­ای بر مهندسی مخزن

نفت خام­، گاز طبیعی و آب موادی هستند که برای مهندسان نفت دارای اهمیت ویژه­ای هستند­. این مواد که در دما و فشار پایین گاهی به صورت جامد یا نیمه جامد­­ (مانند پارافین­، هیدرات­های گازی­، یخ و نفت خام با نقطه ریزش بالا) یافت می­شوند­­، در اعماق زمین ودر ستون چاه به حالت سیال­، به صورت فاز بخار (گاز) یا مایع یا عمدتا دو فازی ظاهر می­شوند­. مواد جامدی که در عملیات حفاری­، سیمان­کاری و ایجاد شکاف به­کار برده می­شوند نیز به حالت سیال یا دوغاب استفاده می­شوند­. تقسیم­بندی سیالات مخزن و چاه به فازهای مایع و بخار­، به دما و فشار وابسته است­. وقتی دما ثابت است­، حالت یا فاز سیال درون مخزن با فشار تغییر می­کند­. در بسیاری از موارد­، حالت یا فاز سیال درون مخزن با حالت یا فاز سیال در هنگام تولید در شرایط سطح مطابقت ندارد­. شناخت دقیق رفتار نفت خام­، گاز طبیعی و آب – به صورت تکی یا ترکیبی- تحت شرایط مختلف از مهمترین اهداف مهندسان نفت است­. 
اوایل سال 1928­، توجه خاصی به روابط گاز و انرژی شد­ و مهندسان نفت در مورد شرایط فیزیکی چاه­ها و مخازن زیر­زمینی­، دست­یابی به اطلاعات دقیق­تر را لازم دانستند­. پیشرفت­های اولیه در مورد روش­های بازیافت نفت این موضوع را آشکار ساخت که محاسبات انجام شده بر اساس اطلاعات سر چاه یا داده­های سطح­،اغلب گمراه­کننده هستند­. اسکلاتر و استفانسون[1] اولین دستگاه ثبت فشار  درون چاهی و نمونه­گیر را برای نمونه­گیری از سیالات تحت فشار درون چاه­ها ابداع کردند[1]. جالب اینکه این دستگاه داده­های درون چاهی را باتوجه به مقادیر مثبت فشار، دما، نسبت­های گاز به نفت و طبیعت فیزیکی و شیمیایی سیالات مشخص می­کند­. لزوم اندازه­گیری فشارهای صحیح درون چاهی هنگامی مورد توجه قرار گرفت که اولین دستگاه فشار سنج دقیق توسط میلیکان و سیدول[2] ساخته شد و اهمیت اساسی فشارهای درون چاهی در تعیین مؤثرترین روش­های بازیافت و فرایند­های فرازآوری، به مهندسان نفت نشان داده شد[2]­. به این ترتیب مهندس مخزن قادر خواهد بود فشار مخزن که مهمترین داده­ی پایه ای مورد نیاز محاسبات عملکرد مخزن است­، اندازه­گیری کند­.

دانش پتروفیزیک­، مطالعه­ی خواص سنگ­ها و ارتباط با سیالات موجود در آن­ها در هر دو حالت استاتیک و جریانی می­باشد­. تخلخل­، تراوایی­، درجه اشباع و توزیع سیالات­، ضریب هدایت الکتریکی سنگ و سیال­، ساختار منافذ و رادیواکتیویته­، برخی از مهم­ترین خواص پتروفیزیکی هستند­. پیشگامان علم مهندسی مخزن از همان ابتدا به این نکته پی برده بودند که قبل از محاسبه­ی حجم­های نفت و گاز درجا­، آگاهی از تغییر خواص فیزیکی نمونه­های ته چاهی سیالات مخزن­، نسبت به فشار، ضروری است­.
طی دهه­ی 1960­، عبارات شبیه سازی و مدل­سازی ریاضی مخزن عمومیت یافت[3]­­. این عبارت مترادف هستند و به توانایی استفاده از معادلات ریاضی جهت پیش بینی عملکرد مخزن نفت یا گاز اشاره دارند­. پیدایش رایانه­های دیجیتالی پرسرعت در مقیاس وسیع­، باعث تقویت علم شبیه سازی مخازن گردید­. روش­های عددی پیچیده نیز با استفاده از شیوه­های اختلاف محدود یا المان محدود­، جهت حل تعداد زیادی از معادلات گسترش یافت­.
با توسعه این روش­ها­، مفاهیم و معادلات مهندسی مخزن به صورت شاخه­ای قوی تعریف شده از مهندسی نفت در آمد­. مهندسی مخزن عبارت است از کاربرد اصول علمی جهت حل مسائل تخلیه که ضمن توسعه و بهره­برداری مخازن نفت و گاز بروز می­نماید­. مهندسی مخزن (هنر توسعه و بهره­برداری سیالات نفت وگاز به طریقی که بازیابی اقتصادی بالا حاصل شود) نیز تعریف شده است[4]­.

• ­مخازن نفت و بهره­برداری از مخازن نفتی

توده­های نفت و گاز داخل تله­های زیر­زمینی یافت می­شود که به واسطه­ی خصوصیات ساختاری و چینه­ای شکل گرفته­اند[5]­. خوشبختانه توده­های نفت و گاز معمولا در قسمت­های متخلخل­تر و نفوذپذیرتر بسترها که به صورت عمده ماسه­ها­، سنگ­های ماسه­ای­، سنگ­های آهکی و دولومیت­ها هستند­ و نیز در منافع بین دانه­ای یا فضای منافذ که با درزها­، شکاف­ها و فعالیت محلول ایجاد شده­­اند یافت می­شوند­.    
در شرایط اولیه­ی مخزن­، سیالات هیدروکربنی به حالت تک فاز یا دو فاز می­باشند­.حالت تک فاز ممکن است فاز مایع باشدکه تمام گاز موجود در نفت حل شده است­. در این حالت­، ذخایر گاز طبیعی محلول باید همانند ذخایر نفت خام برآورد شوند­. از طرف دیگر­، حالت تک فاز ممکن است فاز گاز باشد­. اگر در فاز گاز­، هیدروکربن­های تبخیرشده­ای وجود داشته باشند که در سطح زمین به صورت مایعات گاز طبیعی قابل بازیابی باشند­، این مخزن را مخزن گاز میعانی یا مخزن گاز تقطیری می­نامند­. در این حالت­، ذخایر مایعات همراه موجود ( میعانی یا تقطیری ) باید همانند ذخایر گاز برآورد شوند­­­. زمانی که توده­ی هیدروکربنی به صورت دوفاز باشد­­، فاز بخار را کلاهک گازی می­نامند­ و فاز مایعی که در زیر آن واقع می­شود­­، منطقه­ی نفتی نام دارد­. در این­جا چهار نوع ذخایر هیدروکربوری وجود خواهد داشت­:
گاز آزاد یا گاز همراه­، گاز محلول­، نفت موجود در منطقه­ی نفتی و مایعات گاز طبیعی که از کلاهک گازی بازیابی می­شوند­.
هرچند هیدروکربن­های موجود در مخزنکه به آن ذخیره می­گویند­، مقادیر ثابتی دارند، میزان ذخایر به روش بهره برداری از مخزن بستگی دارد­. در سال 1986 جامعه­ی مهندسان نفت (SPE)[3] تعریف زیر را برای ذخایر انتخاب کرد­:
ذخایر­، میزان حجم­های برآورد شده­ی نفت خام­، گاز طبیعی­، مایعات گاز طبیعی و مواد همراه قابل عرضه در بازار هستند که از یک زمان به بعد تحت شرایط اقتصادی موجود­، با عملیات بهره­برداری مشخص و تحت آیین­نامه­های جاری دولت به لحاظ اقتصادی­، قابلیت بازیابی و سوددهی وعرضه در بازار را داشته باشند[6]. میزان ذخایر با استفاده از داده­های زمین­شناسی و مهندسی موجود محاسبه می­گردد­. به تدریج که طی بهره­برداری از مخزن داده­های بیشتری به­دست می­آید­، برآورد ذخایر نیز روزآمد می­شود­.
تولید اولیه­ی هیدرو کربن­ها از مخازن زیر زمینی که با استفاده از انرژی طبیعی مخزن صورت می­گیرد­­، بهره­برداری اولیه محسوب می­شود­. در بهره­برداری اولیه، نفت یا گاز بر اثر الف) انبساط­، ب) جابه­جایی سیال­، ج) ریزش ثقلی و د) نیروی مویینه دافعی به سمت چاه­های تولیدی رانده می­شوند­. در صورتی که مخزن فاقد سفره­ی آبی باشد و سیالی به آن تزریق نشود­، بازیابی سیالات هیدروکربنی عمدتا با انبساط سیال صورت می­گیرد­. در حال که در مورد نفت ­، ممکن است بازیابی به کمک ساز­و­کار ریزش ثقلی انجام شود­. در صورتی که شار آب ورودی از سفره­ی آبی وجود داشته باشد یا به جای آن آب به درون چاه­های انتخابی تزریق شود­، بازیابی با ساز­و­کار جابه­جایی صورت می­گیرد که ممکن است همرا با ساز­و­کار ریزش ثقلی یا نیروی مویینه­ی دافعی باشد­­. گاز نیز که سیال جابه­جا کننده است­، به منظور کمک به بازیابی نفت به چاه­ها تزریق می­شود­. همچنین از گاز به منظور بازیابی سیالات گاز میعانی در چرخه­ی گاز استفاده می­شود­.
استفاده از طرح تزریق گاز طبیعی یا آب­، عملیات بازیابی ثانویه نامیده می­شود­. زمانی که برنامه­ی تزریق آب فرایند بازیابی ثانویه را به دنبال داشته باشد­، فرایند سیلاب زنی آبی نامیده می­شود­. هدف اصلی از گاز طبیعی یا آب­ به مخزن­، حفظ فشار است­. به همین دلیل از عبارت برنامه­ی حفظ فشار نیز در تشریح فرآیند بازیابی ثانویه استفاده می­شود­.
فرایند جابه­جایی دیگری فرایند بازیابی مرحله­ی سوم نامیده می شود­، در مواقعی که فرایند­های بازیافت ثانویه کارایی ندارد­،کاربرد می­یابد­. همچنین این فرایند­ها در مخازنی به کار می­روند که از روش­های بازیابی ثانویه به دلیل پتانسیل پایین بازیابی استفاده نمی­شود­. در این حالت کلمه­ی مرحله­ی سوم نام­گذاری غلطی است­. در برخی از مخازن­، اعمال فرایند ثانویه یا مرحله­ی سوم پیش از فرایند پایان بازیابی مرحله­ی اول سودمند است­. در این مخازن عبارت ازدیاد برداشت به کار می­رود و عموماً شامل هر فرایند بازیابی  می­شود که برداشت از مخازن را بیش از آن­چه از انرژی طبیعی مخزن انتظار می­رود، بهبود بخشد­.

• تعاریف انواع مخزن­ها با استفاده از نمودار­های فازی

از نقطه نظر فنی­، می­توان انواع مختلف مخزن را به کمک موقعیت اولیه­ی دما و فشار مخزن با توجه به محدوده­ی دو فازی ( گاز و مایع) که معمولاً بر روی نمودار حالات فشار –­ دما نشان داده­ می­شود­، تعریف کرد­­. شکل (1-1) نمودار فازی فشار –­ دما می باشد که در آن هر دو فاز گاز و مایع وجود دارند­­. ناحیه­ی سمت چپ نمودار به پایین که با منحنی­های نقاط حباب و شبنم محصور می­باشد­، محدوده­ای است مرکب از دما و فشارهایی که در آن هر دو فاز وجود خواهند داشت­. منحنی­های درون ناحیه­ی دوفازی­، در صدی از حجم کل هیدروکربن را به صورت مایع می­باشد­، به ازای مقادیر مختلف فشار و دما نشان می دهند­. در ابتدا هر توده­ی هیدروکربنی­، نمودار حالت مخصوص خود را خواهد داشت­ که فقط به ترکیب آن توده بستگی دارد­.