Upscaling and Permeability and Porosity for a Sandstone and a Carbonate Reservoirs
Authors: Polycarp Benedict , Awang Mariyamni , M. T. Mohammad Ghandi 
Published: January 2013

Pelbagai teknik penaikan skala digunakan untuk mengurangkan bilangan blok jejaring pada model–model geologi untuk menghasilkan model–model penyelakuan. Namun, bilangan blok jejaring masih berjumlah ratusan ribu blok jejaring, dengan demikian menyebabkan kos perhitungan yang tinggi. Beberapa teknik penaikan skala menghendaki perubahan pengaturcaraan yang besar pada penyelaku. Matlamat utama kajian ini ialah untuk mengurangkan bilangan blok jejaring dalam penyelaku reserbor dengan menggunakan kaedah–kaedah pemurataan sederhana pada keliangan dan ketertelapan. Disebabkan keliangan dan ketertelapan berhubungan secara perkadaran langsung, kesankesan penggunaan teknik pemurataan yang berbeza pada kedua sifat itu disiasati. Dalam kajian ini, pilihan minyak hitam, tiga–fasa–tiga–matra penyelaku Eclipse digunakan. Reserbor yang diselakukan ialah model batupasir tak homogen yang terdiri daripada 43,200 blok jejaring (60X40X18) dan model karbonat majmuk (60X22X16) dengan minyak mati sebagai sistem bendalir reserbor. Penyelakuan diulangi pada model batupasir dengan menggunakan sistem minyak hidup. Bilangan optimum blok jejaring telah ditakrifkan sebagai bilangan minimum blok jejaring yang menghasilkan kesilapan kurang daripada 10% ke atas kadar pengeluaran minyak lapangan, kadar pengeluaran gas lapangan, potongan air lapangan, tekanan purata lapangan dan nisbah gas–minyak lapangan. Analisis kepekaan dilakukan untuk menemukan keadaan optimum dan dua teknik pemurataan diuji, pemurataan aritmetik dan pemurataan geometrik. Bagi kedua-dua teknik, ketertelapan mempertunjukkan pengaruh yang lebih besar daripada keliangan. Analisis itu juga mempertunjukkan bahawa ketertelapan yang dipuratakan secara geometrik dan keliangan yang dipuratakan secara aritmetik memberikan kesilapankesilapan yang lebih kecil. Model batupasir yang dioptimumkan ialah 15X40X18, pengurangan 75% daripada model asal, dengan kesilapan 3.48%. Model karbonat memberikan pengurangan sehingga 50% (30X22X16) dengan kesilapan 3.89%. Penyelakuan menggunakan minyak hidup juga menghasilkan bilangan blok jejaring yang sama bagi batupasir tetapi menyebabkan kesilapan yang lebih tinggi iaitu 5.1%.

Kata kunci: Penaikan skala; blok jejaring; penyelakuan reserbor

Various upscaling techniques are used to reduce the number of grid blocks in geologic models to produce simulation models. Nevertheless, the number of grid blocks still amounts to hundreds of thousands of grid blocks, thereby incurring high computing costs. Some upscaling techniques require major programming changes to a simulator. The main objective of this study is to reduce the number of grid blocks in a reservoir simulator by using simple averaging methods on porosity and permeability. Since porosity and permeability proportionally are related, the effects of using different averaging techniques on the two properties were investigated. In this study, the black oil, three–phase–three–dimension option of the Eclipse simulator was used. The reservoirs simulated were a heterogeneous sandstone model that consisted of 43,200 grid blocks (60X40X18) and a heterogeneous carbonate model (60X22X16) with dead oil as the reservoir fluid system. Simulation was repeated on the sandstone model using live oil system. The optimum number of grid blocks was defined as the minimum number of grid blocks that produced errors less than 10% in field oil rate, field gas rate, field water cut, field average pressure and field gas–oil ratio. Sensitivity analysis was conducted to find the optimum condition and two averaging techniques were tested, arithmetic averaging and geometric averaging. For both techniques, permeability showed more influence than porosity. The analysis also shows that geometric averaged permeability and arithmetic averaged porosity gave smaller errors. The optimized sandstone model was 15X40X18, a reduction of 75% from the original model, with 3.48% error. The carbonate model managed to achieve up to 50% reduction (30X22X16) with 3.89% error. Simulation using live oil also resulted in the same number of grid blocks for sandstone but caused a higher error that is 5.1%.

Key words: Upscaling; grid block; reservoir simulation