بخشی از مقاله
*** این فایل شامل تعدادی فرمول می باشد و در سایت قابل نمایش نیست ***
بررسي عملکرد يکي از مخازن شکافدارجنوب غرب ايران جهت توسعه ميدان وتعيين هيدروديناميک
چکيده
ساختار مخزن آسماري در ميدان مورد مطالعه در حالت عمومي غني از نفت و عمدتااز توالي هاي کربناته تشکيل شده است . سنگ مخزن اين نفتگير داراي تخلخل قابل ملاحظه و شکستگي هايي با تراوايي زياد است . به منظور بازيافت حداکثري نفت در طي توليد از اين مخزن ، شناخت تاريخچه فشار تحتاني چاهها و هيدروديناميک مخزن الزامي است . براي افزايش بازيافت نفت از مخزن ، اطلاعات زيادي توسط خرده هاي حفاري ، لاگها و مقاطع نازک ميکروسکوپي و نتيجه مطالعات ساق مته جمع آوري شده است . مهمترين مطالعات صورت پذيرفته جهت اين بررسي ،آناليز فشار سيالات مخزني ، نسبت گاز به نفت توليدي ، مکانيسم هاي توليدي ، هيدروديناميک مخزن ، پراکنش فشاري در بخشهاي مختلف وعلت يابي تثبيت فشار مخزن وغيره است .مطالعات فشار سيالات مخزن نتيجه خوبي در مورد هيدروديناميک مخزن ارائه مي دهد.براساس اطلاعات فوق الذکر در چاههاي مختلف ، مخزن به سه بخش شمالي ،جنوبي و غربي تقسيم شد.روند تغييرات فشاري در اين سه بخش تا حدودي بر هم منطبق و بخش غربي داراي پراکنش فشاري بيشتري بود . مهمترين نتيجه اين مطالعه ، تعيين وضعيت هيدروديناميک مخزن و بهترين بخش توليدي جهت توسعه مخزن بود.
کليدواژه ها: آناليز فشار، مکانيسم هاي توليد، هيدروديناميک ، تراوايي ، پراکنش فشار، سطوح تماس سيالات مخزن ، عملکرد مخزن .
مقدمه :
توليد صحيح از مخازن نفتي به منظور بازيافت حداکثري نفت با آناليز و بررسي دقيق تاريخچه فشار،توليد و هيدرو ديناميک وشناخت مکانيسم هاي توليد مخزن ميسر مي شود. (;٢٠٠٤ ,.Mancini et al)
٢٠٠٤ ,Aguilera. بنابراين براي مطرح کردن يک روش و ايده مناسب در اين زمينه سعي شده تا از موارد فوق الذکر براي تشخيص هيدروديناميک و بخش بندي مخزن يکي از مخازن نفتي جنوب غرب ايران استفاده و در نتيجه بخش توسعه اي مناسب مشخص گردد. اين ميدان به نام پارسي ، داراي يک مخزن تاقديسي به طول ٣٦ و عرض ٧ کيلومتر مي باشد. جنس سنگ اين مخزن عمدتا کربناته شکافدار بوده به نحوي که توليد از اين ميدان به شدت وابسته به سيستم هاي شکاف مخزن است .نفت مخزن از ابتدا به حالت اشباع بوده وکلاهک گازي اوليه اي در بالاي ساختمان مخزن وجود داشته است .اين مخزن در سال ١٣٤٣شمسي با حفر يک حلقه چاه اکتشافي کشف و سال ١٣٤٥ شمسي با حفر چاه ديگري بهره برداري از در آن آغاز شد.به دنبال توسعه و افزايش توليد، اين مخزن با افت فشار شديد مواجه شد و اين امر سبب گرديد تا توليد از مخزن در سال هاي بعد کاهش يابد.به منظور جلوگيري از کاهش روز افزون فشار مخزن و بالا بردن ضريب بازيافت نفت از سال ١٣٧٨شمسي پروژه تزريق گاز در کلاهک گازي ميدان به منظور افزايش فشار آغاز گرديده و تا کنون نيز ادامه داشته است .اين مخزن در حال حاظر داراي ٧٢ حلقه چاه است که از اين تعداد ٤٩ حلقه نفتي ، ٧ حلقه تزريقي گاز، ١ حلقه متروکه و ١٥ حلقه مشاهده اي مي باشد.
آناليز فشار سيالات مخزن :
براي بررسي فشار مخزن در اين ميدان نرخ تغييرات فشار نسبت به توليد آورده شده است (شکل ١).اين عمل دو مزيت براي ميدان فوق الذکر داشته است :١- بررسي روند تغييرات فشار مخزن جهت پيش بيني ميزان آن در آينده ٢- علت يابي تثبيت فشار مخزن با استفاده از تاريخچه فشار. اگر به روند تغييرات فشارنفت در مخزن توجه شود مي توان اين تغييرات را به پنج دوره زماني تقسيم کرد(شکل ١).همانطور که در شکل ١ديده مي شود، فشار نفت شديدا متاثر از ميزان توليد از مخزن بوده است .
در دوره زماني اول به دليل توليد پايين از مخزن روند افت فشار بسيار تدريجي بوده و معدل ٦٥ پام و متوسط ساليانه آن ٢٢ پام مي باشد.در اين دوره زماني توليد از مخزن بسيارکم بوده است و تثبيت حاصله به نحوي تثبيت اوليه و طبيعي فشار مخزن است .در دوره زماني دوم که توليد از مخزن به شدت افزايش يافته است ٩٠٠ پام افت فشار در ستون نفتي رخ داده است که متوسط ساليانه آن
١١٢ پام مي باشد. بر اثر افت فشار شديد مخزن در اين دوره ، کلاهک گازي به سرعت توسعه پيدا کرده و بزرگتر شده است يا به عبارتي سطح تماس گاز نفت به سرعت به سمت پايين حرکت کرده و ستون نفتي کاهش يافته است (شکل ٢). در شکل ٢ که سطوح تماس سيالات مخزن را نشان مي دهد به خوبي گوياي اين واقعيت است .در طول دوره زماني دوم که توليد از مخزن در بيشترين حد خود بوده ، ضخامت ستون نفتي از ٨١٥ به ٥١٢ متر رسيده است يعني به ازاي هر يک ميليون بشکه توليد حدود ٠.٧٥ متر کاهش ستون نفتي رخ داده است .
اين در حالي است که پس از اين دوره تا حال حاضر به ازاي هر ميليون بشکه توليد حدود ٠.٤٢ متر کاهش در ستون نفتي مشاهده شده است . بنابراين مشخص مي شود که توليد زياد از اين مخزن در طول دوره دوم سبب کاهش شديدتر ستون نفتي شده است . در دوره سوم فشار بسيار تدريجي کاهش يافته ، به طوري که در طول اين سالها ٥٠ پام افت فشار مشاهده مي شود. در اين دوره که قسمت اعظم آن در در زمان جنگ تحميلي بوده است به دليل کاهش توليد و بعضا عدم توليد از ميدان ، روند کاهش فشار بسيار آهسته و کند بوده است . در دوره چهارم توليد دوباره در اين ميدان افزايش يافته وکاهش فشار مخزن روند صعودي پيدا کرده است .در اين دوره ١٣٠ پام کاهش فشار در ستون نفتي اتفاق افتاده است . در دوره پنجم که پروژه تزريق گاز در مخزن اجرايي گرديد روند افت فشار در مخزن متوقف و يک روند افزايش تدريجي فشار مشاهده مي شود. در طول اين دوره ٤٠ پام افزايش فشار مشاهده مي شود.همانطور که از اين شواهد پيداست افت شديد فشار در مخزن ABC با توليد مخزن رابطه مستقيم دارد و توليد زياد از اين مخزن سبب کاهش شديد فشار شده است .در اين مخزن تثبيت فشار به علت عدم توليد و يا توليد بسيار کم از مخزن بوده و ربطي به عوامل بازيافت طبيعي مخزن ندارد و تثبيت فشار صورت پذيرفته در مخزن کاذب است .
نسبت گاز به نفت توليدي :
همانطور که در شکل ٣ نشان داده شده ، نمودارنسبت گاز به نفت توليدي در طول عمر مخزن با نوسانات زيادي روبرو بوده است . اگر تغييرات GOR را در طول زمان در نظر بگيريم تقريبا روند تغييرات آن مشابه روند تغييرات فشار نفت مخزن مي باشد بدين معنا که کاهش فشار مخزن با افزايش GOR توليدي همراه شده است . در حد فاصل سال هايي که به دليل توليد بالا از مخزن فشار نفت به سرعت در حال کاهش بوده GOR توليدي نيز با يک روند افزايشي توام شده است . همچنين در سالهاي بعد از آن به علت کاهش توليد از مخزن وبه تبع آن تثبيت يا کاهش تدريجي فشار، روند GOR با تغييرات اندکي همراه بوده است . البته در طول تاريخچه توليد، مقاطع کوتاهي وجود دارد که روند تغييرات GOR با تغييرات فشار همخواني ندارد که دليل اصلي آن توليد با نسبت گاز به نفت بالا از برخي چاهها بوده است . مشابهت روند تغييرات GOR با تغييرات فشار، يکي از خصوصيات بارز مخازن شکافدار است ,.et al ,Matthews, J. D.).
(٢٠٠٨ چرا که با کاهش فشار مخزن حجم زيادي از گاز محلول در نفت آزاد و از طريق شکافها به کلاهک گازي منتقل مي شود و در نتيجه نسبت گاز به نفت محلول کاهش مي يابد. از آنجائيکه GOR توليدي تا حدود 117 زيادي متاثر از GOR محلول است ،لذا GORتوليدي نيز کاهش خواهد يافت .
بررسي وضعيت هيدروديناميک مخزن :
بهترين پارامتر موجود در مخزن جهت تعيين هيدروديناميک ، فشار آب است ( ,.et al ,Uma, K.O. ١٩٩٧). در مورد فشار آب مخزن بايد گفت که بر اساس اطلاعات مشاهده اي آب مخزن ،روند تغييرات فشار آب مشابه تغييرات فشار نفت وگازمخزن است (شکل ٤). اين مطالعات نشان مي دهد که زماني که اين حالت در مخازن حادث مي شود، مخزن فاقد هر گونه آبده فعال است . به طوري که در طي ١٠سال ابتدايي توليد از مخزن افت فشار آبده بسيار شديد و در حدود ٩٧٠پام بوده است (شکل
٥). همانطور که در شکل ٥ مشاهده مي شود در طي سالهايي که مخزن با کاهش شديد توليد روبرو شده ،هيچ گونه افزايش فشار آب يا تثبيت آن مشاهده نشده است .لذا مي توان نتيجه گرفت که مخزن فاقد يک آبده فعال که بتواند از افت شديد فشار مخزن جلوگيري کند مي باشد.
بررسي فشارآب مخزن و تعيين جهت هيدروديناميک مي تواند يک علم نوين در مهندسي نفت تلقي گردد.
اساسا اين روش به اين مطلب اشاره دارد که در صورت ورود آب در مخزن که از حواشي آن صورت مي پذيرد، فشار آب افزايش يافته و در منطقه خروجي آن از مخزن به حداقل مي رسد. با اندازه گيري فشار بين دو نقطه در يک فاصله مي توان دريافت که آيا آبي به مخزن وارد شده يا نه ؟ براي اين منظور نمودارهاي مربوط به فشار آب در يک مخزن بايد تهيه گردد . اين کار خود کمک به بررسي فشار آب با گذشت زمان و ميزان آن در بخش هاي مختلف مي کند. علت يابي تثبيت فشار مخزن جهت پي بردن به فرآيند جلوگيري از کاهش فشار و تخليه فشار مخزن ضروري است وبررسي رابطه آن با هيدروديناميک احتمالي ، لازم و ضروري به نظر مي رسد. گاهي در نمودارهاي تهيه شده از تاريخچه فشار مخزن حالت تثبيت فشار ديده مي شود که به هيچ عنوان با وضعيت توليد وفشار مخزن همخواني ندارد. اين مسئله مهندسان مخزن را براي ايجاد يک تصميم درست قبل از تخليه کامل فشار به خطا وا مي دارد. بنابراين ارائه يک مدل و روش مناسب جهت بررسي فشار مخزن و تثبيت آن لازم به نظر مي رسد. مهمترين پارامتر که روي فشار مخزن تاثير مي گزارد، توليد و تزريق گاز در مخزن است . در اين روش ميزان توليد از مخزن با تاريخچه فشار ادغام که سبب ارائه يک تصوير درست از توليد و افت فشار مخزن شده است . مهمترين کاربرد اين روش بررسي علت افت فشار در مخزن است که آيا عوامل تثبيتي موجود در مخزن ناشي از يک عامل طبيعي است يا خير؟ در اين مدل (شکل ١) به راحتي ما مي توانيم در زمان قبل از تزريق گاز در مخزن رابطه بين افت فشار و توليد از مخزن را دريابيم . و در نتيجه مي توانيم رفتار مخزن نسبت به توليد و افت فشار آن را در آينده پيش بيني کنيم . در اين مخزن همانطور که از مدل تهيه شده پيداست (شکل ١) توليد از اين ميدان در زمان دوره دوم که بيشترين توليد را داراست سبب افت شديد فشار شده است و دراين زمان (زمان توليد نفت در دوره دوم )هيچ گونه تثبيت فشاري در مخزن حادث نشده است . فرآيند تثبيت فشار در اين مخزن در زمان هايي صورت پذيرفته که هيچ گونه توليدي از اين مخزن صورت نپذيرفته و يا توليد بسيار کم بوده است و در نتيجه مي توان گفت بين توليد و فشار رابطه کاملا معکوسي وجود دارد. اين مدل نشان مي دهد که ادامه توليد از اين مخزن و عدم تزريق گازسبب تخليه فشار و متوقف شدن توليد خواهد داشت . همانطور که از مدل پيداست در سالهايي که توليد صورت پذيرفته ، فشار افت کرده که همزمان با متوقف شدن و يا کاهش شديد توليد فشار شروع به بازسازي خود کرده است . اين بازسازي به علت خروج گازمحلول ازنفت مخزن وحرکت آن بسوي کلاهک بوده است و ربطي به پديده طبيعي مثل هيدروديناميک نداشته است . زيرا اولا همزمان با توليد از مخزن در فواصل زماني دوره هاي توليدي فشار شديدا در مخزن کاهش يافته و ثانيا تثبيت در اين ميدان به علت عدم توليد و تزريق گاز بوده است و هيچ تثبيت فشاري در مخزن با فرآيند توليد زياد صورت نپذيرفته است . پس مي توان گفت که تثبيت فشار در اين مخزن شديدا متاثر از توليد بوده و تثبيت صورت گرفته دروغين است .با توجه به شکل مربوط به سطوح تماس آب نفت بيشترين کج شدگي مربوط به جنوب شرق مخزن است (شکل ٦). با توجه به فشار آب مخزن (شکل ٥) و فرآيند تثبيت فشار(شکل ١ و ٥)، مي توان دريافت که که همزمان با توليد نفت در سالهاي ١٣٤٥ تا ١٣٥٨ فشار تحتاني آب به شدت کاهش يافته و در اين فاصله زماني حدود ١٣ سال هيچ گونه عامل جبران کننده اي در جلوگيري از اين کاهش فشار و تثبيت آن در مخزن اتفاق نيفتاده است و همزمان با توليد نفت ، کاهش شديد فشار آب را به همراه داشته است . اين نتيجه را مي توان از نمودار فشار آب چاهها و نمودار توليد و فشار مخزن (شکل ٥) استنباط کرد.اين عدم وجود بازسازي فشاري خود بيانگر عدم وجود تغذيه آب در مخزن و بيانگر وجود هيدروديناميک ضعيف آن است . با توجه به شکل ٦ بيشترين کج شدگي بين سطوح تماس نفت و آب از جنوب شرقي ميدان گزارش شده است . بيشترين فشار آب مربوط به چاه شماره ١١ است که در بخش جنوبي (جنوب شرقي ) مخزن قرار دارد. پس از آن بيشترين مقدار فشار تحتاني آب مربوط به بخش شمالي و سپس غربي است . شيب لايه ها و هيدروديناميک کلي در اين ناحيه از سمت شمال به جنوب است . با توجه به کاهش شديد فشار آب در بخش غربي و ارتباط آن با مدل توليد و فشار مي توان دريافت که به علت بسته اي عمل کردن مخزن و ايجاد سدهاي تراوايي وعملکرد پراکندگي فشار (شکل ٧) مخزن اين بخش تحت تاثير آب قرار نگرفته است . با توجه به بالا بودن فشار آب در بخش جنوبي (جنوب شرق مخزن ) و در ناحيه داراي شيب مخالف لايه ها و کمتر بودن فشارآب در شمال اين ميدان که در جهت شيب لايه ها وهيدروديناميک کلي منطقه قرار دارد، مي توان دريافت که هيچ هيدروديناميکي در مخزن در اين نواحي صورت نپذيرفته است .
اين مطالعات با تغيير سطوح تماس سيالات مخزن کاملا مخالف است . زيرا اولا بررسي فشار آب در مخازن داراي هيدروديناميک فعال نشان مي دهد که آب هميشه از مناطق داراي فشار تحتاني و جرياني آب بيشتر وارد مخزن شده واز مناطق داراي فشار تحتاني و جرياني کمتر خارج مي شود. مطالعات صورت پذيرفته نشان مي دهد که درمخازن داراي هيدروديناميک در جهت توصيف شده در جهت شيب لايه هاي مخزني هميشه مقداراختلاف فشار بين دو نقطه مقداري مثبت است و در صورت بدست آمدن مقداري منفي اين کج شدگي در سطوح تماس سيالات مخزني به عوامل استاتيکي مربوط مي شود. براي اين منظور رابطه زير را مي توان براي هيدروديناميک مخزن وفشار آن تعريف کرد
که در آن :
Hr= گراديان هيدروديناميکي بين بخش هاي مختلف يک ميدان
P∆ = اختلاف فشار بين دو بخش مخزني
L = طول بين دو بخش در اين معادله
اگر0<P∆ شود هيدروديناميک بين دو بخش مورد نظر اتفاق افتاده است و جريان هيدروديناميک احتمالي با جهت کج شدگي منطبق است اين در حالي است که اگر0>P∆ شود به هيچ وجه هيدروديناميک اتفاق نيفتاده است و کج شدگي بين سطوح تماس سيالات مخزني ناشي از يک عامل غير هيدروديناميکي است (جدول ١).
هرچه فاصله بين دوبخش کمتر باشد تغييرات فشار بين دو بخش کمتر است . با توجه به فشار سيالات در نقطه انتخابي ، فشار آب در بخش هاي شمالي و غربي بسيار نزديک به هم است و در بخش جنوبي داراي يک اختلاف فشاري حدود ٣٠ پام است که اين مقدار فشار در مقايسه با کل مخزن بسيار ناچيز و از همه مهمتر در خلاف جهت شيب لايه هاي کلي ناحيه است (جدول ٢). مهمتر از همه کاهش بسيار شديد فشار جريان آب مخزن با گذشت
119 زمان است که به حدود ١١٠٠ پام مي رسد (شکل ٥). اين کاهش شديد فشار خود بيانگر عدم وجود عامل جبران کننده فشاري در مخزن است . با ادغام مربوط به وضعيت سطح تماس سيالات مخزني و توليد (شکل ٢) که ارتباط آن با فشار در شکل ١ تشريح شد مي توان به تغييرات شديد اين سطوح به هنگام توليد پي برد. مهمترين مزيت اين روش تعيين تاثير پذيري شديد سطوح تماس سيالات مخزني با توليد و حرکت آهسته سطح تماس آب نفت
( حدود ٤٧ متر در دوره هاي توليدي دوم و سوم ) و گسترش زياد سطح گاز نفت که خود بيانگر عدم وجود هيدروديناميک است اشاره کرد. همانطور که در اين شکل ديده مي شود همزمان با توليد شديد نفت در دوره دوم ، سطح تماس بين نفت و آب دچار بيشترين کج شدگي و افتادگي شد و تا زمان انتهاي اين دوره زماني در حال کاهش عمق وکاهش ستون نفتي بوده است . اين موضوع نشان دهنده تاثير پذيري شديد سطوح سيالات و توليد از مخزن را دارد. زيرا در صورت وجود يک هيدروديناميک در مخزن سطح تماس بين آب و نفت دچار تغييرات بسيار جزيي مي شد. همچنين همگام با توليد نفت از مخزن به واسطه جابجايي سطح نفت آب به توسط آب ، اين سطح به سوي قسمت فوقاني مخزن حرکت مي کرد و باعث بالا آمدن اين سطح مي شد. نکته قابل توجه ديگر در اين مطالعه عدم برگشت آب به سطح قبلي خود در هنگام توليد و ايجاد فاصله زياد بين سطح تماس نفت و آب (گسترش زون تدريجي ) در زمان توليد و يا به عبارتي عدم تثبيت فشار در اين زمان (زمان توليد) است .در زمان هايي که هيچ توليدي از مخزن صورت نپذيرفته است سطح تماس سيالات مخزني در بالاترين حد خود بوده ،که اين خود بيانگر شرايط بازسازي شده مخزن به علت عدم توليد و بازسازي فشار خود ودرنتيجه بالا رفتن فشار نفت وآب است ، که سبب نزديک شدن اين سطح به همديگر و حل شدن بيشتر گاز در نفت شده است .
بررسي هاي فشاري سيالات مخزني خود مي تواند اطلاعات زيادي در مورد هيدروديناميک اعمالي در مخزن را نيز ارائه نمايد. به عنوان مثال اين بررسي در اين مقاله نيز صورت گرفته است و حاکي از اين مطلب است که در صورت ورود آب به مخزن در محلي که داراي بيشترين سطح تماس کج شده مخزني است فشار نفت به علت اعمال فشار از سوي آب ورودي بايد افزايش يابد و به موازات آن فشار گاز و از همه مهمتر فشار آب در ناحيه ذکر شده افزايش يابد. اين در حالي است که در اين مخزن در زمان فعلي فشار نفت وگاز در مخزن تقريبا نزديک است و فشار آب با اختلاف جزيي و قابل در نظر نگرفتن ، در جنوب شرقي داراي مقدار بيشتري است (جدول ٢)، که اين مقدار در خلاف شيب لايه بندي کلي منطقه و در منطقه اي تکتونيزه است . مهمترين دليل در اثبات گفته هاي فوق فشردگي شديد سنگ مخزن اين ناحيه ، کاهش تخلخل (شکل ٨) و تراوايي ( شکل ٩) و نزديک شدن خطوط تراز کانتوري است (شکل ١٠).
مکانيسم هاي توليد:
در مخزن ABC که يکي از مخازن شکافدار طبيعي محسوب مي شود، رانش هاي فعال که در توليد نقش اصلي را بازي مي کنند عبارتند از: انبساط کلاهک گازي ، رانش گاز محلول ،رانش آبده و ريزش ثقلي است . با توجه به تاريخچه فشار مخزن که مورد بررسي قرار گرفت مي توان پي برد که مکانيسم اصلي که در توليد نقش اصلي را دارد همان ريزش ثقلي است . زيرا مخزن از يک آبده فعال که بتواند فشار مخزن را تامين کند برخوردار نيست . همچنين کلاهک گازي مخزن به علت کوچک بودن نمي تواند سبب تثبيت گردد. پس از راه اندازي پروژه تزريق گاز در مخزن که به منظور فشار افزايي اجرا گرديد،تزريق گاز به عنوان يکي از روش هاي ثانويه ازدياد برداشت نيز به ديگر مکانيسم هاي توليد افزوده شده است . علاوه بر مکانيسم هاي ذکر شده دو پديده نفوذ(Diffusion) و جابجايي (Convection) که مختص مخازن شکافدار است در اين مخزن به خوبي مشهود هستند که اين گفته را مي توان از روي ترکيب نفت موجود در مخزن اثبات کرد.شاهد اصلي بر اين مدعا ثابت بودن خواص سيال در بخشها و اعماق مختلف مخزن (جدول ٣) و همچنين مشابهت روند تغييرات فشار با GOR توليدي (شکل ٣) است .
پراکندگي فشاري بخش هاي مختلف ، توليد و تراوايي :
- ميزان پراکندگي فشاري در بخش خود مي تواند بهترين شاخص براي نشان دادن سدهاي تراوايي وعدم پيوستگي در شرايط مخزني باشد(شکل ٧). از نظر تعريف مي توان گفت بسته هاي فشاري در يک مخزن عبارتست از تغييرات شديد فشاري در بخش هاي مختلف يک مخزن به علت تغييرات ليتولوژيکي وتکتونيکي که سبب عمل کردن سنگ مخزن بصورت بسته هاي کوچک و مجزا مي شود. به عنوان مثال در اين ميدان بدترين پراکندگي فشاري را بخش غربي داراست ( شکل ٧). اين بخش داراي بدترين شرايط توليد(شکل ١١) و تخلخل و تراوايي است (شکل هاي ٨ و ٩). گسترش سد هاي تراوايي در اين محدوده از مخزن سبب بسته اي عمل کردن اين قسمت ازمخزن شده است . در نتيجه توليد کمتر از مخزن و هزينه زياد حفاري چاههاي آن را سبب شده است .مهمترين راهکاري که مي توان براي اين بخش ها ارائه داد حفاري چاهها با فواصل نزديک و ايجاد شکستگي مصنوعي هيدروليکي است . مطالعات نشان داده است که بخش هاي داراي چنين خصوصيتي داراي توليد و تراوايي کمتر ناحيه اي است . بنابراين مي توان يک اصل بين گسترش پراکندگي فشاري بخش هاي مختلف مخزن و ميزان تخلخل و تراوايي و توليد تعريف کرد و آن اين است که : ميزان پراکندگي بيشتر= ميزان تخلخل و تراوايي کمتر + ميزان توليد کمتر. البته نبايد فراموش کرد که تخلخل به نوع ليتولوژي نيز بستگي دارد و بسته به شرايط دياژنز نيز تغيير مي کند (٢٠٠٤,Flugel). ولي اين رابطه هميشه براي تراوايي و پراکندگي فشاري صادق است .
قابل ذکر است که پراکندگي فشاري بخش هاي يک مخزن با نرخ توليد بخش بواسطه تخلخل و تراوايي ذکر شده نيز رابطه مستقيم دارد. مهمترين ارتباط اين بخش ها با پديده هيدروديناميک مخزن اين است که به هيچ عنوان آب نمي تواند در اين بخش ها نفوذ کند و تغذيه مخزن از سمت اين گونه بخش ها صورت نمي پذيرد .بخش بندي مخزن :بر اساس اطلاعات فشار ساکن چاهها و همچنين آزمايشات بهره دهي (PL) چاههاي مخزن ABC را مي توان به سه بخش شمالي ،جنوبي وغربي تقسيم بندي کرد(شکل ١٢). روند فشارهاي ساکن در سه بخش مذکورتا حدود زيادي بر هم منطبق است (شکل ٧). با اين تفاوت که در بخش غربي محدوده تغييرات فشارهاي ساکن گسترده تر و به تعبير ديگر پراکندگي آن ها بيشتر است که دليل اصلي آن کاهش شديد
