tavakoli V (2015). Chemostratigraphy of the permian–triassic strata of the offshore Persian Gulf, Iran. In Chemostratigraphy, 373-393, Elsevier. ##
[11]. توکلی و.، رحیم‌پوربناب ح.، سحاب پیغمبر دوست م. (1397) بررسی اهمیت محاسبه ضرایب معادله وینلند در سازندهای مخزنی کربناته، مطالعه موردی سازندهای کنگان و دالان، بخش مرکزی خلیج فارس، پژوهش نفت 28، 97-1؛ 4-14. ##
.[12] Tavakoli V (2018) Geological core analysis, Application to Reservoir Characterization, SpringerBriefs in Petroleum Geoscience and Engineering; 99. ##
[13] .کمالی م. ر.، پرهام س.، فیاضی ف. ا. (1391) بررسی رخساره‌ها، محیط‌های رسوبی و دیاژنز کربنات‌های بالای سازند دالان در خلیج فارس، نشریة علوم زمین، 86؛ 203-212. ##
[14]. Nazemi M, Tavakoli V, Rahimpour-Bonab, Hosseini M, Sharifi-Yazd (2018) The effect of carbonate reservoir heterogeneity on Archies exponents (a and m), an example from Kangan and Dalan gas formations in the central Persian Gulf, Journal of Natural Gas Science and Engineering, 59: 297-308. ##
[15]. Insalaco E, Virgone A, Courme B, Gaillot J, Kamali M, Moallemi A, Monibi S (2006) Upper dalan member and kangan formation between the Zagros Mountains and offshore Fars, Iran, depositional system, biostratigraphy and stratigraphic architecture, GeoArabia, 11, 2: 75-176. ##
[16]. Cantrell D L, Hagerty R M (2003) Reservoir rock classification, Arab-D reservoir, Ghawar field, Saudi Arabia, GroArabia, 8: 3. ##
[17]. Winland H D (1972) Oil accumulation in response to pore size changes, Weyburn Field, Saskatchewan. Amoco Production Research Report, F72-G-25. ##
[18]. Abbaszadeh M, Fujii H, Fujimoto F (1996) Permeability prediction by hydraulic flow units-theory and applications, SPE Formation Evaluation, 11, 4: 263-271. ##
[19]. Ebanks W x J )1987) The flow unit concept-an integrated approach to reservoir description for engineering projects, AAPG Annual Convention 71, Los Angeles, California, 551-556. ##
[20]. Amaefule J O, Altunbay M, Tiab D, Kersey D. G, Keelan D K (1993) Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals/wells, SPE 26436. ##
[21]. Svirsky D, Ryazanov A, Pankov M, Corbett P, Posysoev A (2004) Hydrolic flow units resolve reservoir descripton challenges in a Siberian oil field, SPE 87056. ##
[22]. Gomes J S, Ribeiro M T, Strohmenger C J, Negahban S, Kalam M Z (2008) Carbonate reservoir rock typing, The link between geology and SCAL, SPE 118284. ##
[23]. Gunter G W, Finneran J M, Hartmann D J, Miller J D (1997) Early determination of reservoir flow units using an integrated petrophysical method, SPE 38679. ##
[24]. Rahimpour-Bonab H, Enayati-Bidgoli A H, Navidtalab A, Mehrabi H (2014) Appraisal of intra reservoir barriers in the Permo-Triassic successions of the Central Persian Gulf, Offshore Iran, Geologica Acta, 12: 87–107. ##