Dual-Porosity

1. Judul

Sixth SPE Comparative Solution Project: A Comparison of Dual-Porosity Simulators

2. Author

A. Firoozabadi, Norsk Hydro A/S, dan L. K. Thomas, Phillips Petroleum Company.

3. Publikasi

SPE Symposium on Reservoir Simulation, Houston, Texas, 6–8 Februari 1989. Society of Petroleum Engineers, SPE-18741-MS.

4. Background

Naturally fractured reservoir memiliki dua sistem aliran yang saling berinteraksi: matrix sebagai media penyimpanan utama dan fracture sebagai jalur aliran berkonduktivitas tinggi. Dual-porosity model menyederhanakan interaksi tersebut melalui transfer function yang bergantung pada shape factor, gravity drainage, imbibition, dan capillary continuity.

Pada saat studi dilakukan, formulasi matrix–fracture transfer dan asumsi fracture capillary pressure belum seragam. Ketidakpastian tersebut dapat menghasilkan prediksi recovery yang berbeda meskipun data reservoirnya sama.

5. Objective

Studi bertujuan membandingkan sepuluh dual-porosity simulator serta mengevaluasi pengaruh transfer formulation dan fracture capillary pressure terhadap depletion, gas injection, dan water injection. Fine-grid single-porosity model digunakan sebagai solusi referensi untuk sebagian kasus.

6. Method

Dua kelompok test case digunakan. Kasus pertama adalah single matrix block untuk mengisolasi gravity-capillary displacement. Kasus kedua berupa cross-section fractured reservoir dengan skenario depletion, gas injection, dan water injection.

Peserta menjalankan variasi zero dan nonzero fracture capillary pressure. Pendekatan yang digunakan mencakup conventional shape factor, explicit matrix discretization, dan pseudo-capillary-pressure calibration terhadap fine-grid response.

7. Result

Pada single-block case, fine-grid reference menghasilkan recovery sekitar 40% tanpa fracture capillary pressure dan 44% dengan fracture capillary pressure 0,1 psi setelah lima tahun. Sebagian besar dual-porosity result mendekati nilai akhir tersebut, tetapi trajectory produksi menunjukkan variasi.

Pada cross-section case, capillary continuity memberikan pengaruh signifikan terhadap GOR dan reservoir pressure, terutama untuk depletion dan gas injection. Hasil water-injection case relatif lebih konsisten antarpeserta. Variasi terbesar dikaitkan dengan matrix–fracture transfer formulation dan representasi capillary pressure.

8. Conclusion

Asumsi fracture capillary pressure sama dengan nol tidak selalu dapat diterapkan tanpa evaluasi sensitivitas. Matrix–fracture transfer merupakan sumber utama ketidakpastian pada dual-porosity simulation, khususnya untuk proses yang melibatkan gravity drainage dan gas displacement.

Fine-grid reference tetap diperlukan untuk menilai apakah penyederhanaan dual-porosity memberikan akurasi yang memadai pada mekanisme aliran yang dikaji.

9. Strength and Weakness

Strength

• Mengisolasi pengaruh fracture capillary pressure melalui desain kasus terkontrol.
• Menyediakan fine-grid single-porosity reference untuk evaluasi model tereduksi.
• Mencakup depletion, gas injection, dan water injection.
• Membandingkan beragam matrix–fracture transfer formulation.

Weakness

• Kasus sintetis belum merepresentasikan seluruh kompleksitas fracture network lapangan.
• Tidak terdapat satu transfer formulation yang digunakan secara seragam oleh semua peserta.
• Validitas fine-grid reference tetap bergantung pada model kapiler dan data batuan yang diasumsikan.
• Hasil sensitif terhadap parameter yang sering tidak tersedia secara memadai dari data lapangan.