Simulation history matching of coreflood data : master's thesis

Mjerenja relativne propusnosti odnose se na utiskivanje jedne, ili dvije faze istovremeno, te određivanje brzina protoka svake od faza u vremenu, tj. u odnosu na zasićenje u uzorku. Iz prethodno izmjerene poroznosti i dimenzija jezgre, te mjerenih proizvedenih količina vode i nafte iz jezgre može se jednostavno odrediti zasićenje jezgre vodom u svakom momentu istiskivanja. Tako mjereni podaci postaju početni ulazni podaci za relativnu propusnost prilikom simulacije ležišta. U radu je obrađena metoda inicijalizacije simulacijskog modela na temelju simulacije laboratorijskog ispitivanja. Izrađen je 1D model i na temelju mjerenih podataka su korelirani podaci o relativnoj propusnosti. Na temelju testova osjetljivosti na pojedine parametre ustanovljeno je kako korelacijom dobiveni, tj. dobro podešeni laboratorijski podaci o relativnim propusnostima uzrokuju manje problema u numeričkom rješavanju te da se relativne propusnosti i kapilarni tlakovi koji su ulazni podaci za simulacijski model mogu uskladiti s laboratorijski mjerenim podacima do prihvatljivog podudaranja, čime se dobiva laboratorijski potvrđen podatak za simulaciju na nivou cijelog ležišta.Abstract: Relative permeability measurements are related to injection of one or two phases into a core sample, and therefore flow rate and saturation of each phase can be calculated. From measured porosity, core sample dimensions, water and oil quantities produced from a sample, water saturation can be easily determined at each moment of injection. Thus measured data become initial relative permeability input data for reservoir simulation. The thesis deals with the initialization of reservoir model based on coreflood simulation. 1D simulation model is made and relative permeability data are correlated based on the measured data. After sensitivity testing of several parameters it is concluded that laboratory data adjusted by correlation result in fewer problems with numerical solution, and that measured relative permeabilities and capillary data can be adjusted to match the coreflood simulation model, which consequently gives lab confirmed data for reservoir simulation