Application of Hydraulic Flow Unit Technique for Permeability Prediction in one Iranian Gas Reservoirs, Case Study

Document Type : Original Article


Chemical and Petroleum Engineering Dept., School of Chemical and Material Eng., Shiraz Branch, Islamic Azad University, , Iran



Estimating reservoir permeability in un-cored intervals-wells are a generic problem common for all reservoir engineers. In this paper, routine core analysis and well log data of an actual existing gas reservoir, from southwest west of IRAN, were used to develop a model of matrix permeability in un-cored well by using Hydraulic Flow Unit Approach (HFU). The Graphical Clustering Methods such as histogram analysis and probability plot are used to identify the number of hydraulic flow units. Also, the sum of square errors (SSE) method was used as criterion for confirming the optimal number of HFU’s. Permeability data can be obtained from well tests, cores or logs. Normally, using well log data to derive estimates of permeability is the lowest cost method. Formation permeability controls the strategies involving well completion, stimulation, and reservoir management.
Results showed that six HFUs were identified from core data and each unit has its own mean Flow Zone Indicator (FZI). In addition, a correlation between FZI calculated from core data and that obtained from well log data was developed for estimating permeability in un-cored intervals-wells with R-Squared Value of 0.60. Also, Lorenz plot shows that the flow units 3 and 6 have a good porosity and high permeability.


Main Subjects

Article Title [فارسی]

کاربرد مفموم واحدهای جریانی هیدرولیکی برای محاسبه تراوایی در یکی از مخازن گازی ایران، مطالعه موردی

Author [فارسی]

  • اصغر گندم کار

استادیار مهندسی نفت (مخازن هیدروکربوری)، گروه مهندسی شیمی و نفت، دانشکده مهندسی شیمی و مواد، واحد شیراز، دانشگاه آزاد اسلامی، شیراز، ایران

Abstract [فارسی]

تخمین تراوایی در چاههای فاقد مغزه یکی از چالش های مهندسین مخازن است. در این مطالعه، از داده های آنالیز متداول مغزه به همراه داده های چاه پیمایی یکی از مخازن گازی جنوب غرب ایران به منظور تعیین مدل تراوایی با استفاده از مفهوم واحد جریان هیدرولیکی استفاده شده است. روش های آنالیز خوشه بندی شامل آنالیز هیستوگرام و نمودار احتمال نرمال جهت تعیین تعداد گروه های سنگی مورد استفاده قرار گرفت. همچنین، روش خطای حداقل مربعات جهت تعیین تعداد بهینه گروه های سنگی در نظر گرفته شده است. داده های تراوایی از طریق آنالیز چاه آزمایی، مغزه و چاه پیمایی به دست می آید. با این وجود استفاده از داده ای چاه پیمایی از ارزان ترین روش ها است. اهمیت تراوایی سازند در تکمیل چاه، تحریک سازند و مدیریت مخزن تاثیر می گذارد. نتایج نشان می دهد که 6 واحد جریان هیدرولیکی وجود دارد که هرکدام شاخص ناحیه جریانی مربوط به خود را دارد. علاوه براین، یک معادله تجربی بر اساس داده های مغزه و چاه پیمایی جهت تخمین تراوایی با دقت 0/60 ارایه گردید. همچنین، نمودار لرنز نشان می دهد که واحد جریانی 3 و 6 دارای تراوایی و تخلخل قابل توجهی هستند.

Keywords [فارسی]

  • شاخص ناحیه جریانی
  • واحد های حریانی هیدرولیکی
  • مخازن گازی
  • آنالیز هیستوگرام
  • نمودار احتمال
  • خطای حداقل مربعات
  1. Abbaszadeh, M.D., Fujimoto, F., 1996 “Permeability Prediction by Hydraulic Flow Units-Theory and Applications”, SPE 263-271.
  2. Amaefule, J.O., Altunbay, D., 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 Un-cored Intervals/Wells,” SPE 26436.
  3. Canas, J.A., Malik, Z.A., Wu, C.H., 2000, “Characterization of Flow Units in Sandstone Reservoir: La Cira Field, Colombia, South America; SPE 27732.
  4. Chekani, M., Kharrat. R., 2009,”Reservoir Rock Typing in a Carbonate Reservoir- Cooperation of Core and Log Data: Case Study”, SPE 123703.
  5. Ebanks, W., 1990, “Integrated Approach to Reservoir Description for Engineering Projects, AAPG, Abstract Flow Unit Concept.
  6. Elarouci, F., Mokrani, N., 2010, “How to Integrate Wire line Formation Tester, Logs, Core and Well Test Datato Get Hydraulic Flow Unit Permeability’s: Application to Algeria Gas Field”, SPE 134001.
  7. Hatampour, A., Schaffie, M., Jafari, S., 2015, Hydraulic flow units, depositional facies and pore type of Kangan and Dalan Formations, South Pars Gas Field, Iran, Journal of Natural Gas Science and Engineering, 23, 171-183.
  8. Iravani, M., Rastegarnia, M., Javani, d., Sanati, A., 2018, Application of Seismic Attribute Technique to estimate the 3D model of Hydraulic Flow Units: A case study of a gas field in Iran, Egyptian Journal of Petroleum, 27, 145-157.
  9. Kadkhodaie, R., Rezaee, R., Moussavi, R., 2013, Analysis of the reservoir electrofacies in the framework of hydraulic flow units in the Whicher Range Field, Perth Basin, Western Australia, Journal of Petroleum Science and Engineering, 111, 106-120.
  10. Kozeny, J., 1927., UberKapillare Leitung des Wassersim Boden Stizurgsberichte; Royal Academy of Science, Vienna, Proc. Class I, 136, 271-306.
  11. Maghsood, A., Fujii, H., Fujimoto, F., 1995, “Permeability Prediction by Hydraulic Units Theory and Application, SPE 30158.
  12. Nelson, P.H., 2005. Permeability, porosity, and pore-throat size: a three-dimensional perspective, Petrophysics, v. 46, no. 6, 452-455.
  13. Nelson, P.H. 1994. Permeability-porosity relationships in sedimentary rocks, The Log Analyst, v. 3, 38-62.
  14. Oliveira, G.P., Roque, W.L., Araújo, E.., 2016, Competitive placement of oil perforation zones in hydraulic flow units from centrality measures, Journal of Petroleum Science and Engineering, 147, 282-291.
  15. Saboorian, H., Mowazi, G.H., Jaberi, S.R., 2010, “A New Approach for Rock Typing Used in One of the Iranian Carbonate Reservoir (A Case Study), SPE 131915.
  16. Shenawi, Sh., White, J., Elrafie, E., Kilany, KH., 2007, “Permeability and Water Saturation Distribution by Lithologic Facies and Hydraulic Units: A Reservoir Simulation Case Study”, SPE 105273.
  17. Soto, R., Torres, F., Arango, S., 2001, “Improved Reservoir Permeability Models from Flow Units and Soft Computing Techniques: A Case Study, Suria and Reforma-Libertad Fields”, Colombia, SPE 69625.
  18. Susilo, A., 2010, “Permeability Prediction Based on Capillary Model”, SPE 141122.
  19. Williams, S., Batarseh, S., 2010, “Accurate Estimation of in-situ Porosity and Permeability Data Using Cloned Parametric Stressed Models-A Hybrid Approach”, SPE 132985.
  20. Wyllie, M.R.J., Gardner, G.H.F., 1958 “The Generalized Kozeny-Carmen Equation,” World Oil, March and April.