Fracture effect limitation on residual oil saturation & visualization by computer tomography
Çatlak etkisinin sınırlandırılarak, rezervde kalan petrol doymuşluğunun, bilgisayarlı tomograrafi ile gözlenmesi
Yazar: SERHAT CANBOLAT
Danışman: PROF. DR. MAHMUT PARLAKTUNA
Orta Doğu Teknik Üniversitesi / Fen Bilimleri Enstitüsü / Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Ana Bilim Dalı
Derece: Doktora, 2018
Konu: Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği = Petroleum and Natural Gas Engineering

Özet:
Çatlaklı rezervuarlardaki kesin üretim ve kurtarım tahmini yapmanın oldukça zor olmasının sebebi, kompleks ve heterojen yapıların bulunmasıdır. Karbonatlı rezervler çoğunlukla çatlaklı ve izole edilmiş çatlaklı yapılardan oluşmaktadır. Bu çatlaklar sıvı akışı için kompleks yollar doğurması neticesi ile, rezervuar karakterizasyonu, maksimum kurtarım ve üretim performansı için önem arzetmektedir. 
Çatlaklı rezervuarlarda, çatlak ana akış kanalı, matris ise daha çok depolama alanıdır. Çatlaklı rezervuarlarda petrol üretimi rezerv içinde yoğun veya seyrek petrol doymuşluğu gösterir. Bunun sebebi de mikro ölçekteki yarıkların ve heterojen yapıdaki çatlakların iyi süpürülebilmemesidir. Yüksek enjeksiyon/üretim hızları da parmaklaşma etkisiyle petrolün  süpürülmeden rezervde kalmasına neden olur. Bu etkileri azaltmak/bertaraf etmek için polimer jel uygulaması çatlağa tatbik edilir,  bu sayede kalan petrol doymuşluğu oranı azaltılır ve petrol üretimi arttırılır.   
Bu çalışmada doğal ve yapay çatlaklı karotlarla yapılan analitik ve deneysel hesaplamalar, karotların yapısı hakkında bilgi sahibi olmamızı sağladı. Karakterizasyonu   yapılan  karotlara   polimer  jel  uygulaması  yapıldı  ve  çatlak 
sınırlaması etkisiyle üretim artışı sağlandı. Eşdeğer çatlak aralığı ölçümleri mikroskopla ölçüldü ve analitik yoldan kübik yasası ile hesaplanarak doğrulandı. Bilgisayarlı Tomografi (BT) görüntüleri kullanılarak, matris gözeneklilik ve doymuşluk heaplamaları yapıldı. Polimer jel uygulaması öncesinde ve sonrasında matris ve  çatlak geçirgenlikleri hesaplandı. 
Çatlak ölçümleri, analitik hesaplamaları doğrulamak için mikroskop kullanılarak tamamlandı. Laboratuvar sonuçları, Geliştirilmiş Kübik Yasası (GKY) olarak polimer jel uygulanan ve uygulanmayan eşdeğer çatlak aralıklarını tahmin etmek üzere geliştirilen denklem ile yapıldı. Eşdeğer çatlak aralıklarındaki küçülme, mikroskop yardımıyla gözlemlenerek, GKY ile de teyit edilmiştir.
GKY kullanılarak analitik hesaplamalar, farklı akışkanlarla doyurulmuş ortamlarda yapıldı. Eşdeğer çatlak aralığı laminar akış altında tüm deneyler için hesaplandı. GKY, homojen karotlardan çok,  çatlaklı karotlarda akışı tanımlamada daha başarılı olmuştur.
Çatlak geçirgenliği ve eşdeğer çatlak aralığı arasında doğrusal bir bağlantı vardır. Kıyaslanan farklı doymuşluk değerlerine sahip, karot deneylerinde (önceden suyla doyurulmuş ve önceden petrolle doyurulmuş) eşdeğer çatlak aralığı ve çatlak geçirgenliği hesaplamaları benzer sonuçlar vermiştir 
Polimer jel uygunluğunda kurtarımın artması, yapılan yapay çatlaklı karot deylerinde, eşdeğer çatlak aralığının azalması/tıkannması ile ispatlandı. Karotlardaki çatlak aralığının azalması, çatlak geçirgenliğininin de azalmasısla sonuçlanmıştır.

Abstract:
Recovery estimations of fractured reservoirs are considered to be extremely challenging due to complexity and heterogeneity of the geological patterns. Most reservoirs consist of natural and artificial fractures, including isolated microscopic fissures. These fractures form complicated paths for reservoir characterization and fluid movement that ultimately impacts production performance and ultimate recovery.
In naturally fractured reservoirs, the matrix is the dominant storage area, while the main flowing channels are fractures. Oil production from fractured reservoirs results in varying saturation values throughout the reservoir. This is due to the microscopic fissures and heterogeneity of the fracture environment, which could not be swept thoroughly. Higher production / injection ratios also enhance the fingering effect by passing oil through the reservoir. To get rid off fingering or minimize, a polymer gel application is applied to the fractured cores to reduce residual oil saturation and to increase oil production.
In this study, naturally and artificially fractured cores were used. Analytical and experimental calculations were performed in order to understand the physical structure of the cores. After the characteriztion of the fractured cores a polymer gel application is done to limit the fracture effect and increase oil recovery. 
Equivalent fracture aperture measurements were done by microscope and compared with the analytical calculations with cubic law. Using CT scanner images, matrix porosity and saturation calculations were done. Matrix permeability and fracture permeability values were found before and after the polymer gel injection application. 
Measurements of the fractures were completed by using microscope to verify the analytical calculations. Laboratory results were defined by the equation developed for predicting equivalent fracture apertures with and without polymer gel as Improved Cubic Law (ICL). Shrinkage in equivalent fracture aperture was also defined by ICL observed by microscope. 
Using ICL, analytical calculations were done in different environments.  Equivalent fracture apertures were calculated for all the experimental flow rates under laminar flow. ICL has worked with the fractured cores flow definition whereas not for homogeneous cores.  
There is a direct relation between fracture permeability with equivalent fracture aperture. The experiments with different environments (initially oil saturated and water saturated) in the cores, with calculations of equivalent  fracture aperture and fracture permeability, showed similar results.  
The effect of polymer gel  conformance to increase recovery by decreasing equivalent fracture aperture plugging was proven. Moreover, the decrese in equivalent fracture aperture in the cores were resulted in decreasing fracture permeability respectively.