توده­های نفت و گاز داخل تله­های زیر­زمینی یافت می­ شود که به واسطه­ خصوصیات ساختاری و چینه­ای شکل گرفته­اند[۵]­. خوشبختانه توده­های نفت و گاز معمولا در قسمت­ های متخلخل­تر و نفوذپذیرتر بسترها که به صورت عمده ماسه­ها­، سنگ­های ماسه­ای­، سنگ­های آهکی و دولومیت­ها هستند­ و نیز در منافع بین دانه­ای یا فضای منافذ که با درزها­، شکاف­ها و فعالیت محلول ایجاد شده­­اند یافت می­شوند­.
در شرایط اولیه­ مخزن­، سیالات هیدروکربنی به حالت تک فاز یا دو فاز می­باشند­.حالت تک فاز ممکن است فاز مایع باشدکه تمام گاز موجود در نفت حل شده است­. در این حالت­، ذخایر گاز طبیعی محلول باید همانند ذخایر نفت خام برآورد شوند­. از طرف دیگر­، حالت تک فاز ممکن است فاز گاز باشد­. اگر در فاز گاز­، هیدروکربن­های تبخیرشده­ای وجود داشته باشند که در سطح زمین به صورت مایعات گاز طبیعی قابل بازیابی باشند­، این مخزن را مخزن گاز میعانی یا مخزن گاز تقطیری می­نامند­. در این حالت­، ذخایر مایعات همراه موجود ( میعانی یا تقطیری ) باید همانند ذخایر گاز برآورد شوند­­­. زمانی که توده­ی هیدروکربنی به صورت دوفاز باشد­­، فاز بخار را کلاهک گازی می­نامند­ و فاز مایعی که در زیر آن واقع می­ شود­­، منطقه­ نفتی نام دارد­. در این­جا چهار نوع ذخایر هیدروکربوری وجود خواهد داشت­:
گاز آزاد یا گاز همراه­، گاز محلول­، نفت موجود در منطقه­ نفتی و مایعات گاز طبیعی که از کلاهک گازی بازیابی می­شوند­.
هرچند هیدروکربن­های موجود در مخزنکه به آن ذخیره می­گویند­، مقادیر ثابتی دارند، میزان ذخایر به روش بهره برداری از مخزن بستگی دارد­. در سال ۱۹۸۶ جامعه­ مهندسان نفت (SPE)^[3] تعریف زیر را برای ذخایر انتخاب کرد­:

ذخایر­، میزان حجم­های برآورد شده نفت خام­، گاز طبیعی­، مایعات گاز طبیعی و مواد همراه قابل عرضه در بازار هستند که از یک زمان به بعد تحت شرایط اقتصادی موجود­، با عملیات بهره ­برداری مشخص و تحت آیین­ نامه­ های جاری دولت به لحاظ اقتصادی­، قابلیت بازیابی و سوددهی وعرضه در بازار را داشته باشند[۶]. میزان ذخایر با بهره گرفتن از داده ­های زمین­ شناسی و مهندسی موجود محاسبه می­گردد­. به تدریج که طی بهره ­برداری از مخزن داده ­های بیشتری به­دست می ­آید­، برآورد ذخایر نیز روزآمد می­ شود­.
تولید اولیه­ هیدرو کربن­ها از مخازن زیر زمینی که با بهره گرفتن از انرژی طبیعی مخزن صورت می­گیرد­­، بهره ­برداری اولیه محسوب می­ شود­. در بهره ­برداری اولیه، نفت یا گاز بر اثر الف) انبساط­، ب) جا به ­جایی سیال­، ج) ریزش ثقلی و د) نیروی مویینه دافعی به سمت چاه­های تولیدی رانده می­شوند­. در صورتی که مخزن فاقد سفره­ی آبی باشد و سیالی به آن تزریق نشود­، بازیابی سیالات هیدروکربنی عمدتا با انبساط سیال صورت می­گیرد­. در حال که در مورد نفت ­، ممکن است بازیابی به کمک ساز­و­کار ریزش ثقلی انجام شود­. در صورتی که شار آب ورودی از سفره­ی آبی وجود داشته باشد یا به جای آن آب به درون چاه­های انتخابی تزریق شود­، بازیابی با ساز­و­کار جا به ­جایی صورت می­گیرد که ممکن است همرا با ساز­و­کار ریزش ثقلی یا نیروی مویینه­ی دافعی باشد­­. گاز نیز که سیال جابه­جا کننده است­، به منظور کمک به بازیابی نفت به چاه­ها تزریق می­ شود­. همچنین از گاز به منظور بازیابی سیالات گاز میعانی در چرخه­ی گاز استفاده می­ شود­.
استفاده از طرح تزریق گاز طبیعی یا آب­، عملیات بازیابی ثانویه نامیده می­ شود­. زمانی که برنامه­ی تزریق آب فرایند بازیابی ثانویه را به دنبال داشته باشد­، فرایند سیلاب زنی آبی نامیده می­ شود­. هدف اصلی از گاز طبیعی یا آب­ به مخزن­، حفظ فشار است­. به همین دلیل از عبارت برنامه­ی حفظ فشار نیز در تشریح فرایند بازیابی ثانویه استفاده می­ شود­.
فرایند جا به ­جایی دیگری فرایند بازیابی مرحله­ سوم نامیده می شود­، در مواقعی که فرایند­های بازیافت ثانویه کارایی ندارد­،کاربرد می­یابد­. همچنین این فرایند­ها در مخازنی به کار می­روند که از روش­های بازیابی ثانویه به دلیل پتانسیل پایین بازیابی استفاده نمی­ شود­. در این حالت کلمه­ی مرحله­ سوم نام­گذاری غلطی است­. در برخی از مخازن­، اعمال فرایند ثانویه یا مرحله­ سوم پیش از فرایند پایان بازیابی مرحله­ اول سودمند است­. در این مخازن عبارت ازدیاد برداشت به کار می­رود و عموماً شامل هر فرایند بازیابی می­ شود که برداشت از مخازن را بیش از آن­چه از انرژی طبیعی مخزن انتظار می­رود، بهبود بخشد­.

تعاریف انواع مخزن­ها با بهره گرفتن از نمودار­های فازی
از نقطه نظر فنی­، می­توان انواع مختلف مخزن را به کمک موقعیت اولیه­ دما و فشار مخزن با توجه به محدوده­ دو فازی ( گاز و مایع) که معمولاً بر روی نمودار حالات فشار –­ دما نشان داده­ می­ شود­، تعریف کرد­­. شکل (۱-۱) نمودار فازی فشار –­ دما می باشد که در آن هر دو فاز گاز و مایع وجود دارند­­. ناحیه­ی سمت چپ نمودار به پایین که با منحنی­های نقاط حباب و شبنم محصور می­باشد­، محدوده­ای است مرکب از دما و فشارهایی که در آن هر دو فاز وجود خواهند داشت­. منحنی­های درون ناحیه­ی دوفازی­، در صدی از حجم کل هیدروکربن را به صورت مایع می­باشد­، به ازای مقادیر مختلف فشار و دما نشان می دهند­. در ابتدا هر توده­ی هیدروکربنی­، نمودار حالت مخصوص خود را خواهد داشت­ که فقط به ترکیب آن توده بستگی دارد­.
شکل(۱-۱): نمودار فازی دما – فشار سیال یک مخزن[۷]
این نمودار به پنج ناحیه تقسیم شده است در ناحیه پنجم سیال در حالت تک فازی قرار دارد و ماده ای که در این قسمت قرار دارد­، گاز نامیده می­ شود­. چون سیال باقی­مانده در مخزن در ضمن بهره ­برداری در همان دمای مشخص باقی می­ماند­، واضح است وقتی که فشار در این مسیر کاهش می­یابد سیال همچنان در حالت تک فازی­، یعنی گاز باقی می­ماند­. به علاوه همچنان که مخزن تخلیه می­ شود ترکیب سیالی که استخراج می­گردد­، تغییر نمی­کند­. این حالت برای هر توده­ای از این ترکیب تا آنجا که دمای مخزن به دمای نقطه کری کاندنترم ( حداکثر دمای دوفازی ) نرسیده باشد­، به همین ترتیب ثابت می­ماند­. گرچه در این محدوده­، سیال باقی­مانده در مخزن در حالت تک فازی باقی می­ماند­­، در عین حال سیالی که از درون چاه و در تفکیک­کننده­ های سر چاه استخراج می­ شود و همان ترکیب را دارا می­باشد ممکن است به علت کاهش دما وارد ناحیه دو فازی شود. مایعی که در سر چاه از گاز موجود در یک مخزن گازی تولید می­ شود به علت همین تحول می­باشد.
این بار مخزن را در موقعیت سه و چهار در نظرمی­گیریم. در این ناحیه نیز دمای مخزن افزون بر دمای نقطه بحرانی(نقطه C) است حالت اولیه سیال تک فازی است که مجدداً فاز گاز می­باشد. با وجود اینکه فشار بر اثر بهره ­برداری کاهش می­یابد­، ترکیب سیال استخراج شده همان ترکیب سیال مخزن ناحیه پنجم بوده و این حالت تا فرا رسیدن نقطه شبنم برقرار می ماند­. در فشار کمتر از این مقدار ، مایع غلیظی شبیه مه یا شبنم از سیال مخزن شکل می­گیرد­، و بدین جهت چنین مخزنی­، مخزن نقطه شبنم نامیده می­ شود. این مایع میعانی ، از فاز گاز گه اکنون مقداری از مایع خود را از دست داده جدا می­ شود و چون به دیواره­ های خلل و فرج سنگ می­چسبد هیچ­گونه حرکتی ندارد­. در این حالت گازی که در سر چاه استخراج می­ شود مقداری کمتری مایع به همراه دارد­، لذا نسبت گاز به نفت تولیدی افزایش می­یابد. این عمل که میعان معکوس نامیده می­ شود همچنان ادامه می­یابد تا نقطهN فرا رسد که در آنجا حجم مایع به حداکثر مقدار خود می­رسد­. اصطلاح معکوس بدین جهت به­کار می رود که در ضمن انبساط هم دما­، به جای عمل میعان­، معمولاً باید عمل تبخیر صورت گیرد­. بالاخره پس از آنکه نقطه شبنم فرا رسید چون ترکیب سیال استخراج شده تغییر کرده است­، ترکیب سیال باقیمانده در مخزن نیز تغییر می­نماید و تغییر مکان منحنی حالت شروع می­ شود­، زیرا نمودار فازی که در شکل(۱-۱) دیده می­ شود فقط و فقط یک مخلوط هیدروکربنی را نشان می­دهد­. متاسفانه این تغییر مکان به سمت راست متمایل است که خود به هدردهی مقدار بیشتری از مایع به صورت میعان معکوس در خلل و فرج سنگ مخزن شدّت بیشتری می بخشد و در نتیجه بازیابی مایع نمی­تواند به حداکثر میزان خود برسد.
به هدر رفتن مایع میعان معکوس­، به طور محسوسی در موارد زیر افزایش می­یابد­: الف-­ پایین بودن دمای مخزن­، ب-­ بالا بودن فشار ترک مخزن­، ج-­ تمایل بیشتر نمودار فازی به طرف راست­، که البته مورد اخیر مشخصه خاص سیستم اخیر به شمار می ­آید­.
اگر توده هیدروکربنی در موقعیت یک و دو قرار گیرد­، مخزن در حالت تک فازی می باشد چون دما کمتر از دمای نقطه بحرانی است­، این فاز­­، فاز مایع خواهد بود­. چنین مخزن­، مخزن نقطه حباب نامیده می­ شود زیرا همچنان که فشار کاهش می­یابد نقطه حباب فرا می­رسد­. بلافاصله در زیر این نقطه­، حباب­های گاز یا فاز گاز آزاد ظاهر می شود سرانجام­، گاز آزادی که از مایع خارح شده در حالی­که هر لحظه بر مقدارش افزوده می­ شود به طرف حفره چاه جریان می­یابد­. از طرف دیگر­، نفت در حالی به جریان خود ادامه می­دهد که هر لحظه از مقدارش کاسته می­ شود و در نتیجه مقدار زیادی نفت غیر قابل بازیابی در مخزن باقی می­­ماند­. نام­های دیگر این قبیل مخازن نفت عبارتند از­: نفت تخلیه­ای­، مخزن گاز محلول­، مخزن با رانش گاز محلول­، مخزن انبساطی و مخزن با رانش گاز داخلی.
بلاخره اگر همین مخلوط در ناحیه دو فازی قرار داشته باشد­،دمخزن در حالت دو فازی است که شامل یک منطقه­ مایع یا منطقه­ نفتی است و در بالای آن منطقه­ گازی یا کلاهک گازی واقع می­باشد­. چون ترکیبات این دو منطقه با یکدیگر تفاوت کلی دارند می­توان هر یک را به طور جداگانه با نمودار فازی مخصوص خود در نظر گرفت تا بدین وسیله این دو سیال یا ترکیبشان­، با یکدیگر ارتباط کمتری داشته باشند­.

مروری بر خواص سنگ مخزن
خواصی که در این بخش بررسی می­ شود عبارتند از درجه­ تخلخل، تراکم­پذیری هم­دما­، درجه اشیاع سیال، تراوایی و نفوذپذیری که اهمیت زیادی در برداشت از مخزن دارند­.
۱-۴-۱- درجه­ تخلخل
درجه­ تخلخل محیط متخلخل با نماد Ø نشان داده شده و عبارت است از نسبت فضای خالی یا حجم منافذ به حجم کل توده­ی سنگ­. این نسبت به صورت کسری یا بر حسب درصد بیان می­ شود­. هنگامی که از مقدار تخلخل در معادله استفاده می­ شود­، این مقدار تقریباً همیشه به صورت کسری خواهد بود. اصطلاح درجه­ تخلخل هیدروکربنی به آن بخش از تخلخل اشاره دارد که حاوی هیدروکربن باشد. تخلخل هیدروکربنی­، حاصلضرب تخلخل کلی در کسری از حجم منافذ است که حاوی هیدروکربن هستند.
میزان درجه­ تخلخل معمولاً به روش اندازه ­گیری استفاده شده بستگی دارد و به صورت درجه­ تخلخل کلی یا موثر گزارش می­ شود­. درجه­ تخلخل کلی­، مقدار فضای خالی کل محیط را نشان می دهد و درجه­ تخلخل مؤثر آن مقدار از فضای خالی است که در جریان سیالات سهیم است.این نوع درجه­ تخلخل معمولاً در آزمایشگاه اندازه ­گیری می­ شود و در محاسبات مربوط به جریان سیال مورد استفاده قرار می­گیرد.
روش های آزمایشگاهی اندازه ­گیری درجه تخلخل عبارت هستند از قانون بویل، درجه­ اشباع آب، درجه­ و درجه­ اشباع مایع آلی.
۱-۴-۲-تراکم پذیری همدما
تراکم پذیری همدما در ماده ، با معادله­ زیر نشان داده می­ شود :
(۱-۱)
که در آن P فشار ، c تراکم پذیری و v حجم را نشان می­دهد.
این معادله تغییر حجم ماده را در دمای ثابت بر اثر تغییر فشار توصیف می کند و واحد­های آن معکوس واحد­های فشار است.
۱-۴-۳- درجه­ اشباع سیال
نسبت حجم اشغال شده توسط سیال به حجم منافذ ، درجه­ اشباع سیال نامیده می­ شود. نماد درجه­ اشباع نفت ، S_o است که S درجه­ اشباع و o به نفت اطلاق می­ شود. درجه­ اشباع به صورت کسر یا درصد بیان می­ شود، اما در معادلات به صورت کسری مورد استقاده قرار می­گیرد. مجموع درجه­ های اشباع تمام سیالات موجود در محیط متخلخل برابر ۱ است.
۱-۵- مقدمه‌ای بر چاه‌آزمائی^[۴]
به محض حفر یک چاه در درون مخزن و آغاز استخراج سیال درون آن، تغییراتی در پارامتر‌های مخزنی مانند فشار، حجم سیال درون مخزن، گرانروی سیال و… ایجاد می‌شود. تغییر پارامتر‌های مخزن باعث تغییر رفتار مخزن مانند چگونگی فاز‌های سیال (مایع و گاز) درون مخزن، در نتیجه چگونگی فازهای سیال استخراج شده، میزان دبی و… می‌شود.
بنابراین با گذشت زمان و ادامه‌ی برداشت از مخزن، رفتار مخزن تغییر می‌کند. در واقع پارامترهای مخزن به نوعی تابع زمان هستند. عملیات چاه‌آزمائی تجزیه و تحلیل رفتار مخزن و چاه بر اساس زمان است، نتایج حاصل از آن می‌تواند تأثیر زیادی در تشخیص مقادیر واقعی پارامترهای مخزنی داشته باشد، از این رو چاه‌آزمائی یکی از مهم‌ترین ابزار‌های مهندسان برای شناخت مخزن نفت محسوب می‌شود. به دست آوردن مقدار واقعی این تغییرات نقش عمده‌ای در ایجاد یک مدل دقیق و به روز از مخزن دارد.
در سال‌های ۱۹۳۷، چاه‌آزمائی به عنوان ابزاری برای شناخت رفتار واقعی مخزن در قبال تغییرات ایجاد شده‌ی درون چاه، وارد مهندسی نفت شد[۸]. مخزن نفت محیطی ناشناخته و بسیار ناهمگن است که تشخیص دقیق آن عملاً امکان پذیر نیست. با توجه به ویژگی‌های کلی مخزن، مدل‌های ریاضی اولیه‌ای برای تفسیر رفتار مخزن و چگونگی حرکت سیال در درون محیط‌های متخلخل مختلف از جمله محیط متخلخل مخازن شکافدار، وجود دارد. این مدل‌ها که اصطلاحاً مدل‌های ایده‌آل گفته می‌شوند، تا اندازه‌ای توانایی پیش‌بینی رفتار واقعی مخزن را دارند. پارامتر‌های مدل را باید پس از تطبیق با رفتار مخزن اصلاح کنند، تا رفتار مدل، رفتار واقعی مخزن را نشان دهد. پس از انجام هرآزمایش، روی مخزن واقعی، اطلاعات فشار و زمان را روی نمودارهایی (مختصات لگاریتمی، شبه لگاریتمی یا دکارتی) پیاده کرده و آن را بر اساس نمودار‌های مدل‌های اولیه تفسیرمی‌کنند و اطلاعاتی مانند نوع رژیم جریان(خطی، شعاعی، کره‌ای)، مساحت مخزن و… غیره را به‌دست آورند.
درحدود سال‌های ۱۹۷۰به بعد، محققین با ارائه کردن نمودارهای مدل^[۵] فشار در برابر زمان، به تشخیص حالت‌های کلی شکل مخزن پرداختند که در تفسیر نمودارهای چاه‌آزمایی نقش بسیار زیاد و مهمی دارند.
شکل(۱- ۲) : نمودار مدل فشاری [۹]
نمودار‌های مدل نسبت به روش قبلی، جزئی‌تر و دقیق‌تر بوده و حالت‌های بیشتری را نشان می‌دهند، از این رو برای مهندس نفت این امکان ایجاد می‌شود که با اخذ اطلاعات مخزن و پیاده کردن داده‌های مربوط به آزمایش روی نمودار، نمودار بدست آمده از مخزن واقعی را با نمودارهای مدل منطبق کرده و براساس آن پارامترهای دیگر مهندسی مخزن ( نفوذ‌پذیری، ضریب پوسته و….) را به دست ‌آورد، و یا درحالت عدم انطباق کامل با نمودار‌های مدل، برخی از پارامترهای نمودار مدل را تغییر داده تا بهترین نمودار بیان‌کننده‌ی حالت واقعی مخزن را شناسایی کند. پس از این برای افزایش دقت، روش استفاده از نمودارهای مشتق ( نمودار مشتق فشار در برابر زمان ) ارائه شد.
در واقع نمودار‌های مشتق نیز یک نوع نمودار مدل هستند که محاسبات مهندسی بر اساس آن‌ها بیشتر، در تأیید و تکمیل نتایج بدست آمده از نمودارهای مدل معمولی بکارمی‌رود. نمونه‌ای از این نمودارها در شکل زیر آمده است.

شکل(۱- ۳) : نمودار مدل مشتق فشاری [۹]
درکشورما به دلیل اهمیت داشتن تولید روزانه، بستن چاه به مدت دو یا سه روز برای انجام آزمایش تا حدود زیادی امکان‌پذیر نیست و یا خیلی سخت است به‌همین دلیل مجهز کردن چاه‌ها به سیستم‌های هوشمند (چاه هوشمند^[۶]) برای ثبت فشار و زمان و دبی تولید می‌تواند تا حدودی ما را از عملیات چاه‌آزمایی بی‌نیاز کند. یکی از نکات جالب درمورد چاه‌آزمایی این است که با بهره گرفتن از اطلاعات سه متغیر زمان، فشار و دبی تولیدی یا دبی تزریقی، اکثر پارامترهای مهندسی مخزن نظیر نفوذپذیری، ضریب پوسته، سطح تخلیه چاه (حجم مؤثر درتولید چاه، به بیان دیگر حجمی از مخزن که توسط هر چاه تخلیه می‌شود)، نوع مخزن (ساده یا ترکیبی) را به ‌دست می‌آورند.
۱-۵-۱- عوامل موثر بر چاه‌آزمائی
۱-۵-۱-۱- ضریب پوسته^[۷]
فاصله‌ی نزدیک به چاه که به دلیل عواملی مانند ورود آب از گل حفاری به داخل سازند، عوارض حاصل از مشبک‌کاری، آزاد شدن گاز نزدیکی چاه به دلیل افت فشار و هم‌چنین رسوب آسفالتین (نوعی نفت بسیار سنگین با گرانروی بسیار بالا) خواص فیزیکی خود را از دست داده باشد را ضریب پوسته گویند [۱۰]. میزان آسیب‌دیدگی مخزن را با یک ضریب به اسم ضریب پوسته نشان می‌دهند. به‌عبارت دیگر به هر نوع عاملی که باعث افت فشار غیر معمول و نیز کاهش یا افزایش تراوائی در ناحیه‌ی اطراف چاه گردد ضریب پوسته گفته می‌شود.
- ضریب پوسته‌ی شکاف هیدرولیکی