آ‌ن‌چه كه در پي مي‌آيد  بخش دوم و پاياني مقاله دكترعلي محمد سعيدي نگارنده‌ي مرجع بين‌المللي مباني مهندسي مخازن شكاف‌دار Fundamentals of fractured reservoirs engineering است كه با عنوان « برنامه‌ريزي استراتژيك براي مديريت مخازن نفت و گاز ايران» در شماره 34 مجلس و پژوهش ( نشريه مركز پژوهش‌هاي مجلس شوراي اسلامي) با عنوان « ويژه نامه نفت و منافع ملي» در تابستان 81 منتشر شد.
سرويس مسائل راهبردي دفتر مطالعات خبرگزاري دانشجويان ايران به دنبال برگزاري كارگاه‌هاي «بررسي سياست‌هاي مديريت و بهره‌برداري از مخازن نفت و گاز» به دليل اهميت توصيه‌هاي سياستي اين مقاله علي رغم گذشت 6 سال از انتشارش و تغيير آمار و ارقام آن، جهت استفاده‌ي علاقه‌مندان منافع ملي كشور، آن را منتشر مي‌كند. اين مقاله، به خوبي خلأ هاي بزرگي در سياست‌گذاري صنعت نفت كشور را آشكار مي‌كند كه علي رغم هشدارهاي كارشناسان در طول دوره‌ها و سال‌هاي متمادي، همچنان ماندگارند.
گفتني است با گذشت زمان و به دنبال آخرين پژوهش‌هاي انجام گرفته، برخي از آمار و ارقام و برآورد‌هاي انجام گرفته در اين مقاله تغيير كرده‌ است، چنانكه به گفته دكتر علي محمد سعيدي بر اساس آخرين مطالعاتي كه توسط ايشان با همكاري دكتر مسعود درخشان، اقتصاددان انرژي و مجموعه‌اي از مهندسان نفت جنوب در دفتر همكاري‌هاي فناوري نهاد رياست جمهوري انجام گرفته است، با تزريق بيش از 6 تريليون متر مكعب گاز طي 30 سال آينده، در حالت فشار افزايي كامل، پتانسيل 72 ميليارد بشكه ازدياد برداشت پيش‌بيني مي‌شود. (براي مشاهده‌ي اصل خبر كليك كنيد).

گفتني است مطالعات پيش گفته درباره‌ي تزريق گاز به مخازني كه قابليت تزريق دارند در 5 سناريو  مختلف انجام گرفته است.
1- ادامه وضع فعلي
2- ادامه وضع فعلي با تزريق به ميدان آقاجاري
3- تزريق براي تثبيت فشار فعلي
4- تزريق براي تثبيت فشارافزايي كامل
5- تزريق براي فشار افزايي ناقص(ميانگين تثبيت فشار فعلي و فشارافزايي كامل)
هر يك از سناريو‌هاي پيش‌گفته در كليه‌ي مخازني كه قابليت تزريق دارند و در مخازني كه از اولويت تزريق برخوردارند بررسي شده است. اين بررسي ‌ها به تفكيك در نواحي خشكي  و مناطق دريايي انجام گرفته است.

7-2-2. آزمايشهاي «هاگورت» (Hagoort)

در اين آزمايشها نمونه‌هاي سنگ مخزن با نفوذپذيري بين دو دارسي تا چند ميلي دارسي كه با حداقل آب و مابقي از نفت اشباع شده بود، به انجام رسيد. در خلال آزمايش گريز از مركز موقعي كه اين مخلوط به وسيله هوا جابه جا مي‌شد، بخشي از آب موجود در مغزه نيز استحصال شد. آب استحصال شده نشانگر آن است كه حتي ميزان حداقل آب اشباع همراه با نفت هنگامي كه گاز وارد خلل و فرجها مي شود نيز كاهش مي‌يابد.
اين نوع رفتار به صورت فيزيكي در  مخازن واقعي هم ديده شده است. آب توليدي در اين  مخزن تحت جريان رانش وزني گاز و نفت در عمق بسيار بالاتري از سطح اوليه آب و نفت عملا بهره‌برداري شده است، به نحوي كه در مقاله مربوط به اين ميدان كه در سال 1950 به چاپ رسيده از آن به عنوان آبي كه ازمحل نامعلومي سرچشمه گرفته نام برده است.

8-2-2. تزريق گاز ازت در لايه‌هاي آب دوست «استت فورد» ميدان نفتي «برنت» درياي شمال

اين تجربه آزمايشگاهي و تجارب مشابه آن تاييد مي‌كند كه تزريق گاز ازت قادر است نفت باقيمانده‌اي را كه در اثر آب‌راني به حالت بي‌حركت رسيده است جمع‌آوري كند و آن را قابل بهره‌برداري نمايد.
در طول اين فرآيند، گاز ازت تزريقي درصدي از تركيبات سبك نفتي را تبخير مي‌كند كه حاصل آن بازيافت كمتر نفت خواهد بود. در صورتي كه اگر در آزمايش‌هاي فوق، گاز هيدروكربوري به كار مي‌رفت، نفت بيشتري به دست مي‌آمد.
تجارب آزمايشگاهي فوق كه تنها نمونه‌هايي از تجربيات فراوان در اين زمينه است به روشني نشان مي‌دهد كه در وضعيت تخليه به وسيله ريزش ثقلي، جابه جايي گاز با نفت در مقايسه با آب، بهره‌وري بيشتري دارد و اين امر، مشاهدات عيني را در ميدان‌هاي نفتي تاييد مي‌كند.
اختلاف عملي بازيافت نفت در اين دو فرآيند حدود 15 تا 25 درصد است. اگر مخازن نفتي، آب دوست باشند جابه‌جايي نفت توسط گاز بسيار بالاتر از جابه‌جايي آن با آب است؛ به نحوي كه درصد باقيمانده اشباع نفت توسط گاز مي‌تواند تا نزديك به صفر كاهش يابد.
در مخازن نفتي نفت دوست سنگ آهكي ( به عنوان مثال عموم مخازن نفتي سنگ آهكي ايران) بازيافت نفت از طريق تزريق آب حتي پايين‌تر از تخليه طبيعي نفت از همان نوع مخازن ولي آب دوست است. مطالعاتي كه موسسه‌ «كورلب» در مورد ميدان گچساران در سال 1974 انجام داد نشان داده است كه تخليه طبيعي اين ميدان در مقايسه با تزريق آب در آن بازيافت نفت بيشتري خواهد داشت.
علت اين كه تزريق گاز در مقايسه با آب، بهره‌وري بيشتري به همراه دارد پايين‌تر بودن ميزان باقيمانده نفت در سنگ مخزن از طريق گاز در مقايسه با آب است. در ذيل به برخي از علل اين موضوع اشاره مي‌شود:
الف) كشش سطحي بين نفت و گاز به مراتب پايين تر از كشش سطحي بين آب و نفت است. به عنوان مثال در مخزن نفتي آغاجاري با تزريق گاز متعادل، كشش سطحي نفت در فشار نقطه جباب PSI 3650، معادل دو «دين» (Dyne) بر سانتيمتر است، در صورتي كه كشش سطحي بين آب و نفت در همان وضعيت در حدود 30 تن بر سانتيمتر خواهد بود. اين موضوع نشان مي‌دهد كه نفوذ گاز به خلل و فرجهاي ريزتر سنگ مخزن 15 برابر بهتر از نفوذ آب است.
ب) گازهاي هيدروكربوري و گاز ازت يا هوا در مقايسه با «آب دو قطبي» (Polar System) در مقايسه با نفت، داراي نيروي دافعه بيشتري است. اين امر باعث مي‌شود كه گازها داراي «فشار و گرايي» (نيروهاي بين مولكولي) بيشتري باشند. هر چه فشار واگرايي بيشتر باشد ضخامت «لايه بسيار نازك» نفت برروي سطح داخلي سنگ مخزن نيز تقليل بيشتري مي‌يابد.
ج) تزريق گاز در مخازن اشباع نشده، باعث «افزايش ضريب انبساط حجمي» نفت مي‌شود در حالي كه تزريق آب اين مخازن هرگز اين توانايي را ندارد. نفت منبسط شده به وسيله تزريق گاز، ضريب بازيافت نفت مخزن را به ميزان قابل ملاحظه‌اي افزايش مي‌دهد. به عبارت ديگر حجم باقيمانده نفت اشباع شده با گاز تزريقي در مخزن در مقايسه با حجم نفت اوليه، داراي گاز محلول بيشتري است. بنابراين هر ميزان كه فشار مخزن نفت بالاتر باشد، باعث حل شدن بيشتر گاز در نفت همراه با انبساط بيشتر نفت خواهد شد. اين فرآيند طبعا كمك بيشتري به استحصال نفت مي‌كند.
د) تزريق گاز در مخزن، باعث كاهش خصوصيت «گرانروي» نفت در مخزن مي شود؛ در نتيجه سرعت جريان نفت را از بلوكهاي ماتريسي به دورن شكافها افزايش مي‌دهد. ضمن آنكه موجب افزايش ميزان توليد چاه‌هاي نفتي نيز مي‌شود.
ه) در صورت تزريق گاز خشك به مخزن، حجم زيادي از ميعانات گاز نيز هنگام توليد آن، به دست خواهد آمد.
ممكن است اين سوال پيش آيد كه اگر بازيافت نفت از طريق آب در مقايسه با تزريق گاز تا اين اندازه پايين‌تر است چرا در سطح جهان، تعداد پروژه‌هاي تزريق آب به مخازن نفتي به اجراء در مي‌آيد. دلايل تزريق آب به مخازن مختلف نفت به شرح زير است:
الف) تزريق آب به مخازن، ارزان‌تر از تزريق گاز است .
ب) حجم گاز موجود غالبا براي تزريق كافي نيست.
ج) در برخي از كشورهاي توليد كننده گاز، براي فروش گاز، بازار خوبي وجود دارد و اين امر مي‌تواند درآمدي نقدي نصيب فروشندگان آن كند. به عنوان نمونه از گازهاي حاصل از حوزه‌ درياي شمال، ايالات متحده آمريكا، مكزيك و اندونزي مي‌توان نام برد. همچنين گاز در مقايسه با نفت به دليل ارزش سهولت در كاربرد و آلودگيهاي زيست محيطي كمتر، با قيمت بهتري به فروش مي‌رود. در نتيجه صاحبان گاز را از سرمايه‌گذاريهاي بالا جهت تزريق آن باز مي‌دارد.
د) تزريق آب عموما در مخازن تخلخلي با استفاده از فرآيند «جابه‌جايي به طرف جلو» انجام مي‌گيرد. با اين روش توليد ميدان را مي‌توان با تزريق آب به طريق «جابه‌جايي به طرف جلو» افزايش داد ضمن آنكه ضريب افزايش توليد ميدان نيز كاهش مي‌يابد.
ه) در صورت تزريق گاز، احتمال رسوب اسفالتين در مخازن نفتي وجود دارد.
و) سهل‌انگاري توليد كنندگان به علت عدم آشنايي در مورد ارجحيت تزريق گاز در مقايسه با آب.
بحث ديگري كه ممكن است مطرح شود اين است كه در غالب نمونه‌هاي مخازن نفت دوست، اندازه‌گيريهاي فشار موئينگي منفي، حاكي از بازيافت نفت تا حد 90 درصد از طريق فرآيند ريزش ثقلي آب- نفت است. براي اولين بار مجموعه‌اي از اين قبيل اندازه‌گيري‌ها، از نمونه‌هاي مخزن آغاجاري تحت شرايط مخزن، در آزمايشگاه‌ شركت «اسو» (Esso)  در فرانسه انجام شد. نتايج اين آزمايش‌ها را سعيدي در گزارشي جمع‌آوري كرده است. به طور مثال، منحنيهاي فشار موئينگي در مخازن نفت دوست نشان مي‌دهد كه در فشار موئينگي حدود PSI3 در يكي از بلوكهاي ماتريسي مخزن به ارتفاع 15 فوت و اختلاف فشار 2/0 PSI، به‌ ازاي هر پا ارتفاع، مي‌توان به اشباع نفت باقيمانده‌اي حدود 15 درصد رسيد.
به بيان ديگر، در چنين مخازني بايد بتوان با تزريق آب به ضريب برداشت 82 درصدي دست يافت؛ در حالي كه نفت اشباع اندازه‌گيري شده در زير سطح اوليه آب- نفت مخازن نفتي ايران- كه صدها هزار سال همجوار يكديگر بوده‌اند- بيش از 70 درصد است. اين تناقص واقعي دلايل خاصي دارد كه خارج از موضوع اين مقاله است. لذا پايين بودن باقيمانده اشباع نفت در وضعيت آزمايش‌گاهي، مويد آنچه به طور عيني در مخزن اتفاق مي‌افتد نيست و شواهد فيزيكي، مراتب فوق را تاييد نمي‌كند.
نتيجه‌گيري كلي از مباحث فوق نشان مي‌دهد كه در وضعيت ريزش ثقلي، خاصيت جابه‌جا نمودن نفت توسط گاز در مقايسه با جايگزين كردن آب به جاي نفت – در هر وضعيتي- از بهره‌وري بالاتري برخوردار است.

3. مهمترين عوامل اقتصادي بازيافت نفت از مخازن نفتي ايران كدام‌اند؟

پاسخ به اين سوال تا حدودي در مطالب بالا بيان شده بدين ترتيب كه در بهره‌برداري ثانويه از مخازن نفتي، بدون ترديد تزريق گاز بهتر از آب عمل مي‌كند.
به منظور تكميل اين مبحث لازم است روشهاي افزايش برداشت (I.O.R) مورد بررسي قرارگيرد. تا جايي كه اين موضوع به توليد از مخازن نفت ايران مربوط مي‌شود، اين روشها را مي‌توان به گروههاي زير تقسيم كرد:
• تزريق گاز غير امتزاجي
• تزريق گاز امتزاجي.
• تزريق آب توان يافته.
• حفاري افقي و بهبود تجهيزات روي زميني.

1-3- تزريق گاز غير امتزاجي

تزريق گاز غيرامتزاجي گونه‌هاي مختلف گاز را شامل مي‌شود، مانند گاز غني شده، گاز متعادل، گاز خشك، گاز ازت خالص و ناخالص، هوا، گاز كربنيك و غيره؛ ولي بيشتر آزمايش‌ها تقريبا بر روي گاز متعادل، گاز خشك، گاز ازت خالص و ناخالص و هوا انجام شده است.
كليه موارد فوق مي‌تواند به دوبخش تزريق گاز هيدوركربوري و تزريق گاز غير هيدروكربوري تقسيم شود. اين دو بخش به شرح زير بيان مي‌شوند:

1-1-3. تزريق گاز هيدروكربوري

نفت موجود در مخازن شكاف‌دار به دو بخش متمايز تقسيم مي‌شود كه شامل شكافها و بلوكهاي ماتريسي است. در عين حال وجود حفره‌ها يا شكافهاي كوچك، تقسيم بندي جديدي در درون بافت مخزن ايجاد نمي‌كنند. بدين ترتيب اگر حفره‌هاي كوچك به شكافهاي اصلي متصل باشند، اين حفره‌ها نيز جزئي از شكافها محسوب مي‌شوند و اگر از طريق خلل و فرجها در داخل سنگها متصل باشند جزئي از بلوكهاي ماتريسي محسوب مي‌شوند.
جابه‌جا نمودن نفت موجود در شكافها، مشكل اصلي نيست؛ زيرا اين عمل را مي‌توان به وسيله آب يا گاز انجام داد. مشكل اصلي از آنجا ناشي مي‌شود كه بتوان با استفاده از سازوكارهاي لازم، ضريب بازدهي جابه‌جايي نفت را از بلوكهاي ماتريسي با نفوذپذيري كم، بالا برد.
قبلا نيز گفته شد كه تزريق گاز در مخزن با هدف نگهداري يا افزايش فشار مخزن، موجب كاهش «كشش سطحي» نفت و كاهش فشار موئينگي، افزايش ضريب انبساط حجمي نفت و گاز گرانروي نفت مخزن مي‌شود. ولي بحثي از تركيب گاز تزريقي مطرح نبوده است. بنابراين گاز تزريقي مي‌تواند گاز متعادل با نفت مخزن يا گاز خشك (بيش از 75 درصد متان C1)، گاز ازت خالص و يا هوا باشد. در مورد تزريق گازهاي غيرمتعادل يا متعادل به «مخازن زير اشباع» (Undersaturated)  يا تزريق گازهاي غيرهيدروكربوري، به منظور اطمينان از اينكه گازهاي مذكور در اختلاط با نفت مخزن به علت رسوب اسفالتين، موجب بسته شدن خلل و فرج سنگ مخزن و جريان نفت نشوند، مي‌بايست مطالعات لازم صورت پذيرد.
همان‌طور كه قبلا نيز گفته شد تزريق گاز موجب پايين آمدن كشش سطحي نفت و افزايش ضريب انبساط حجمي نفت مي‌شود. از نظر جابه‌جايي نفت به وسيله ريزش ثقلي، گاز خشك در مقايسه با گاز غني شده و يا گاز متعادل، داراي وزن كمتري است كه به جريان جابه‌جايي نفت كمك مي‌كند؛ در عين حال اثر انبساطي آن نيز كمتر از گاز متعادل يا غني شده است.
سعيدي، دو فرآيند مخالف را با «شبيه سازي تركيبي» با استفاده از يك بلوك ده پايي به وسيله مخلوطهاي گاز متان خالص تا بيش از 10 درصد پروپان محاسبه كرده است. بر اساس اين يافته‌ها در يك مخزن نفتي با فشار دروني مشخص، تزريق گاز خشك يا متعادل به لحاظ ميزان كشش سطحي نفت از يك طرف و اختلاف وزن مخصوص بين گاز و نفت از طرف ديگر، نتايج مشابهي به دست مي‌دهد. بنابراين بازيافت نفت از طريق تزريق گاز خشك در يك مخزن شكاف‌دار تقريبا به همان اندازه‌اي است كه با تزريق گاز متعادل حاصل مي‌شود. اين پديده در مورد مخازني كه داراي كلاهك گازي هستند بيشتر مصداق دارد.

1-1-1-3. جابه‌جايي دوگانه نفت در مخازن نفتي پر شده از آب

نگارنده، اين فرايند توليد را براي اولين بار در سال 1351 پيشنهاد كرد كه عملا در ميدان نفتي هفتكل با موفقيت به انجام رسيد و از آن پس نيز در ساير ميدان‌هاي نفتي مشابه در جهان از جمله در اندونزي، ايالات متحده امريكا، خليج فارس، چين و مكزيك به كار گرفته شد.
از ميان مخازن نفتي ايران نمونه‌هاي مختلفي انتخاب شد كه از بين آنها بهترين نمونه انتخاب شده، مي‌توان به سازند آسماري اهواز (Ahwaz Asmari)  و سازند عرب سلمان(Salman)  اشاره كرد.
در سازند آسماري اهواز يا مارون، چندين لايه شني وجود دراد كه نفت آنها بوسيله آب با ضريب بازيافت حدود 40 درصد جابه‌جا شده است. در اثر تزريق گاز در اين لايه‌هاي شني، ستون آب تا جايي كه ممكن است به پايين رانده مي شود و از نفت باقيمانده‌ي موجود همراه با آب- كه در معرض تماس با گاز قرار مي‌گيرد- حدود 25 درصد نفت اضافي را مي‌توان استخراج نمود.
سازند نفتي عرب در ميدان سلمان نيز براي اين منظور انتخاب خوبي است. گاز مورد نياز تزريقي را مي‌توان از ميدان  «خوف» (Khoof)  كه درست زيرسازند نفتي اين ميدان قرار دارد تامين كرد.
در حقيقت شركتهاي « توتال-فينا- الف» (Total- fina-elf) اين فرآيند را در ميدان ابوالبخوش (Abolbokhoosh)  (مشترك با ميدان سلمان) در طول 10 سال گذشته انجام دادند و روزانه بيش از 100 ميليون پاي مكعب گاز در ميدان ابوالبخوش تزريق كردند.

2-1-3. تزريق گاز غير هيدوركربوري

به دليل كمبود گاز هيدروكربوري (عمدتا به علت استفاده  در مصارف خانگي، صنايع و نيروگاههاي حرارتي در بسياري از كشورها) و با توجه به اينكه آب، مايع مناسبي براي تزريق نيست مطالعاتي براي استفاده از گازهاي غيرهيدروكربوري صورت گرفته است.
جايگزين‌هاي پيشنهادي، گازهاي ازت خالص، ازت ناخالص، هوا و گاز كربنيك است. تزريق هر يك از اين گازها داراي مزايا و معايبي است كه مهم‌ترين آنها به شرح زير است:
الف) قيمت تهيه گاز ازت خالص يا ناخالص يا از قيمت گاز هيدروكربوري كمتر است.
هزينه تهيه گاز ازت حدود 50 سنت آمريكايي و هزينه‌ گاز ازت ناخالص حدود 35 سنت براي هر هزار پاي مكعب است.
ب) در حالت تزريق يا تركيب هوا و گاز ازت، درجه حرارت مخزن به ميزان قابل ملاحظه‌اي بالا مي‌رود. اين امر نه تنها باعث تزريق حجم كمتري گاز در مخزن مي‌شود بلكه ميزان گرانروي نفت را نيز كاهش مي‌دهد و كاهش گرانروي به فرآيند جريان ريزش ثقلي و شاخص بهره‌دهي چاه كمك مي‌كند. از طرف ديگر گاز كربينك توليد شده باعث كاهش آثار منفي گاز ازت در بازيافت نفت مي‌شود.
ج) يكي از مهمترين معايب تزريق گاز ازت، كاهش حجم نفت (شور رفتن نفت) مخزن و در نتيجه پايين آمدن ضريب انبساط حجمي نفت بر اثر تبخير تركيبات سبك نفت است. اين مورد به ويژه در مخازن شكاف‌دار به نحو موثرتري انجام مي‌شود.
برخي از مسائل اصلي در مطالعات آزمايشگاهي تزريق گاز ازت عبارت‌اند از:
الف) كليه مطالعات مربوط به تزريق گاز در نمونه‌ سنگهاي تك تخلخلي با تراوايي‌هاي متفاوت انجام گرفته، ليكن در مورد مخازن شكاف‌دار انجام نشده است. در مخازن شكاف‌دار گاز تزريقي در درون شكافها جريان پيدا كرده و بلوكهاي ماتريسي را احاطه مي‌كند؛ بنابراين گاز تزريقي نسبت به زماني كه سنگ مخزن را احاطه و نفت موجود در بلوكها را جابه‌جا مي‌كند سطح به مراتب بيشتري را نيز نسبت به مخازن تك تخلخلي در بر مي‌گيرد.
ب) در مخازن شكاف‌دار، گاز ازت تزريقي، جايگزين گاز موجود در بلوكهاي ماتريسي مي‌شود. اين جابه‌جايي از طريق دو فرآيند انتشار گاز و جريان ريزش ثقلي بين دو گاز صورت مي‌گيرد.
ج) در بسياري از مخازن، آثار تزريق گاز ازت به داخل كلاهك گازي، مطالعه نشده است. انجام اين مطالعات در مخازن شكاف‌دار، نتايجي متفاوت در مقايسه با مخازن تك تخلخلي خواهد داشت.
د) هنگامي كه گاز ازت تزريقي با نفت موجود در بلوكهاي ماتريسي مخلوط مي‌شود درصد زيادي از تركيبات سبك نفت مخزن تبخير مي‌شود. نتيجه‌ اين امر شور رفتن نفت مخزن، افزايش گرانروي نفت، افزايش كشش سطحي (I.F.T) بين گاز و نفت و آثار منفي ديگر است. اين آثار منفي در حالت وجود نفت سبك در مخزن يا در فشار بالاي مخزن، جدي‌تر مي‌شود.
ه) تبخير تركيبات سبك نفت باعث توليد نفت سنگين‌تر مي‌شود.
و) پس از تزريق حجم قابل ملاحظه‌اي گاز ازت در مخزن، گاز كلاهك مخزن، قابل استفاده براي فروش نيست مگر آنكه گاز ازت اضافي آن حذف شود. جدا نمودن گاز ازت از گازهاي هيدروكربوري با استفاده از روش جذب معمول‌ترين روش موجود مي‌باشد.
ز) بيشتر مخازن نفتي ايران داراي اسفالين است. در صورتي كه تركيبي از گاز ازت با نفت مخزن باعث رسوب اسفالتين شود، تزريق گاز ازت به عنوان گاز تزريقي بسيار خطرناك است.
ح) قيمت گاز ازت خالص تحت فشار حدود PSI 1300 دو تا سه برابر گران‌تر از ارزش هوا تحت همان فشار است. در حال حاضر شركت «پمكس» (Pemex) براي هر هزار پاي مكعب گاز ازت حاوي 99 درصد در فشار PSI 1300 گاز نزديك به 5/0  دلار براي تحويل در سر چاه تزريقي مي‌پردازد.
اين شركت روزانه حدود 2/1  ميليارد پاي مكعب گاز ازت به ميدان منطقه‌ دريايي «كان تارل» (Cantarell) تزريق مي‌كند.

1-2-1-3. تزريق هوا يا تزريق گاز ازت غير خالص

تجارب آزمايشگاهي نشان داده است كه تزريق هوا در يك قطعه سنگ مرتفع تماما جذب مي‌شود. به بيان ديگر، اكسيژن موجود در هوا در طول كار آزمايشگاهي توليد نمي‌شود. لذا در صورتي كه به جاي تزريق گاز ازت خالص، از تزريق هوا كه داراي مزاياي گوناگوني است استفاده شود، به ويژه در مخازني كه حاوي نفت سنگين‌تري هستند، مي‌توان از مزايايي به شرح زير بهره‌مند شد:
الف) وجود اكسيژن هوا در مخزن موجب سوختن تدريجي مقداري نفت مي‌شود و درجه حرارت مخزن را بيش از 100 درجه سانتيگراد بالا مي‌برد. اين افزايش درجه حرارت، بستگي به ميزان اكسيژن تزريقي دارد.
ب) به دليل افزايش درجه حرارت مخزن، به حجم گاز كمتري براي تزريق نياز است.
ج) افزايش درجه حرارت در مخزن، خصوصيت گرانروي نفت را كاهش مي‌دهد و در نتيجه فرآيند جريان نفت از بلوكهاي ماتريسي و شاخص بهره‌وري چاهها بهبود مي‌يابد.
د) فرآيند سوختن نفت، گاز كربنيك (CO2) ايجاد مي‌كند. اين گاز تا حدودي آثار منفي گاز ازت را كه در بالا به آن اشاره شد، كاهش مي‌دهد. گاز كربنيك از دو منبع توليد مي‌شود؛ يكي از سوختن نفت در درجه حرارت به نسبت پايين و ديگري از تاثير حرارت حاصل بر روي سنگ آهك مخزن.
ه) تزريق هوا در مقايسه با گاز، هزينه بسيار پاييني دارد.

2-3- تزريق گاز امتزاجي

اصلي‌ترين معيار افزايش بازيافت نفت از بلوكهاي ماتريسي مخازن، تقليل كشش سطحي بين گاز تزريقي و نفت مخزن است. در اثر اين فرايند، نفت مخزن ممكن است متورم نيز بشود. به بيان ديگر، از وقتي كه كشش سطحي بين نفت و گاز تزريقي در داخل بلوكهاي ماتريسي، بسيار كم شود مي‌توان به دنبال فرآيند امتزاجي گاز در مخازن بود. اما جابه‌جايي امتزاجي در مخازن شكاف‌دار، تنها در صورتي ممكن است كه مايع تزريقي، توانايي «ممزوج شدن كامل» (First Contact Miscibility) با نفت را داشته باشد. در غير اين صورت، هنگامي كه در يك بلوك ماتريسي نفتي، عمل امتزاج در بخش‌ بالايي آن صورت گيرد، ميزان گرانروي نفت در آن قسمت، كمتر از ميزان گرانروي در بخش پاييني آن خواهد بود. در چنين وضعيتي، در قسمت بالاي بلوك- كه گرانروي كمتري دارد- نفت به جاي حركت در جهت عمودي، از قسمتهاي جانبي بلوك جريان مي‌يابد. در اثر اين امر، امكان ادامه فرايند امتزاجي از بين مي‌رود.
در اين حالت در صورتي كه معادل 80 درصد حجم مخزن با مخلوطي از C3-C6 به مدت 20 سال در مخزن تزريق شود مي‌توان 90 درصد نفت درجا توليد كرد. به طوري كه ملاحظه مي‌شود اين فرآيند بازيافت نفت، بسيار گران است و اجراي آن در مخازن شكاف‌دار از نظر اقتصادي مقرون به صرفه نيست؛ زيرا C3-C6 ارزشي بالاتر از قيمت نفت خام دارد.
در مخازني كه داراي فشار اوليه بالايي هستند، نظير ميدان آغاجاري با فشار اوليه PIS3650 و داراي كشش سطحي بين گاز همراه و نفت در حدود 2 دين بر سانتيمتر، بازيافت نفت به تبع تزريق گاز غني تر، كمي بيش از گاز تعادلي خواهد بود.
بنابراين با صرفه‌ترين فرآيند اجرايي براي بازيافت نفت بيشتر از بلوكهاي ماتريسي، تزريق گاز غير امتزاجي است.
براي تزريق گاز غير امتزاجي، گاز هيدروكربور يا گازهاي ناخالص هيدروكربوري موجود در استان ايلام را مي‌توان مورد استفاده قرار داد. در اين صورت با توجه به گاز مورد نظر و امكانات مالي، تزريق گاز به مخازن مختلف از اولويتهاي عمومي زير پيروي مي‌كند:
الف) در مخازن «اشباع نشده» (Under- saturated يعني مخازني كه گاز بيشتري در نفت موجود آن حل مي‌شود) عمل تزريق بايد تا جايي كه ممكن است در فشار بالاتر انجام شود؛ زيرا اين مخازن در مقايسه با مخازن داراي كلاهكهاي گازي، نياز به حجم گاز ترزيقي كمتري براي همان ميزان بازيافت نفت دارد. گاز مورد نياز جهت استحصال يك بشكه نفت در اين مخازن در فشار ثابت، حدود 2500 پاي مكعب است.
ب) در مخازني كه در حال تخليه طبيعي هستند، لازم است براي رسيدن به فشار اوليه آن، حجم گاز لازم در آنها تزريق شود. اين نوع مخازن نياز به حجم بيشتري گاز جهت استخراج يك بشكه نفت دارند.
ج) در مخازني كه در حال تخليه طبيعي هستند و از كلاهك گازي بزرگي نيز برخوردارند، در صورتي كه قرار شود فشار اين مخازن به فشار اوليه برسد، نياز به حجم بيشتري گاز نسبت به حالت «ب» جهت استخراج يك بشكه نفت وجود دارد.
د) اجراي «فرايند دو گانه» (Double Displacement Process)  در مخازني كه سطح آب در لايه‌هاي آنها به ميزان قابل ملاحظه‌اي بالا آمده است. طرز كار اين فرآيند قبلا مورد بحث قرار گرفته است.
در صورتي كه گازهاي هيدروكربوري به ميزان كافي و لازم در دسترس نباشد، مي‌توان نخست در مورد استفاده از گازهاي هيدروكربوري ناخالص، و سپس استفاده از گازهاي ازت، گاز كربنيك و غيره جهت تزريق انديشيد.

3-3. تزريق «آب توان يافته» (Enhaced Water Injection)

همان‌گونه كه اشاره شد نتايج ورود تدريجي آب به مخزن يا تزريق آن به مخازن مختلف نفتي تحت بهترين شرايط و همچنين انجام جابه‌جايي سه فازي در مغزه‌هاي كوتاه و بلند، نشان داده است كه ميزان بازيافت نفت از روشهاي فوق در مقايسه با تزريق گاز تحت وضعيت ريزش ثقلي، كمتر است.
براي افزايش توانايي آب براي بهبود جابه‌جايي نفت در مخازن شكاف‌دار، حلالهاي مختلفي را مي‌توان به آب اضافه كرد كه كشش سطحي بين آب توان يافته با نفت موجود در سنگ مخزن را تقليل دهد. عموم افزودنيهاي حلال در آب در حالي مي‌توانند موثر باشند كه آب موجود در مخزن، حاوي نمك بسيار پايين باشد. آبهاي مخازن نفتي ايران داراي نمك اشباع شده در حد بيش از PPM 300000 است. اين ويژگي‌ مخازن ايران، كاربري اين نوع حلال افزودني شناخته شده را در اين زمينه، تقريبا غير ممكن مي‌كند. علاوه بر اين، پايين‌ بودن درصد تخلخل سنگهاي مخازن نفتي ايران، مقدار قابل توجهي از افزودنيهاي حلال را جذب مي‌كند و اين امر موجب تقليل اثر مواد افزودني مي‌شود. به علاوه اين مواد افزودني تقريبا گران هستند. به دلايل فوق اين فرآيند نمي‌تواند براي مخازن شكاف‌دار ايران كاربري موثري داشته باشد و از نظر اقتصادي مقرون به صرفه باشد.
بنابراين در پاسخ به اصلي‌ترين و اساسي‌ترين سوال يعني چگونگي تزريق در مخازن ايران مي‌توان گفت بهترين سيال براي تزريق در ميدانهاي نفتي ايران گاز هيدروكربوري يا گازهاي هيدروكربور ناخالص است. از گازهاي هيدروكربوري ناخالص كه در مخازن استان ايلام موجود است مي‌توان براي تزريق در مخازن مناسب نفتي استفاده كرد.
به منظور تخمين حجم گاز مورد نياز براي تزريق، لازم است سطح توليد هر ميدان مورد مطالعه قرار گيرد و اين امر به مطالعاتي گسترده و زماني مناسب نياز دارد. با استفاده از مدل‌سازي مفهومي (Conceptunal modelling) ، ميزان حجم گاز لازم و كافي براي بازيافت نفت اضافي قابل بهره‌برداري از مخازن كشور در دوره‌هاي مختلف و در مخازن كشور محاسبه شده و در نمودار ضميمه نشان داده شده است. مثالي كه در اين نمودار، عرضه شده نشان مي‌دهد كه مثلا براي استحصال 30 ميليارد بشكه نفت اضافي، تزريق حدود 80 تريليون پاي مكعب گاز مورد نياز است. به بيان ديگر، در صورتي كه اين حجم گاز به مدت 20 سال تزريق شود لازم است كه روزانه 11 ميليارد پاي مكعب گاز در مخازن كشور تزريق شود.
در اين مثال فرض بر اين است كه براي بازيافت يك بشكه نفت اضافي به طور متوسط حدود 2 هزار و 660 پاي مكعب گاز تزريقي مورد نياز است.
هزينه تخميني براي تزريق 20 ميليارد پاي مكعب تزريق روزانه در مخازن نفتي كشور جهت استحصال 45 ميليارد بشكه نفت، حدود 20 ميليارد دلار پيش‌بيني مي‌شود. اين هزينه‌ شامل توليد گاز، ايجاد خطوط لوله تزريق و كمپرسورهاي مربوط و ايجاد چاههاي تزريقي مي‌شود. گاز تزريقي به جداسازي هيدروژن سولفوره، احتياج ندارد؛ زيرا وجود هيدروژن سولفوره در گاز به بازيافت نفت نيز كمك مي‌كند.
بديهي است در مواردي كه گاز توليدي، ميعانات گازي نيز به همراه داشته باشد، ارزش ميعانات گازي در واقع نوعي ارزش اضافي در پروژه محسوب مي‌شود.
سرمايه‌گذاري تخميني فوق براي توليد نفت اضافي پيش‌بيني حدود 4/0  دلار به ازاي هر بشكه نفت است. هنگامي كه ارزش فعلي اين پروژه با نرخ بهره‌ 6 درصد در مدت 20 سال در نظر گرفته شود، اين قيمت در حدود 3/1 دلار براي هر بشكه نفت به دست مي‌آيد. البته در اين برآورد، استحصال ميعانات در نظر گرفته نشده است. اگر ميدان گازي پارس جنوبي، گزينه اصلي تامين اين حجم عظيم گاز باشد، قسمت عمده‌اي از سرمايه‌گذاري، از فروش ميعانات گازي مستهلك خواهد شد. در اين صورت مجموع سرمايه‌گذاري اوليه و هزينه گاز تزريقي، از برآورد سرمايه‌ مورد نياز پيش‌بيني شده فوق كمتر خواهد شد.
اين كمترين هزينه ممكن جهت استحصال حدود 45 ميليارد بشكه نفت اضافي خواهد بود؛ آن هم در حدود سالهاي 2015 ميلادي و زماني كه كشورهاي صنعتي غرب مصرانه متقاضي خريد گاز هستند. اين فرصتي بسيار منحصر به فرد است كه معمولا در ساير كشورهاي توليد كننده نفت به وجود نمي‌آيد. بنابراين شركت ملي نفت ايران نمي‌توان چنين فرصت ممتازي را از دست بدهد و شايسته است كه به طور جدي اجراي اين پروژه را مدنظر داشته باشد.
برآورد سرمايه‌گذاري فوق و هزينه‌ آن به ازاي هر بشكه نفت براي توسعه منابع جديد نفت بسيار كمتر از هر پروژه ديگري براي استفاده از ذخاير گاز ايران است. اين برنامه‌ريزي منافع و امنيت ملي ايران را در آينده تامين مي‌كند و ايران را به كشوري پيشتاز در تامين انرژي جهان پس از سالهاي 2020 تبديل خواهد كرد.
با اجراي تزريق وسيع گاز به مخازن نفتي كشور به ميزان لازم و كافي و با توجه به سهميه فعلي- كه اوپك براي كشورها عضو تعين كرده است- مجموع ذخاير نفت و گاز ايران تا بيست سال آينده از عربستان سعودي جلو خواهد افتاد. بنابراين ايران اولين كشور پيشتاز، در ميان كشورهاي عضو اوپك و دارنده بزرگ‌ترين مخازن نفت و گاز جهان خواهد شد.
كليه شواهد و قرائن دلالت بر اين دارد كه به دليل كمبود عرضه نفت نسبت به تقاضا از حدود سالهاي 2015 قيمت نفت و گاز به ميزان قابل توجهي افزايش خواهد يافت.
بنابراين هرگونه سرمايه‌گذاري در ذخاير نفت و گاز كشور مي‌تواند در يك دوره ميان مدت بازپرداخت شود.

4-3- حفاري افقي و بهبود تجهيزات روي زمين

روشهاي كمكي ديگري براي اصلاح بازيافت نفت از مخزن وجود دارد. اين روشهاي معمولا براي حالات خاص طراحي شده‌اند و به شرح زير دسته‌بندي مي‌شود:
الف) حفاري افقي: اين روش حفاري در مخازن شكاف‌دار با ضخامت ستون نفتي كمتر از حدود 200 پا كابرد دارد. همچنين مي‌تواند در مخازن شني يا ماسه‌اي با لايه‌هاي نازك به افزايش توليد نفت نيز كمك كند و يا اينكه توليد نفت از يك سازند با نفوذپذيري پايين را بهبود بخشد. به عنوان نمونه‌اي براي اين گونه سازندها، مي‌توان سازند بنگستان مخزن بينك و قسمتي از سازند آسماري بي‌بي حكيمه را نام برد.
ب) با حفاري افقي بين چاهها مي‌توان به بازيافت نواحي مختلف دست يافت كه در قسمتهايي از مخزن حبس شده‌اند و اطراف آنها را سنگهايي با نفوذپذيري پايين احاطه كرده‌اند.
ج) در مخازن تك تخلخلي، هنگامي كه ضخامت نفت در مخزني از بالا به وسيله گاز و از پايين به وسيله آب تحت هجوم است با استفاده از چاههاي افقي مي‌توان ميزان هجوم آنها را به ميزان وسيعي كاهش داد.

1-4-3. بهبود تجهيزات روي زميني

اضافه كردن يا توسعه دادن تجهيزات نمك‌زدايي جهت به كارگيري چاههايي كه ميزان آب همراه آنها بالاست، يا مخازني كه همراه با شكافهاي كمتري هستند و همچنين نوسازي ساير دستگاه‌ها مي‌تواند ميزان توليد نفت از چاه‌ها را افزايش دهد و محتملا به بازيافت بيشتر نفت از مخازن نيز منجر شود.

4. حداكثر برداشت از نفت خام درجا با در نظر گرفتن فرآيند توليد اوليه و ثانويه چقدر است؟

اين يك سوال چندين ميليون دلاري است كه تنها وقتي مي‌توان به آن پاسخ كامل داد كه بررسي‌هاي انجام شده به دقت مدنظر قرار گيرد. مخازن نفتي كشف شده موجود در كشور را مي‌توان به دو دسته اصلي تقسيم كرد: «مخازن اشباعي» (Satuated Reservoirs)  و «مخازن زير اشباع» (Under Satuated Reservoirs).
مخازن اشباعي در حال حاضر در مراحل مختلفي از دوران حيات خود به سر مي‌برند. ميدانهاي اصلي نفت كشور غالبا به طور كامل توسعه يافته و سطح توليد آنها رو به كاهش است. حداكثر توليد روزانه و ميزان حجم مورد نياز گاز تزريقي در آنها براساس مدل‌سازي مفهومي، قابل پيش‌بيني است.
مخازن زير اشباعي ايران در مراحل اوليه دوره تاريخي خود قرار دارند. اين مخازن، قبل از اينكه از حداكثر ظرفيت آنها استفاده شود بايد براساس تزريق گاز تا رسيدن به فشار اوليه آنها به دقت مورد مطالعه قرار بگيرند. به هر صورت، ميزان توليد روزانه اين مخازن، بستگي به ميزان حجم گاز تزريقي در آنها دارد.

1-4. الگوي بهينه تخصيص گاز

ذخاير گازي كشور شامل مخازن كلاهك گازي، گاز محلول در نفت وگاز حاصل از ميادين گازي يا بدون ميعانات مي‌شود. علاوه بر اينها ايران داراي حجم عِظيمي از گاز ناخالص است و بعضي مخازن گازي كشور هنوز توسعه نيافته‌اند.
بيشتر ذخاير گاز و گاز همراه با ميعانات گازي در مناطق دريايي قرار دارند. گاز توليدي براي مصارف رو به افزايش داخلي كشور، تزريق در مخازن نفت و احتمالا صدور آن به ساير كشورها اختصاص يافته است.
براي اينكه بتوان به تخمين نسبتا صحيحي از حجم گاز مورد نياز و منابع تامين آن طي دوره‌اي 20 ساله رسيد، الزاما بايد تراز گاز را در چارچوب توسعه ظرفيت گاز با احتساب 10 درصد حجم اضافي جهت تزريق روزانه 20 ميليارد پاي مكعب تدوين كرد و در اختيار داشت.

2-4- بازار آينده نفت

از بررسي ذخاير و توانايي توليد كشورهاي توليد كننده نفت عضو اوپك و غير عضو اوپك كه نگارنده با بعضي از آنها آشنايي نزديك دارند- چنين برمي‌آيد كه بجز كشورهاي توليد كننده شرق افريقا، عراق، عربستان و احتمالا روسيه، با فن‌آوري موجود، امكان‌ افزايش نفت كافي از سال 2015 به بعد وجود نخواهد داشت. در حقيقت توليد از بيشتر مخازن اصلي نفت موجود در جهان در حال كاهش است.
بيشتر مخازن عظيم نفتي در دهه‌هاي پنجاه و شصت‌ ميلادي كشف شده‌اند و بيش از 50 درصد ذخاير نفتي آنها استخراج شده و در واقع، اين مخازن تا سال 2015 يك – چهارم آخرين دوره عمر خود را سپري خواهند كرد. بنابراين مخازن فوق قادر نخواهند بود توليد خود را حتي به ميزان توليد فعلي ادامه دهند. مخازن جديد كوچكتر نيز با توجه به مصرف فعلي جهان- كه در حدود 30 ميليارد بشكه نفت در سال است- نمي‌توانند جايگزين مخازن بزرگ فعلي شوند. كشور اندونزي تا چند سال آينده، وارد كننده نفت خواهد بود.
توليد نفت در كشورهاي حوزه‌ درياي شمال و مكزيك نيز تا قبل از سال 2015 ميلادي به طور شديد رو به كاهش خواهد رفت.
مطالعات انجام شده به تفضيل نشان مي‌دهد كه با يك سناريوي خوش بينانه، ميزان توليد نفت در سال 2015 به سختي به 90 ميليون بشكه در روز خواهد رسيد. اين سطح توليد همراه با افزايش تقاضا در سالهاي آينده- چه براي گاز و يا براي نفت- نشان دهنده كمبود توليد از اين دو منبع انرژي است. اين امر مويد آن است كه در حدود سالهاي 2015 ميلادي قيمت نفت و گاز به ميزان قال توجهي افزايش خواهد يافت. بنابراين هر ميزان سرمايه‌گذاري جهت بالا بردن ذخاير نفتي بالفعل در سالهاي آينده به سادگي و با نرخ بالايي باز گردانده خواهد شد.
در نتيجه براي كشور ما بهترين فرصت است كه از توان بالايي توليد ثانويه مخازن نفت خود استفاده كند. بدين ترتيب از سال 2015 به بعد، نه تنها مي‌توان توليد را در سطح فعلي نگهداشت يا احتمالا به سقف بالاتري ارتقاء داد، بلكه مي‌توان نفت توليدي را با قميتي بسيار بالاتر از قيمت فعلي- با توجه به تورم ساليانه- به فروش رساند. قيمت گاز نيز به علت مصرف صعودي فعلي آن و همچنين جايگزين نمودن كمبود عرضه در برابر تقاضاي نفت با نرخ بالاتري افزايش خواهد داشت.
در اينجا لازم به تذكر است كه در صورت عدم و يا تاخير در اجراي اين پروژه ملي، شركت ملي نفت ايران نخواهد توانست ميزان توليد فعلي را از سالهاي 2015 به بعد تامين نمايد.

5. چگونه مي‌توان سرمايه‌گذاري لازم جهت تزريق 20 ميليارد پاي مكعب در روز به مخازن نفتي را تامين كرد؟

نگاهي به تغييرات توليد از ميادين خشكي در 23 ساله گذشته، نشان مي‌دهد كه متوسط توليد چاههاي بهره‌برداري شده از حدود 12 هزار و 500 بشكه در روز به حدود 2 هزار و 500 بشكه كاهش يافته است. در ضمن ميزان كل توليد در مدت 23 سال گذشته، معادل 20 سال توليد بر مبناي 5/3  ميليون بشكه در روز بوده است و علت آن، كاهش توليد در مدت 8 سال جنگ و سالهاي بعد از آن است.
توليد از چاههاي در دست بهره‌برداري در مقايسه با گذشته (12 هزار و 500 بشكه به 2 هزار و 500 بشكه در روز) حدود 5 برابر كاهش يافته است. در صورتي كه فرض كنيم اين ضريب كاهش، در 20 سال آينده از 5 به 4 برابر كاهش يابد، توليد متوسط چا‌ه‌ها روزانه به حدود 625 بشكه خواهد رسيد. بر اين اساس جهت حفظ ظرفيت توليد به ميزان 4 ميليون بشكه در روز، به حدود 6 هزار و 400 حلقه چاه توليدي نياز خواهيم داشت. در صورتي كه از تعداد هزار و 400 حلقه چاه موجود، حدود 400 حلقه تا 20 سال آينده مورد استفاده باقي بماند، به حفر حدود 6 هزار حلقه چاه جديد نياز خواهيم داشت. اگر متوسط هزينه هر حلقه چاه حدود 5/5 ميليون دلار در نظر گرفته شود، حفر اين تعداد چاه، نياز به سرمايه‌گذاري‌ حدود 33 ميليارد دلار خواهيم داشت. علاوه بر سرمايه‌گذاري‌ فوق، براي نگهداري اين ميزان توليد به نصب پمپ يا دستگاه‌هاي ديگر (مانند Desilting , Gaslift)  براي كليه ميادين كوچك و بزرگ با هزينه‌ بالا نياز خواهيم داشت.
تزريق گاز به مخازن نفتي كشور به ميزان 20 ميليارد پاي مكعب در روز، نه تنها موجب جلوگيري از كاهش فشار در مخازن نفتي مي‌شود، بلكه در مواردي سبب افزايش فشار آنها نيز خواهد شد. در اين صورت تعداد چاههاي مورد نياز جهت حفظ توان توليد، بسيار كاهش مي‌يابد و تعداد آنها به حدود 3 هزار حلقه خواهد رسيد كه موجب صرفه‌جويي بيش از 5/16 ميليارد دلار مي‌شود. ميزان صرفه‌جويي فوق نزديك به ميزان سرمايه‌گذاري مورد نياز براي تزريق 20 ميليارد پاي مكعب گاز است. (3000-6000)×5/5 ميليون دلار، يعني حدود 5/16 ميليارد دلار)
به عبارت ديگر با انجام تزريق روزانه 20 ميليارد پاي مكعب گاز در مخازن نفتي ايران، علاوه بر بالفعل كردن 45 ميليارد بشكه نفت و افزايش ذخاير نفتي كشور، سبب انتقال گاز پارس جنوبي به حدود هزار كيلومتر نزديك‌تر به محل مصرف يا فروش و همچنين جلوگيري از مهاجرت گاز ايران به قطر نيز مي‌شود. تنها با انجام برنامه‌ فوق، اصل صيانت از منابع نفت و گاز كشور محقق مي‌شود و منافع ملي به نحو شايسته تامين مي‌گردد.
تهيه طرحي جامع براي كمي كردن و بررسي واقع‌ بينانه‌ي ذخاير نفت قابل بازيافت كشور- كه در بالا تخمين زده شد- ضرروت دارد. در چنين طرحي، هزينه‌هاي پيش‌بيني شده به صورت دقيق‌تر و در زمان اجراي قابل قبول‌تر، براي چنين پروژه‌ عظيمي لازم به نظر مي‌رسد. علاوه بر اين، براي تدوين اين طرح جامع بايد مطالعات عميق‌تري در مورد ذخاير نفت و گاز ايران- به نحوي كه در بالا به آن اشاره شد- انجام گيرد.

6. جمع‌بندي و نتيجه‌گيري

از تجزيه‌ و تحليل مباحث بالا نتايج زير حاصل مي‌شود:
الف) ايران به عنوان يكي از بزرگ‌ترين كشورهاي دارنده نفت در جا در سطح جهان، توانايي آن را دارد كه حجم نفت قابل استحصال از ذخاير خود را به بيش از 45 ميليارد بشكه در مقايسه با وضعيت فعلي افزايش دهد.
ب) بهترين روش براي انجام كار فوق، تزريق گاز غير امتزاجي به مخازن نفتي است.
ج) براي تزريق گاز بايد براي مخازن نفت اشباع نشده، تقدم بيشتري قائل شد؛ زيرا اين مخازن به ازاي توليد هر بشكه نفت اضافي به حجم گاز كمتري نياز دارند و نفت از آنها با سرعت بيشتري توليد مي‌شود.
د) تزريق گاز امتزاجي به مخازن ايران از نظر اقتصادي با صرفه نيست و لذا توصيه نمي‌شود. سيالات تزريقي اصولا شامل هيدروكربورها يا گازهاي هيدروكروبوري ناخاصل مي‌شوند. كه در كشور ما با حجم زياد وجود دارد.
ه) حجم گاز مورد نياز كشور جهت تزريق در مخازن نفتي كشور 150 تا 200 تريليون پاي مكعب پيش‌بيني مي‌شود. اين حجم گاز بايد طي دوره‌اي 20 ساله تزريق شود. بر اين اساس، ميانگين تزريق در حدود 20 ميليارد پاي مكعب در روز خواهد بود.
و) ظرفيت توليد نفت پس از حدود 10 تا 15 سال تزريق گاز با حجم فوق، به ميزان وسيعي افزايش مي‌يابد. تنها از اين طريق، مي‌توان مصرف داخلي و صادرات 50 سال آينده كشور را تامين نمود.
ز) از سال 2020 ميلادي به بعد ايران بالاترين ذخاير نفت و گاز جهان را دارا خواهد بود.
ح) براي تزريق 20 ميليارد پاي مكعب گاز در روز نياز به سرمايه‌گذاري حدود 20 ميليارد دلار خواهد بود. اين ميزان سرمايه‌گذاري‌ به ازاي توليد هر بشكه نفت اضافي بسيار ناچيز است و براي كشور ما بسيار سودآور خواهد بود.
ط) جهت نگهداري توان توليد 4 ميليون بشكه در روز (5/3 ميليون بشكه توليد واقعي در روز) شركت ملي نفت نياز به حفر حدود 6 هزار حلقه چاه جديد در 20 سال آينده خواهد داشت. اين امر نيازمند سرمايه‌گذاري حدود 33 ميليارد دلار است. در صورت تزريق گاز بر مبناي 20 ميليارد پاي مكعب در روز، تعداد اين چاهها به حدود 3 هزار حلقه كاهش مي‌يابد. ميزان صرفه‌جويي در اين امر، نزديك به ميزان سرمايه‌گذاري جهت توليد، حمل و تزريق روزانه 20 ميليارد پاي مكعب گاز در مخازن نفتي كشور است.
ي) از سال 2015 ميلادي به بعد به دليل عدم توانايي توليد كشورهاي صادر كننده نفت، قيمت نفت و گاز بسيار بالاتر از نرخ‌ فعلي خواهد رسيد و كشور ما با سرمايه‌گذاري لازم در زمان حال مي‌تواند به سود بسيار بالايي در آينده‌اي نزديك دست يابد.

1. Anders, E.L, "Miles Six Pool-An Evaluation of Recovery Efficency", AIME Transaction, (1953) 216, p.279.

2. Bouchar, A., Private Communication.

3. Burtchaell, EP., "Reservoir Performance of a High Relief Pool", AIME Transaction, (1949) 216,p.171.

4. Carlson, L.o., "Perfornance of Hawins Field Unit Under Gas Drive-Pressure Maintenance Operations and Development of an Enhanced Oil Recoery Project", SPE/DOE Paper 17-20, 1988.

5. Chen, S.M., Smith, R.P., Arifi, N. A., and Reda. A.M., "Intisar D a Successful Major Enhanced Oil Recovery Project in Libya", paper 90-01-19, presented at the first Technical Symposium on Enhanced Oil Recovery in Libya. Tripoli (May 1990), p. 28.

6. Clara, C., Zelenko, V., Schirmer, P., and Wolter, P., "Appraisal of the Horse Creek Air Injection Project Performance," SPE paper 46519 presented at ADIPEC conference, Oct. 1998.

7. Clara, C.,Durandeau M., Quenault, M., and Nguyen, T.H., "Laboratory Studies for Light Oil Air Pacific Injection: Potential Application in Handil Field", presented at Asia Pacific Oil and Gas covference held in Jakarta, April 20- 22, 1999.

8. Cook, R.E., "Analysis of Gravity Segregation Performance During Natrural Depletion", SPEJ, 1962, p.261.

9.Delclaud, J. et al., "Investigation of Gas/Oil Relative Permeabilities: High Permeability Oil Reservoir Application", SPE paper 16 966 presented at the Annual SPE meething in Dallas, 1974.

10. Dumore, J.M. and Schols, R.S., "Drainage Capillary-Pressure Functions and the Influence of Connate Water", SPEJ, Oct. 1974, p. 437.

11. Dykstra, H. and, "Oil Recavery by Gravity Drainage into Horizontal Wells Compared with Recovery from vertical Wells", SPE paper 19 827, presented in 64 th annual meeting help in San Antonio, TX, Oct. 8-11, 1989.
13. Edison, T.O., "Gas Injection Performance Review of the LL-370 Reservoir in the Bolivar Coastal Field, Venezuela," JPT, June 1957, p.19.

14. Elkins, L.F., French, R.W., and Glenn, W.E., "Lance Greek Sundance Ressrvoir Performance- AUnitized Pressure Mainteance Project", AIME Transaction , (1946) 179. p.222.
15. Elkins, L.F., "Reservoir Performance and Well Spacing, Spraberry Transaction, (1953) 198, p. 177.
16. Essley, P.L., Hancock, G.L., and Jones, K.E., "Gravity Drainage Cincepts in Steeply Dipping Reservoirs", SPE paper 1029-G presented at the SPE Reservoir Eng. Conference, Tulsa, March 20-21, 1958.

17. Gardesco, I. I., "Behavior of Gas Bubbles in Capillary Spaces", Trans. AIME (1930), 86,351.

18. Hgoort, J., "Oil Recovery by Gravity Drainage", SPEJ, June 1980, p.139.

19. Joslin , W.J., "Applying the Frontal Advance Equation to Vertical Segregation Reservoirs", JPT, January 1964, p. 87.

20. Justus, J.B., Cassingham, R.w., Blomberg, C.R., and Ashby, W.H., "Pressure Maintenance by Gas Injection in Brookhaven Field- Mississippi", AIME Transaction, (1954) 201, p. 97.

21. Kantzas A., Chatzis, I, and Dullien, F.A.L., "Mechanics of Capillary Displacement of Residual Oil by Gravity Assisted Inert Gas Injection", SPE paper 17 506, presented in Casper WY, May 1988.

22. Kantzas A., Chatzis, I., and Dullien, F.A.L., "Enhanced Oil Recovery by Inert Gas Injection" , SPE/DOE Paper 17 379, presented in Tulsa, April 1988.

23. Katz, D.L., "Possibilities of Secondary for the Okahoma City Wilcox Sand", SIME Transaction, (1942) 146, p.199.

24.Kelly, P. and Kennedy, S.L., "Thirty Years of Effective Pressure Maintenance by Gas Injection in the Hibig Field", JPT March 1965, p. 276.

25. King, R.L and Lee, W.J., "An Engineering Study of the Hawkins Woodbine Reservoir", SPE paper 5528, presented at the 50th SPE Annual Meeting , Sept. 28- Oct. 1, 1975.

26. King, R.L., Stiles, J.H., and Wagooner, J.M,m "A Reservoir Study of the Hawkins Woodbine Field", SPE Paper 2972, presented at the 45th SPE Annual Fall meeting, Oct. 4-7, 1970.

27. Kruyer, S., "The Penetration of Mercury and Capillary Condensation in Packed Spheres", Faraday. Society, (1958).
 
28. Longeron, D. G., "Pression Capillary Condensation in Packed Spheres", Faraday, (1958), No. 54, 1758.

29. Leibrock, R.M., Hiltz, R.G., and Huzarevich, J.E., "Results of Gas Injetion in the Cedar Lake Field," AIME Transaction, (1951) 192, p. 357.

30. Lewis, J.O., "Gravity Drainage in Oil Fields" , AIME Transaction (1958) 213, p. 133.

31. Madaoui, K. and Sakthumar, S.,"Lean Gas Injection in, water Flooded Oil Reservoir: a Systematic Investigation for Field Application", Presented at 7th Europena IOR Symposium, Moscow, Oct. 1993.

32. Madoui. K., Sakthikumar, S., Thiebot, L., and Bouvier, G.,
"Experimental and Numerical Investigaion into the Feasibilty of Gas Injection in Water flooded Reservoir for Pressure Maintenance Operations Based on Complete Segregation of Mobile Fluids", AIME Transaction, (1958), 213, p. 220.
33. Martin, J.C., "Reservoir Anlysis for Pressure Maintenance Operations Based on Complete Segregation of Mobile Fluids", AIME Tramsaction, (1958) 213, p. 220.

34. McCord, D.R., "Performance Predictions Incorporating Gravity Drainage and Gas Cap Pressure Maintenance, LL- 370 Area, Bolivear Coastal Field" AIME Transaction, (1953) 198. p. 231.

35. Meltzer, B.W., Hurdle, J.M., and Cassingham, R.W., "An Efficient Gas Displacement Project-Raleigh Field Mississippi", SPE paper, Presented at 50th annual meeting, Sapt. 28- Oct. 1, 1975.

36. Naylor, P. and Frorup, M., "Gravity Stable Nisplacememt of Oil", SPE Paper 19 641, presented in San Antonio, TX, Oct. 1989.

37. Nectux, A., "Equilibrium Gas-Oil Drainage: Viscosity Gravitational and Compositional Effects", Presented at 4th European EOR Symposium in Hamburg, Oct. 1987.

38. Niko, H., Schulte, A.M., Drohm, J.K., and Cottrell, C.W., "The Feasibility of Tertiary Nitrogen Injection in Water Flooded Volatile Oil Reservoirs in the North Sea", J. of Petroleum Science and Engineering, 2 (1989), p. 119.

39. Oneill, N., "Fahud Field Review, A Switch From Water to Gas Injection in Fahud Field (Oman)", SPE Paper 15 691 presented at Fifth SpE in the Middle East held in Bahrain, March 7-10, 1987.

40. Rosales, A.C., Molina M.A. and Saidi, A.M., "Abkatuns Gas Injection Reservoir Management under Double Displacement Process", SPE paper 74 374, presented at SPE meeting held in Villahermosa, Mexico, Feb. 10- 12, 2002.

41. Saidi, A.M., "Mathematical Simulation Model Describing Iranian Fractured Resrvoirs and its Applitions to Kell Filed", Proceeding of the 9th World Petroleum Conference in Tokyo (1975), p. 209.

42. Saidi, A.M., Reservoir Engineering of Fractured Reservoirs, Total Edition Rresse, 1987.

43. Saidi, A.M., "Gas Injection Will Hike Oil Recovery in High Permeability Reservoirs under Gravity Drainage", Prepared for Total Oil Co. 1991.

44. Saidi, A. M., "Gas Injection Will Hike Oil Recovery in High Permeability Reservoirs under Gravity Drainage", Prepared for Total Oil Co. 1991.

45. Saidi, A. M., "Twenty Years of Gas Injection History into Well-Fractured Haft Kel Field (Iran)" , SPE paper 35309, presented at SPE meeting held in Villahermosa, Mexico, March 3-7, 1996.

46. Sakthikumar, S. and Berson, F., "Air Injection into Light and Medium Heavy Oil, Carbonate Reservoirs", prsesented at Mexitep confernce in Mexico City, 2001.

47. Shreve, D.R. and Welch, L.W., "Gas Drive and Gravity Drainage Analysis for Pressure Maintenance Operations" AIME Tranaction, (1956) 207, p.136.

48. Sims, W.P. and Friling, W.G., "Lakeview Pool, Midway Sunset Field", AIME Transaction, (1950) 189, p.7.

49. Soroush, H. and Saidi A.M., "Vertical Gas-Oil Displacements in Low Permeability Long Core at Different Rates and Pressure below MMP", SPE paper 53221, presented at MEOS in Bahrain, 20- 23 February 1999.

50. Stewart, F.M., Garthwaite, D.l., and Krebill, F.K., "Pressure Maintenance by Inert Gas Injection in the High Relief Elk Basin Field", AIME Transaction, (1955) 204, p.49.

51. Sugianto, G. and Didier, C., "Handil Field, Three Years of Lean Gas Injection into Water Flooded Reservoirs", paper SPE 57289 presented at the Asia Pacofic Improved Oil Recovery Confernce in Kuala Lampur, Malayisa, 25- 26 Oct. 1999.

52. Terwillinger, P.L., Wilsey, L. E., Hall, H. N., Bridges, P.M., and Morse R.A., "An Experimental and Theoretical Investigation of Gravity Drainage Performance", AIME Trans. (1951), 192, p. 285.

53. Tibeibot, B. and Sakthikumar, S., "Lean Gas Injection in a Fractured Reservoir: Compared Performance of Nitrogen and Methane Injection", presented at IOR conference in Stavanger, May 1991.

54. Welge, H.J., "A Simplified Method for Computing Oil Recovery by Gas or Water Dirve", AIME Transaction, (1952) 195. p. 91.

55. Wickenhauser, L.J., "Gas Drive Gravity Segrhation and Gas Injection Calculation Applied to L1 Sand", T Segment, Officina Field, Venezuela, Oil and Gas Journal, Dec. 29, 1949, p. 52.

56. Wilson, W.W., "Engineering Study of the Cook Ranch Field, Shakelford County Texas", AIME Transaction, (1952) 195, p. 77.

57. Ghawar field (Saudi Arabia)- Internal personal information.

58. Zelton field (Libya) personal information.

59. Abul Al Bokhiush (Abu Dhabi) personal infirmation.

60. Yan Ling field (China) company information.
انتهاي پيام