Reservoir Characterization Study of an Iranian Carbonate Reservoir by SCAL Application Data 

Hafizolah Kashani Birgani, Arvandan Oil&Gas Co., 

Abstract This paper  contains  the SCAL of  carbonate  reservoir  field.  It  includes  the main  available  data, 

plots of relative permeability, capillary pressure, water saturation etc. The plots, analysis of J­function versus  normalized  water  saturation  and  the  relations  applied  for  these  analyses  constitute  another section. The main objectives of this paper are: Better understanding of the behavior and characteristics of  the  reservoir  by  integrating  results  using  these  results  to  characterize  the  carbonate  reservoir properties.  The  main  reservoir  characteristics  will  include:  Capillary  pressure  vs.  water  and  gas saturation, Oil­water  relative  permeability  vs.  water  saturation, Oil­gas  relative  permeability  vs.  gas saturation The SCAL module in ECLIPSE is a tool to help engineers effectively use laboratory derived relative  permeability  and  capillary  pressure measurements  in  reservoir  simulation. The  program has facilities  to:  Import  laboratory  data,  Perform quality  control  (such as  curve  smoothing), Group  data according  to  litho  logical  parameters  and  end­point  values, Transform  the  laboratory  data  into  rock curves suitable for input to simulators Such as ECLIPSE and automatically assign these curves to grid cells (according to a set of user defined rules, for example as a function of porosity, permeability or litho logical parameters). Key Words: SCAL­ relative permeability­ capillary pressure­ J, function.

Archive of SID

www.SID.ir

IntroductionSpecial core analysis (SCAL) is important to obtain more detailed information on reservoir parameters not available through 

standard core analysis and usually includes capillary pressure, relative permeability and wettability measurements. SCAL is also some times needed to obtain more reliable input parameters for reservoir simulations and this paper concentrates on the latter for a mechanistic  study of  recovery mechanisms  in  carbonate  reservoirs. Hydrocarbon  recovery  results  from a  competition between capillary and viscous forces and gravity. In most chalk reservoirs spontaneous imbibition is the major recovery mechanism. This dominance of capillary forces is due to narrow pore throats, more or less water­wet conditions and the low permeability of this rock.  Essentially  all  reservoirs  are  affected  by  the  interplay  between  capillary  pressure  and  relative  permeability  at  various wettability  conditions  but  fractured  chalk  reservoirs  with  very  low  matrix  permeability  are  in  particular  sensitive  to  these interactions. Questions  arise about how and when  fractures  are  crossed by  the wetting  fluid  and if  there  is  a  component  to oil recovery from viscous forces, and if so, when and how this occurs. The impacts of  these parameters at  the different wettability conditions seem to be the clue to the understanding of the oil recovery mechanisms in these reservoirs. (Ref.1, 2, 3, 4). 

Experimental 1. Capillary Pressure & Pore Size Distribution by Mercury Injection 

In determination of  capillary pressure  and pore  size distribution by mercury  injection,  sample  is  cleaned  and dried.  It  is evacuated inside  the mercury pump and then mercury is  injected at a series of  increasing incremental pressures. There are  two apparatus for mercury injection process, the mercury pump and Auto pore III. In mercury pump apparatus, the mercury is injected into rock sample at maximum 1500 psi and mercury penetrates pore down to 0.01 microns. Auto pore III used modern technology through automation and optional high­pressure  injection up to 60000 psi. This high­pressure  injection penetrates pore down to 0.003 microns diameter. As mercury is non­wetting, this is a drainage process and reverse process is imbibition. Pressure is then plotted as a function of Hg saturation to generate a capillary pressure curve. This can then be converted to an equivalent air­brine capillary pressure curve using standard conversion factors derived from constants for interfacial tension and contact angle. (Ref. 2, 5, 8, 13) 

2. Relative Permeability Measurements, Unsteady state Method The measurements  of  absolute  and  relative  permeability  for  oil  and  water  are  one  of  the  most  important  tasks  in  core 

laboratories. Generally,  the  tested sample plug is saturated initially with a wetting phase using vacuum pump and the absolute permeability  for  the Wetting phase  is measured. Then the  relative permeability measurements  are  conducted  under  two­phase flow, steady or unsteady method. Based on the data collected in the two Measurements the absolute and relative permeabilities are calculated.  The  unsteady  state  method  is  also  called Wedge’s  method  because  the  calculation  is  based  on  the  theory  of  the improved Buckley and Leveret’s mechanism of fluid displacement in porous media. Our experiments will be carried out on Berea sandstone plugs with oil and water under unsteady state method, a constant pressure driving method. (Ref. 2, 3, 9, 10) 

Results and Discussion 1. Relative Permeability Curves 1­1.Oil­Water 

Table 1 shows  the availability of sample data for  this reservoir. Figure 1 demonstrates  the oil­water relative permeability curves  for  samples 3, 4  and 5. These  curves are normalized  to  remove  the effect of different  initial water saturation Swi)  and residual oil saturation (Sor) and then denormalized (Figure 2). From the (normalized curves it is determined that samples 4 and 5 can be treated as one rock type, so an average was taken as a representative of oil­water permeability. The averaged curve shown in Figure 2 is an average of samples 4 and 5. To demonstrate the effect of including the sample from another rock type, in Figure 3 samples 3, 4 and 5 are all averaged, which shows the curve differs considerably from that of Figure 2. 

1­2.Oil­Gas The only available oil­gas relative permeability curves for samples 2, 4 and 5 were plotted (Figure 4). All the gas­oil relative 

permeability data have relatively good quality (Figure 4). By looking at the normalized curves it is specified that an average can be  taken  as  a  representative  for  oil­gas  relative  permeability  (Figure  5). Due  to  the  various  natures  and  characteristics  of  the relative  permeability  in  the  two  fluid  systems  (oil­water  and  gas­oil)  the  average  relative  permeability  in  two  systems  differs greatly. Figure 6 shows the averaged krog curve for samples 2, 4 and 5. Figure 7 demonstrates a comparison of averaged oil­gas with oil­water relative permeability curves. 

2. Capillary Pressure Curves There  are  two methods  for  calculating  the  capillary  pressure.  Due  to  the  lack  of  the  capillary  pressure  data  from  other 

methods, we rely on the mercury injection method and the data resulting from this method were used. In this system mercury is

Archive of SID

www.SID.ir

considered the seen that all samples non­wetting phase. By generating capillary pressure curves for each sample, it can be except for sample 1 have a similar trend. Figure 8 shows the capillary pressure curves for the samples. 

2­1.J­function Calculation and Curves As capillary pressure data are obtained on small core samples, which represent an extremely small part of the reservoir, it is 

necessary  to  combine  all  the  capillary  data  to  classify  a  particular  reservoir.  So  J­functions were  generated  for  each  capillary pressure. The J function curves were constructed using Microsoft Excel and then transferred into SCAL. Furthermore, in order to convert  the  Pc  to  a  J­function  some  data  including  laboratory  permeability  and  porosity  and  also mercury  contact  angle  and interfacial  tension  were  used  as  input.  As  for  interface  tension  and  contact  angle  values,  regarding  the  variations  in  oil­gas interfacial  tension  in  different  pressures,  these  parameters  were  extracted  from  the  PVTi  program  accompanied  by  Parachor parameters.  The  interfacial  tension  estimation  around  the  reservoir  pressure  is  about  10  dyne/cm.  The  contact  angle  is  also estimated to be 60 degrees. Figure 9 shows J­function plots for samples 3, 4 and 5. (Ref.12, 13) 

3. Rock Type Determination To determine different rock types within the reservoir, primarily J­function curves were used. Capillary pressure and relative 

permeability curves were also associated in this assessment. The other parameter that affects rock type determination is the depth of the samples, which was taken into account. From Figure 9 it can be seen that the slope of the curves of samples 3 and 5 are closer  to one  another  than that of  sample 4,  so  samples3 and 5 might  lie within one  single  type. On  the other hand oil­water relative permeability curves (Figure 1 and Figure 2) suggest that samples 4 and 5 follow the same trend and must be considered in one single rock type. Therefore, regarding these curves and also with regard to  the depths of samples 3, 4 and 5 which are all within 1 m different from 2900 m, we categorize samples 3, 4 and 5 to be in one rock type. Since the trend of sample 3 in the krw curve is more different than the other two ones, we only average between samples 4 and 5 for creating the krw data output file. The result is given in Figure 10. However, in the J­function curves, since the curves for samples 3, 4 and 5 are all pretty much close  to one  another, we  average  all  three samples  for generating  the data  file. Figure 11 demonstrates  this  averaging. On the capillary pressure curve since the threshold and shape of the curves of samples 3 and 5 are really similar to each other, we only average  between  samples  3  and  5  curves  (Figure  12).  For  comparison  and  better  understanding,  the  averaged  krg  curves  for samples 4 and 5 are shown in Figure 13. On the other hand capillary pressure curves (Figure 8) indicates that samples 1 and 2 are totally different and must belong to another rock types. The depths of these two samples are very close (2729 and 2730 m) and confirm the fact that they may belong to one single rock type. The normalized capillary pressure curves (J­function) of these two samples have the same trend. So we categorize samples 1 and 2 in one rock type. But since there aren’t sufficient data at the time of preparing this report, we cannot decide on the formation of each type at this point. Figure 14 shows SCAL main window with the two rock types specified in it. 

4. Simulation Rock Input Data 4­1.Single Porosity and Matrix Rock Properties From the ECLIPSE SCAL project described above and a SCAL report on the Sarvak Formation average curves were created for: Krw (Sw), Kro(Sw), Pcow(Sw), Krog(Sg) ,Krg(Sg), Pcgo(So+Sw). The given oil­water capillary pressure data contained multiple pressure  entries  for  certain  saturation  values.  These multiples  had  been  removed.  The  gray­shaded  cells  in  Table  2 mark  the entries that have been removed. Table 2: Removal of multiple pressure entries for the Pcow curve because the endpoints in the relative permeability curves were not consistent with  the capillary pressure curve, a scaling of  the relative permeability curves became  necessary.  The  contradicting  endpoints were  Swc  =  0.1105  for  the  capillary  pressure  Pcow  and  Swc=0.1633  for  the relative  permeability.  Therefore  the  relative  permeability  curves  have  been  scaled  to  the  Swc  entry  of  the  Pc  data.  Figure  15 shows a plot with a comparison of the oil­water relative permeability curves before and after scaling. The yellow curves represent the original data and the green the new, scaled ones. Furthermore, the gas­oil relative permeability data and the capillary pressure data have been scaled to match the Swc provided by the pcowd data. A comparative plot for pcogd before and after scaling can be found in Figure 16 and for the gas­oil relative permeabilities in Figure 17. Again the yellow curves represent the original data and the green the new, scaled ones. The capillary pressure data provided in the SCAL report is valid at laboratory conditions where a mercury/air  system was  investigated.  This made  a  conversion  to  reservoir  conditions namely  a water/oil  and  a  gas/oil  system necessary. Such a conversion can be done by using the following equation: PcR= σR cos θ/ σL cos θL PcL  Equation 1, Where PcR   is the capillary pressure under reservoir conditions, PcL   is the capillary pressure measured under laboratory conditions, σR    is the interfacial tension under reservoir conditions, σL    is the interfacial tension under laboratory conditions, θR    is the contact angle measured under reservoir conditions θL    is the contact angle measured under laboratory conditions.

Archive of SID

www.SID.ir

Due to different interfacial tensions of water­oil and gas­oil systems two different conversion factors had to be applied. For the water­oil system typical values were selected. These are σR =σw/o= 0.028 N/m and σL=σHg/a=0.48 N/m. The contact angles were neglected for the above equation. This decision was taken based on missing input data. Thus a conversion factor of 0.05833 was calculated for the water­oil system. For gas­oil systems no typical values for interfacial tensions could be found in literature. Therefore the interfacial tension σgo was calculated by theWeinaug and Katz Equation, σg/o¼=∑ Pi (xiρo /Mo­yi ρg /Mg)  Equation 2, Where σg/o    is the interfacial tension between gas and oil phase [Dynes/cm], N     is the number of components [ ­ ], Pi       is the parachor of component i [Dynes1/4cm11/4/moles ], Xi      is the liquid mole fraction of component i [ ­ ], Yi       is the vapor mole fraction of component i [ ­ ], ρo       is the density of the oil phase [g/cm³], ρg       is the density of the gas phase [g/cm³], Mo     is the molecular weight of the oil phase [kg/kmol], Mg      is the molecular weight of the gas phase [kg/kmol]. Based on the data of the PVT report listed in Table 4 and the oil and gas properties listed in Table 3 above Equation was evaluated to σg/o =21.5186 [Dynes/cm] =0.0215186 [N/m]. For σL=σHg/a=0.48 N/m was applied. Again the contact angles were neglected for  the capillary pressure conversion equation (Eq. 1). This decision was taken based on missing input data. Thus a conversion factor of 0.04375 was calculated for the gas­oil system. Table 3: Oil and gas properties used for σgo evaluation to take the oil­wet characteristics of  the reservoir into account  it is necessary to use for  initialization and production of  the reservoir  two different types  of  capillary  pressure  curves.  These  are  a  drainage  curve  for  initialization  and  an  imbibition  curve  for  producing  the reservoir. Since no imbibition curve was neither provided in the SCAL report nor in the ECLIPSE® SCAL project, an artificial imbibition curve had to be constructed. For the construction process Swc = 0.1105 and Sor = 0.4981 were taken as interval limits on the Sw axis and on the Pc axis the maximum water­oil capillary Pressure was taken as interval limits, once positive at Swc and negative at Sor  for an oil wet system. For the water wet system Pc equals zero at Sor. Between these endpoints the imbibition capillary pressure curve was constructed. The drainage and imbibition water oil capillary pressure curves are displayed in Figure 18 and Table 5 contains the data of the oil wet and water wet water­oil imbibition curves. For oil­gas displacement, no distinction between drainage and imbibition processes has been made. The used capillary pressure curve, valid for drainage and imbibition, is shown  in  Figure  19.  The  rock  data  received  does  not  contain  information  about  the  rock  compressibility  factor.  Therefore,  a typical value of 4.3000E­05 1/bar was chosen as input for the simulation models. (Ref.12, 13, 14) 

4­2.Fracture Rock Properties For the fracture properties, constant parameters were used. For fracture permeability a value of 10 mD was assumed. For the 

shape factor a constant value of 0.1 m­2 was assigned. For gravity drainage calculation purposes a fracture block height of 10 m was selected for the single well model simulation runs group. This group consists of the column models, the radial well models and the horizontal well models. For  the  cross­section models  a matrix block height value of 100 m was  selected. For  fracture porosity a constant value of 0.5% was assumed. It is common practice to use a capillary pressure equal to zero for the fractures and a linear relationship between saturation and relative permeability. Therefore, these settings were also selected for the fracture rock  properties  of  the  Sarvak  formation.  In  Figure  22  and  Figure  23,  the  relative  permeability  curves  for  the  fractures  are displayed. To calculate the relative permeability curves for the two cases, Corey’s equation is used. 

Oil­Water Data: The corresponding values for the parameters in Corey’s equation for both wettability cases are given in Table 7. Figure 14 to 

Figure 17 show the corresponding curves of the relative permeability data for the two cases used in the simulation. Based on the end­points defined for Corey’s equation artificial capillary pressure curves had to be constructed. Capillary pressure curves are not solely functions of the saturation, but depend on the direction of the saturation change, too. To distinguish between drainage and  imbibition  is  called  hysteresis  in  the  capillary  pressure  data  and  is  common  practice  in  reservoir  simulation.  These  are  a drainage curve for initialization and an imbibition curve for producing the reservoir. The capillary pressure curves for the oil­wet case are shown in Figure 12. To construct the oil­wet imbibition curve Siw = 0.2 and Sor,w = 0.4 were taken as interval limits on the Sw axis and on the Pc axis the maximum water­oil capillary pressure were taken as interval limits, once positive at Siw and negative at Sor,w for an oil wet system. For the water wet system Pc equals zero at Sor, w. between these endpoints the imbibition capillary pressure curve was constructed. For oil­gas displacement, no distinction between drainage and imbibition processes has been made. The used artificial capillary pressure curve, valid for drainage and imbibition. Therefore, a typical value of 4.3000E­ 05 1/bar was chosen as input for the simulation models. 

Conclusions 1. Technique is reservoir specific and yields detailed categorization of changing rock quality.

Archive of SID

www.SID.ir

2. Allows detailed assessment of reservoir quality before the well is completed. 3. J­function is useful for averaging capillary pressure data from a given rock type from a given reservoir. 4. J­function can sometimes be extended to different reservoirs having same lithology 5. J­function usually not accurate correlation for different lithologies. 6. Gas relative permeability measurements were carried out using a ‘depletion’ technique on the same core at low flow rates. The results showed no rate dependency, but there was evidence for an increase in relative permeability due to low IFT. 7. Leveret’s J­function vs. water saturation plots reveal big scatter, and no definite trend could be established. 

References 1. Anderson, W.G.: “Wettability Literature Survey – Part 2: Wettability Measurement”, JPT (Nov. 1986) 1246­1262. 2. Anderson, W.G.: “Wettability Literature Survey – Part 4: Effects of Wettability on Capillary Pressure”, JPT (Oct. 1987) 1283­ 1300. 3. Anderson, W.G.: “Wettability Literature Survey – Part 5: Effects of Wettability on Relative Permeability”, JPT (Nov. 1987) 1453­1468. 4. Honarpour, M., Koederitz, L. And Harvey, A.H.:”Relative Permeabilities of Petroleum Reservoirs”, CRC Press, Boca Raton, FL (1986) 45. 5. Negative Capillary Pressure Curves for Reservoir Rock using the Centrifuge”, 4th International Reservoir Characterization Technical Conference Proceedings (1997). 6. Anderson, D.M., McFadden, G.B., and Wheeler, A.A.: “Diffuse­interface methods in fluid mechanics,” Ann. Rev. Fluid Mech. (1998) 30, 139–165. 7. Seppecher, P.: “Moving contact lines in the Cahn­Hilliard theory,” Int. J. Engng. Sci. (1996) 34, 977–992. 8. Li, K. and Horne, R.N.: “An Experimental and Analytical Study of Steam/Water Capillary Pressure,” SPEREE (Dec. 2001) 477–482. 9. Li, K. and Horne, R.N.: “Steam­Water Relative Permeability by the Capillary Pressure Method,” presented at the 2001 International Symposium of the Society of Core Analysts, Edinburgh, Sep. 19–21. 10. Kjosavik, A., Ringen, J.K., and Skjaeveland, S.M.: “Relative Permeability Correlation for Mixed­Wet Reservoirs,” SPEJ (March 2002) 49–58. 11. Dullien, F.A.L.: Porous media: fluid transport and pore structure, Academic Press, san Diego (1992). 12. Firoozabadi, A.: Thermodynamics of hydrocarbon reservoirs, McGraw­Hill, New York (1999). 13. Skjaeveland, S.M., Siqveland, L.M., Hammervold, W.L., and Virnovsky, G.A.: “Capillary Pressure Correlation for Mixed­ Wet Reservoirs,” SPEREE (Feb. 2000) 60–67. 14. Barrett, J.W., Blowey, J.F., and Garcke, H.: “Finite element approximation of the Cahn­ Hilliard equation with degenerate mobility,” SIAM J. Numer. Anal. (1999) 37, 286–318. 

Table 1: Availability of sample data 

SAMPLES  1  2  3  4  5  40H  41H  48H 

Depth (m)  2729  2730  2899.8  2900.3  2900.7  ­  ­  ­ 

Pc Data  Yes  Yes  Yes  Yes  Yes 

Kr Data  N/A  Krg  Krw  Krw &Krg 

Krw &Krg 

Krw &Krg  Krw  Krw 

Porosity  0.0641  0.1107  0.2029  0.1415  0.1034  0.095  0.069  0.1689 

KO(Swi)  N/A  N/A  0.139  0.768  0.176  0.1797  0.1258  0.427 

Swirr  N/A  N/A  0.22  0.245  0.12  0.2786  0.2861  0.1415 

Swcrit  0.4103  0.0656  0.1105  0.0229  0.0833  0.2786  0.2881  0.1415 

Kair (mD)  N/A  0.332  4.729  3.091  2.089  5.423  2.478  2.045

Archive of SID

www.SID.ir

Table 2: Removal of multiple pressure entries for the Pcow curve 

Sw  Pc [bar] 

0.110500  20.28 0.113400  18.93 0.116300  17.57 0.122100  16.22 0.130800  14.87 0.133700  13.52 0.133700  12.17 0.145300  10.82 0.168600  9.46 0.200600  8.11 0.255800  6.76 0.360500  5.41 0.494200  4.06 0.668600  2.70 0.930200  1.35 0.988400  0.68 0.994200  0.18 0.997100  0.11 0.997100  0.08 1.00000  0.05 1.00000  0.02 1.00000  0.00 

Table 3: Oil and gas properties used for   go evaluation 

In­situ oil density                     0.809 g/cm³ In­situ gas density                   0.372 g/cm³ Oil molecular weight               168kg/kmol Gas molecular weight             30.86kg/kmol 

Table 4: Evaluation of  g/ o 

Components  Parachors  xi [%]  xi  yi [%]  yi  IFT 

H2S  80  0.00  0.00  0.41  0.00  ­0.0039 

N2  41  0.00  0.00  0.62  0.01  ­0.0031 

CO2  48  0.00  0.00  6.54  0.07  ­0.0615 

C1  77  0.00  0.00  50.54  0.51  ­0.4691 

C2  108  0.00  0.00  16.73  0.17  ­0.2178 

C3  150.3  0.92  0.01  11.49  0.11  ­0.2014 IC4  181.5  0.39  0.00  1.93  0.02  ­0.6389 

NC4  189.9  1.83  0.02  5.46  0.05  ­0.1082 

IC5  225  1.64  0.02  1.66  0.02  ­0.0271 

NC5  231.5  2.28  0.02  1.87  0.02  ­0.0268 

C6  271  6.33  0.06  1.75  0.02  0.0255 C7  312.5  4.81  0.05  0.78  0.01  0.0428 C8  351.5  5.34  0.05  0.21  0.00  0.0814 C9  380  5.06  0.05  0.02  0.00  0.0919

Archive of SID

www.SID.ir

C10  404.9  4.92  0.05  0.00  0.00  0.0959 C11  429.3  4.06  0.04  0.00  0.00  0.0839 C12+  961.53  62.42  0.62  0.00  0.00  2.8902 

21.5186 

Table 5: Conversion of laboratory capillary pressure data to reservoir conditions 

SW  PCOWD_LAB(bar)  PCOWD_Res(bar)  Sf  Pcgfd_Lab (bar)  Pcgfd_Res (bar) 

0.110500  20.280001  1.183000  0.110500  20.280001  0.867250 0.113400  18.930000  1.104250  0.118306  17.570000  0.768688 0.116300  17.570000  1.024917  0.145627  16.219999  0.709625 0.122100  16.219999  0.946167  0.172853  14.870000  0.650563 0.130800  14.870000  0.867417  0.211882  13.520000  0.591500 0.133700  13.520000  0.788667  0.243106  12.170000  0.532438 0.145300  10.820000  0.631167  0.289942  10.820000  0.473375 0.168600  9.460000  0.551833  0.360196  9.490000  0.415188 0.200600  8.110000  0.473083  0.453772  8.110000  0.354813 0.255800  6.760000  0.394333  0.617698  6.760000  0.295750 0.360500  5.410000  0.315583  0.820558  5.410000  0.236688 0.494200  4.060000  0.236833  0.937552  4.060000  0.177625 0.668600  2.700000  0.157500  0.976582  2.700000  0.118125 0.930200  1.350000  0.078750  1.000000  0.000000  0.000000 0.988400  0.680000  0.039667 1.000000  0.000000  0.000000 

Table 6: Water and oil wet capillary pressures for imbibition 

Sw PCOWi (Water Wet) (bar) 

PCOWi (Oil Wet) (bar) 

0.11050  1.18300  1.18300 

0.11300  1.00000  0.70000 

0.13000  0.70000  0.40000 

0.15000  0.50000  0.30000 

0.17000  0.45000  0.20000 

0.19000  0.40000  0.10000 

0.22000  0.33000  0.00000 

0.25000  0.28000  ­0.10000 0.28000  0.22000  ­0.20000 0.32000  0.18000  ­0.30000 0.35000  0.12000  ­0.40000 0.39000  0.09000  ­0.50000 0.42000  0.07500  ­0.60000 0.45000  0.05000  ­0.70000 0.48000  0.02500  ­0.80000 0.49810  0.00000  ­1.18300

Archive of SID

www.SID.ir

Table 7: Used values for Corey’s equation parameters 

water­wet case  oil­wet case

Oil­Water 

Sor,w  0.3  0.4 Siw  0.3  0.2 Kro,iw  1  1 Krw,i  1.07  1.6 No  2  3 nw  3  2 

Gas­Water 

Sor,g  0.2  0.2 Sgc  0.1  0.1 Kro,ig  1  1 Krg,i  1.53  0.98 No  2  2 ng  2  2 

Figure 1: Krwo curves 

Figure 2: Denormalized krw curves (samples 4 and 5 averaged)

Archive of SID

www.SID.ir

Figure 3: Denormalized krw curves (samples 3, 4 and 5 averaged) 

Figure 4: krog curves 

Figure 5: Normalized krog curves

Archive of SID

www.SID.ir

Figure 6: Averaged krog curve 

Figure 7: Mercury capillary pressure for samples 1, 2, 3, 4 and 5 

Figure 8: J­function curves for sample 3, 4 and 5.

Archive of SID

www.SID.ir

Figure 9: Samples 4 and 5 averaged for creating the krw data output file 

Figure 10: Samples 3, 4 and 5 averaged for creating the output file 

Figure 11: Samples 3 and 5 averaged for creating the output Pc file

Archive of SID

www.SID.ir

Figure 12: Samples 4 and 5 averaged for creating krg output file 

Figure 13: shows SCAL main window with the two rock types specified in it. 

Figure 14: Water­oil relative permeability curves used for Sarvak simulation Models

Archive of SID

www.SID.ir

Figure 15: Oil­gas relative permeability curves used for Sarvak simulation Model 

Figure 16: Fracture water­oil relative permeabilities 

Figure 17: Fracture oil­gas relative permeabilities

Archive of SID

www.SID.ir