RU2018887C1 - Method for determining character of saturation of oil-trap beds - Google Patents
Method for determining character of saturation of oil-trap beds Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018887C1 RU2018887C1 SU5017163A RU2018887C1 RU 2018887 C1 RU2018887 C1 RU 2018887C1 SU 5017163 A SU5017163 A SU 5017163A RU 2018887 C1 RU2018887 C1 RU 2018887C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- clay
- oil
- anomaly
- resistance
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой геологии, а именно к поискам и разведке нефтяных и газовых залежей с помощью бурения глубоких скважин, с использованием промыслово-геофизических характеристик глинистых пород, и может быть использовано как для прогнозирования нефтегазоносности не вскрытой бурением части разреза, так и для оценки характера насыщения вскрытых коллекторов, а при площадной обработке также для определения потенциального контура нефтегазоносности. The invention relates to oil and gas geology, and in particular to the search and exploration of oil and gas deposits by drilling deep wells, using field-geophysical characteristics of clay rocks, and can be used to predict the oil and gas potential of an undisclosed section of the section, and assessing the saturation nature of exposed reservoirs, and during areal processing, also to determine the potential oil and gas contour.
Известен способ определения нефтегазоносности отложений, основанный на проведении в скважине радиоактивного каротажа и выделении залежей по уменьшению естественной радиоактивности покрывающих пород [1]. There is a method of determining oil and gas deposits, based on conducting in the well of radioactive logging and the allocation of deposits to reduce the natural radioactivity of the overburden [1].
Известен также способ прогнозирования нефтегазоносности коллекторов по увеличению удельного электрического сопротивления глин покрывающих залежь углеводородов, в котором прогноз осуществляют по величине коэффициента К, представляющего отношение кажущегося сопротивления пласта-коллектора и опорного пласта глин [2]. There is also a method for predicting the oil and gas potential of reservoirs by increasing the electrical resistivity of clays covering a hydrocarbon reservoir, in which the forecast is carried out by the value of the coefficient K, which represents the ratio of the apparent resistance of the reservoir and the supporting clay layer [2].
Сущность этих способов заключается в следующем. После выполнения стандартных ГИС по комплексу диаграмм выделяют пласты глин над пластами-коллекторами, в них после снятия отсчетов определяют необходимые параметры радиоактивности или сопротивления, которые сравнивают со значениями таковых над водоносными коллекторами. При существенном отличии сравниваемых параметров, превышающем погрешность регистрации, предполагается, что пласт продуктивен. The essence of these methods is as follows. After standard GIS is completed, clay strata over collector strata are distinguished from a set of diagrams, after they are taken, the necessary parameters of radioactivity or resistance are determined, which are compared with those over aquifers. With a significant difference between the compared parameters, exceeding the registration error, it is assumed that the reservoir is productive.
Недостатком данных способов является низкая эффективность прогнозирования ввиду раздельного применения ненормированных показаний методов ГИС. The disadvantage of these methods is the low efficiency of forecasting due to the separate use of irregular readings of GIS methods.
Наиболее близким техническим решением к изобретению является способ прогнозирования нефтегазоносности, включающий определение электрического сопротивления глин, например, по результатам измерений градиент-зондом А2МО5N и выделение интервала повышенного сопротивления в опорном горизонте [3]. The closest technical solution to the invention is a method for predicting oil and gas content, including determining the electrical resistance of clays, for example, by measuring with an A2MO5N gradient probe and highlighting the interval of increased resistance in the reference horizon [3].
Однако в данном способе анализируются характеристики глин, непосредственно примыкающих к пласту-коллектору, и не учитываются уплотнение пород с глубиной, а также изменение литологического состава пород по площади. Кроме того, к недостаткам способа относится отсутствие нормировки значений сопротивлений и возможности прогноза нефтегазоносности коллекторов, не вскрытых бурением, так как не используются структурные построения по данным сейсморазведки. Указанные недостатки приводят к низкой надежности прогнозирования нефтегазоносности. However, this method analyzes the characteristics of clays directly adjacent to the reservoir, and does not take into account the compaction of rocks with depth, as well as the change in the lithological composition of the rocks by area. In addition, the disadvantages of the method include the lack of normalization of resistance values and the possibility of predicting the oil and gas potential of reservoirs not uncovered by drilling, since structural constructions according to seismic data are not used. These shortcomings lead to low reliability of oil and gas forecasting.
Опробование известных способов, указанных в описании изобретения, на материалах ГИС Сугмутского, Барсуковского, Вачимского месторождений показало практически невозможность их использования для целей прогнозирования по причине неучета изменения термобарических, литологических и техногенных факторов в пределах рассматриваемых месторождений. Необходимо было разработать более эффективный способ выделения геофизических аномалий, вызванных вторичными изменениями в глинистых породах, перекрывающих залежь УВ. Testing of the known methods indicated in the description of the invention on the materials of the GIS of the Sugmut, Barsukovsky, Vachim deposits showed the impossibility of their use for forecasting due to the neglect of changes in thermobaric, lithological and technogenic factors within the considered fields. It was necessary to develop a more efficient way to isolate geophysical anomalies caused by secondary changes in clay rocks that overlap a hydrocarbon reservoir.
Предложенный вначале авторами способ учета термобарических, литологических и техногенных факторов путем применения не абсолютных физических величин, а относительных, вычисленных с учетом трендовых значений параметров уже позволил осуществлять прогноз нефтегазоносности по глинам. Так с использованием этого способа был сделан прогноз нефтегазоносности баженовской свиты по 37 скважинам Салымского месторождения. Дальнейшее опробование данного способа показало, что в ряде случаев из-за малой величины аномалий сопротивления (Δρ) и естественной радиоактивности (Δ Qj) эффективность прогноза понижается. С целью ее повышения был разработан способ совместной обработки данных ГК и сопротивления. При его использовании за счет разнонаправленности эффектов от залежи для этих методов (возрастание сопротивления, уменьшение радиоактивности) значение аномалии от скопления УВ увеличивается как показала практика работ до трех и более раз. Суть способа заключается в нормализации значений естественной радиоактивности и УЭС глинистых пород, т. е. приведения ГК в единицы измерения сопротивления, и выделения на фоне нормализованных кривых аномалий, обусловленных залежью УВ. Для применения метода нормализации необходимо выполнение следующих условий:
нормализуемые методы должны зависеть от одного и того же параметра (А);
свойство которое должно быть выделено в результате нормализации должно влиять на нормализуемые параметры иначе, чем свойство А.The method proposed initially by the authors for taking into account thermobaric, lithological, and technogenic factors by using not absolute physical quantities, but relative ones, calculated taking into account the trend values of the parameters, has already made it possible to forecast oil and gas potential in clay. So using this method, a forecast was made of the oil and gas potential of the Bazhenov Formation in 37 wells of the Salym field. Further testing of this method showed that in some cases, due to the small value of resistance anomalies (Δρ) and natural radioactivity (Δ Q j ), the forecast efficiency decreases. In order to increase it, a method was developed for joint processing of the data of the HA and resistance. When using it due to the multidirectional effects of the deposit for these methods (increase in resistance, decrease in radioactivity), the value of the anomaly from the accumulation of hydrocarbons increases as practice has shown up to three or more times. The essence of the method is to normalize the values of natural radioactivity and resistivity of clayey rocks, i.e., bringing the HA into units of resistance, and highlighting against the background of normalized curves of anomalies caused by a hydrocarbon pool. To apply the normalization method, the following conditions must be met:
normalized methods should depend on the same parameter (A);
the property that should be allocated as a result of normalization should affect the normalized parameters differently than property A.
Изменение электрических и радиоактивных свойств глинистых пород в зависимости от глубины функционально связано с изменением их пористости. Так зависимость сопротивления глин от пористости можно выразить уравнением
ρгл= 
Кп - пористость глин;
m - структурный коэффициент. Связь общей радиоактивности глин с пористостью можно представить в виде выражения
Qj= (1-Kп)Qjскв+КпQjв, где Qjск и Qjв - объемная радиоактивность скелета глин и поровой воды.A change in the electrical and radioactive properties of clay rocks depending on depth is functionally related to a change in their porosity. So the dependence of clay resistance on porosity can be expressed by the equation
ρ hl =
To p - porosity of clays;
m is the structural coefficient. The relationship of the total radioactivity of clays with porosity can be represented as an expression
Q j = (1-K p ) Q jskv + K p Q jv , where Q jsk and Q jv - volumetric radioactivity of the clay skeleton and pore water.
Лабораторные исследования керна на установке спектрального анализа подтверждают наличие связи Qj с пористостью. Что касается второго требования применимости нормализации, то практически на материалах сотен скважин было установлено, что залежь УВ отмечается уменьшением Qj и увеличением сопротивления относительно линии тренда, отражающей закономерное уменьшение пористости, вследствие уплотнения глин с глубиной. Таким образом, оба условия, необходимые для использования метода нормализации, соблюдаются. Кроме того, в практике использования способа нормализации для выделения продуктивных коллекторов используют совмещение данных метода пористости, что имеет место в нашем случае. Как показал анализ результатов использование способа совместной обработки ГК и УЭС от залежи УВ в покрывающих глинах выделяются аномалии нормализованного сопротивления Δρн до 6 Омм. Протяженность аномалий изменяется от 4 до 300 м, хотя преобладают аномалии мощностью от 10 до 40 м. Аномалии фиксируются на расстоянии от 0 до 10 м от кровли коллектора.Laboratory tests of the core on a spectral analysis apparatus confirm the relationship of Q j with porosity. As for the second requirement of the applicability of normalization, it was found practically on the materials of hundreds of wells that the hydrocarbon deposit is marked by a decrease in Q j and an increase in resistance relative to the trend line, which reflects a regular decrease in porosity due to clay compaction with depth. Thus, both conditions necessary for using the normalization method are met. In addition, in the practice of using the normalization method to isolate productive reservoirs, a combination of the porosity method data is used, which is the case in our case. As an analysis of the results showed, the use of the method of joint processing of HA and electrical resistivity from the hydrocarbon deposits in covering clays shows anomalies of normalized resistance Δρ n to 6 Ohm. The length of the anomalies varies from 4 to 300 m, although anomalies with a thickness of 10 to 40 m prevail. Anomalies are recorded at a distance of 0 to 10 m from the roof of the collector.
В разрезе с АВПД они прослеживаются сразу над зоной вторжения, которая имеет разную протяженность в зависимости от конкретных геологических условий. In the context of the air traffic control, they can be traced immediately above the invasion zone, which has a different length depending on specific geological conditions.
Таким образом, из приведенных данных следует, что в отличие от известных способов оценки характера насыщения коллекторов, где нефтегазоносность определяется на основе геофизической характеристики самого коллектора такая оценка может с успехом выполняться на основе анализа промыслово-геофизической характеристики глин, окружающих этот коллектор, что и реализовано в предлагаемом способе. Отсюда ясно почему наряду с оценкой характера насыщения используется термин прогноз нефтегазоносности (геофизические параметры коллектора для оценки его характера насыщения не используются). Thus, it follows from the data presented that, in contrast to the known methods for assessing the nature of reservoir saturation, where oil and gas content is determined on the basis of the geophysical characteristics of the reservoir itself, such an assessment can be successfully performed based on an analysis of the field-geophysical characteristics of the clays surrounding this reservoir, which is realized in the proposed method. Hence it is clear why, along with the assessment of the nature of saturation, the term oil and gas potential forecast is used (reservoir geophysical parameters are not used to assess its saturation nature).
Изобретение поясняется чертежами, на которых представлен пример практического использования предлагаемого способа при прогнозе на ЭВМ нефтеносности отложений баженовской свиты Салымского месторождения (фиг.1). The invention is illustrated by drawings, which show an example of the practical use of the proposed method for predicting on a computer the oil content of deposits of the Bazhenov formation of the Salym field (Fig. 1).
На фиг. 1 а обозначена бесприточная скв. N 57, б - продуктивная скв. N 54, 1 - аномалия сопротивления; на фиг.2 - схема нефтеносности пласта БС9 2 Сугмутского месторождения, построенная по геофизическим характеристикам вмещающих глинистых пород. На фиг.2 приняты следующие обозначения: 1- 
Способ осуществляют следующим образом. В скважинах, где будет осуществляться прогноз, проводится электрокаротаж, гамма-каротаж и кавернометрия. Обработка материалов ГИС осуществляется в следующей последовательности: по данным стандартного каротажа (стандартный градиент-зонд А2МО, 5N и ПС) и ГК выделяют в разрезе скважины глины (аргиллиты). В пластах глин с мощностью более трех метров снимают отсчеты кажущегося сопротивления ( ρк) по градиент-зонду, естественной радиоактивности (Ij) - по ГК и диаметра скважины - по каверномеру. В отсчеты ГК вносят поправки за инерционность аппаратуры и диаметр скважины, в сопротивление - за скважинные условия замера. Строят графики изменения ρк и Ij с глубиной в масштабе, обеспечивающем их одинаковую дифференциацию.The method is as follows. In the wells where the forecast will be carried out, electric logging, gamma-ray logging and cavernometry are carried out. GIS materials are processed in the following sequence: according to the standard logging data (standard gradient probe A2MO, 5N and PS) and GC, clay (mudstones) is extracted in the section of the well. In clay strata with a thickness of more than three meters, readings of apparent resistance (ρ to ) are taken by a gradient probe, natural radioactivity (I j ) by GK and borehole diameter by caliper. GC readings are corrected for the inertia of the equipment and the diameter of the well, and resistance is determined for the borehole measurement conditions. Plots of changes in ρ to and I j are plotted with depth on a scale that ensures their equal differentiation.
С использованием линейного корреляционного анализа методом наименьших квадратов вычисляют уравнения линии регрессии, отражающие изменения этих геофизических параметров с глубиной (тренд). Затем определяют тесноту связи, среднеквадратичное отклонение (б), доверительный интервал для вычисленных зависимостей. Линии трендов и доверительный интервал наносят на графики. Затем осуществляют нормализацию отсчетов ГК относительно сопротивления путем совмещения их трендов и наложения кривой ГК на кривую ρк. Далее на совмещенных кривых ГК и ρк находят те точки, в которых превышение ρк над Ij(Δρн), выраженное в единицах измерения ρк, будет существенным, т.е. будет больше 2б (половины доверительного интервала) зависимости ρк=f(H), где ρк - кажущееся сопротивление (Омм); Н - глубина залегания пласта глин, м.Using linear least square correlation analysis, the regression line equations are calculated that reflect the changes in these geophysical parameters with depth (trend). Then determine the tightness of the connection, the standard deviation (b), the confidence interval for the calculated dependencies. Trend lines and confidence intervals are plotted on charts. Then carry out the normalization of the readings of the HA relative to the resistance by combining their trends and superimposing the HA curve on the curve ρ to . Then, on the combined HA and ρ k curves, find those points at which the excess of ρ k over I j (Δρн), expressed in units of ρ k , will be significant, i.e. there will be more than 2b (half the confidence interval) of the dependence ρ k = f (H), where ρ k is the apparent resistance (Ohm); N - the depth of the clay layer, m
Эти точки считают аномальными, свидетельствующими о наличии залежи углеводородов в нижерасположенном пласте-коллекторе. При этом, если пласт коллектора вскрыт скважиной, он выделяется по комплексу ГИС, если не вскрыт, то по данным сейсморазведки. These points are considered abnormal, indicating the presence of hydrocarbon deposits in the downstream reservoir. Moreover, if the reservoir layer is opened by a well, it is allocated according to the GIS complex, if not opened, then according to seismic data.
Коллектора выделяются на основе использования стандартных способов и методик, применяемых для этих целей в сейсморазведке и интерпретации ГИС. Так по данным ГИС коллектора выделяются с использованием как качественных признаков уменьшение показаний на методах ПС, ГК, кавернометрии, положительные приращения микропотенциал-зонда над микроградиент-зондом и т.д., так и количественных признаков (граничные значения αпс, Кп, Кпр). Прослеживание пласта-коллектора по данным сейсморазведки осуществляется с использованием методов сейсмостратиграфии по следующей схеме:
проводится с использованием данных ГИС стратиграфическая привязка отраженных волн к геологическому разрезу;
осуществляется выявление на основе выполненной привязки колебаний, сформированных пластом-коллектором, и локализации этих колебаний в пространстве;
выполнение в интервале, соответствующем пласту-коллектору динамического анализа и ПАК-преобразования с целью построения модели пласта.Collectors are distinguished based on the use of standard methods and techniques used for these purposes in seismic exploration and GIS interpretation. So, according to the GIS data of the collector, using qualitative signs, a decrease in readings on the methods of PS, GC, cavernometry, positive increments of the micropotential probe over the microgradient probe, etc., and quantitative features (boundary values of ps , K p , K pr ). Tracking the reservoir according to seismic data is carried out using seismic stratigraphy methods according to the following scheme:
stratigraphic reference of reflected waves to a geological section is carried out using GIS data;
based on the performed binding of vibrations generated by the reservoir, and the localization of these vibrations in space;
execution in the interval corresponding to the reservoir of the dynamic analysis and PAC-transformation in order to build a reservoir model.
По мере обработки при появлении на анализируемой площади количества скважин, достаточного для определения с учетом результатов испытаний граничного значения критерия нефтегазоносности, появляется возможность уточнения выполненной оценки характера насыщения с использованием критической отсечки. As the treatment proceeds, when the number of wells in the analyzed area is sufficient to determine, taking into account the test results, the boundary value of the oil and gas potential criterion, it becomes possible to refine the performed assessment of the saturation nature using critical cutoff.
Уточнение выполняется в следующей последовательности. The refinement is performed in the following sequence.
По всем скважинам площади, в которых прогнозируемые отложения заведомо продуктивные и водоносные для одного и того же аномального горизонта глинистых отложений, определяется по интегральным кривым распределения значений аномалий Δρн для водоносных и продуктивных объектов, критическое значение аномалии (Δρн к), разделяющее нефтегазоносные коллектора от водоносных. Затем по остальным скважинам площади проводится уточнение прогнозируемого характера насыщения путем сравнения численного значения аномалии рассматриваемого глинистого горизонта с величиной граничного значения. При превышении аномалии критической величины прогнозируемые отложения считаются продуктивными, а в противном случае - водоносными.For all wells, the areas in which the predicted sediments are obviously productive and aquifers for the same anomalous clay sediment horizon are determined from the integral distribution curves of the anomaly values Δρ n for aquifers and productive objects, the critical value of the anomaly (Δρ n k ) separating the oil and gas reservoirs from aquifers. Then, for the remaining wells of the area, the forecasted nature of saturation is refined by comparing the numerical value of the anomaly of the clayey horizon under consideration with the value of the boundary value. If the critical value anomaly is exceeded, the predicted deposits are considered productive, and otherwise, aquifers.
Для осуществления прогноза нефтегазоносности коллекторов, не вскрытых бурением, необходимо по одной (двум) скважинам, вскрывшим этот пласт в нефтеносной и водоносной его части, выделить опорный глинистый горизонт, т.е. тот горизонт над коллектором, в котором проявляется аномалия Δρн.To forecast the oil and gas potential of reservoirs not uncovered by drilling, it is necessary to single out a support clay horizon for one (two) wells that have uncovered this layer in its oil and water bearing parts, i.e. the horizon above the reservoir, in which the anomaly Δρ n .
Затем для скважин, которые вскрыли этот опорный горизонт, но бурением были закончены выше прогнозируемого коллектора, определяется для опорного горизонта средневзвешенное по мощности значение аномалии Δρн и оценивается характер насыщения коллектора путем сопоставления значения аномалии с величиной удвоенной среднеквадратической погрешности.Then, for wells that have discovered this reference horizon, but with drilling completed above the predicted reservoir, the average weighted average anomaly Δρ n for the reference horizon is determined and the nature of the reservoir saturation is estimated by comparing the value of the anomaly with the doubled mean square error.
Как видно из фиг.1, в опорном горизонте глин в скв. N 57, залегающем в интервале 2400-2800 м, отсутствует положительная аномалия ρк, а в скв. N 54 - на глубине 2300-2600 м выделяется положительная аномалия ρк, Qн=376 м3/сут.As can be seen from figure 1, in the reference horizon of clay in the well. N 57, which lies in the interval 2400-2800 m, there is no positive anomaly ρ to , and in the well. N 54 - at a depth of 2300-2600 m, a positive anomaly ρ k is distinguished, Q n = 376 m 3 / day.
Опыт исследований показывает, что аномалии от залежи наблюдаются выше ее на расстоянии 150 м и более. Это позволило использовать описанный способ при прогнозе нефтеносности отложений баженовской свиты Cалымского месторождения, а также юрских отложений Каменного месторождения по геофизическим характеристикам глин выше залегающих отложений. Research experience shows that anomalies from the reservoir are observed above it at a distance of 150 m or more. This made it possible to use the described method in predicting the oil content of sediments of the Bazhenov formation of the Salym field, as well as the Jurassic deposits of the Kamennoye field according to the geophysical characteristics of clays above the underlying deposits.
Способ был опробован на ряде месторождений углеводородов Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. По результатам его использования на 86 скважинах был уточнен контур потенциальной нефтеносности юрских отложений Каменного месторождения. Также были получены положительные результаты и при обработке по предлагаемому способу многих скважин таких месторождений как Барсуковское, Вачимское, Сугмутское, Северо-Пырейное, Западно-Суторминское, Приобское, Ай-Пимское и др. The method was tested on a number of hydrocarbon deposits of the West Siberian oil and gas province. Based on the results of its use in 86 wells, the contour of the potential oil content of the Jurassic deposits of the Kamennoye field was specified. Positive results were also obtained during the processing of the proposed method for many wells of such fields as Barsukovskoye, Vachimskoye, Sugmutskoye, Severo-Pireinoye, Zapadno-Sutorminskoye, Priobskoye, Ai-Pimskoye, etc.
Эффективность разделения на нефть и воду по величине аномалии Δρн и для различных залежей УВ Тюменской области, расположенных в отложениях от верхнего мела до юры, без учета критических отсечек и конкретных геологических условий составила 80%, что было установлено по интегральным кривым распределения Δρн, построенным по данным 150 объектов. При обработке конкретных месторождений и использовании критических значений критерия нефтегазоносности эффективность разделения объектов значительно повышается.The separation efficiency into oil and water by the anomaly value Δρ n and for various hydrocarbon deposits of the Tyumen region located in the sediments from the Upper Cretaceous to the Jurassic, excluding critical cutoffs and specific geological conditions, was 80%, which was found from the integral distribution curves of Δρ n , constructed according to 150 objects. When processing specific fields and using critical values of the oil and gas potential, the separation efficiency of objects is significantly increased.
Опробование предложенного способа на объектах, в которых интерпретаторы допустили ошибку при оценке характера насыщения, показало, что из 28 объектов лишь в четырех прогноз не соответствовал результатам испытания. Последнее свидетельствует о том, что предложенный способ может быть использован для уточнения заключения о характере насыщения коллекторов, в тех сложных случаях, когда из-за частого переслаивания маломощных коллекторов и непроницаемых пород глубоких зон проникновения, изменения минерализации пластовых вод, глинизации коллекторов стандартные способы оценки характера насыщения малоэффективны. Testing the proposed method on objects in which interpreters made a mistake in assessing the nature of saturation showed that out of 28 objects, only four had a forecast that did not match the test results. The latter indicates that the proposed method can be used to clarify the conclusion about the nature of reservoir saturation, in those complex cases where, due to the frequent intercalation of low-power reservoirs and impermeable rocks of deep penetration zones, changes in the salinity of formation waters, clay formation, standard methods for character assessment saturations are ineffective.
В таком случае в скважинах, вскрывших коллектора, проводится с использованием методик, эффективных для данных геологических условий, оценка характера насыщения по геофизическим характеристикам коллекторов, и в случае неясности привлекается предложенный способ для уточнения нефтегазоносности объекта по характеристике вмещающих глин. In this case, in the wells that uncovered the reservoir, using the methods effective for the given geological conditions, the nature of saturation is assessed by the geophysical characteristics of the reservoirs, and in case of ambiguity, the proposed method is used to clarify the oil and gas potential of the object by the characteristic of the enclosing clays.
В качестве примера использования способа приведены результаты прогнозирования нефтеносности коллектора пласта БС9 2 Сугмутского месторождения. По данному месторождению были опробованы материалы ГИС 44 скважин.As an example of using the method, the results of predicting the oil content of the reservoir reservoir BS 9 2 of the Sugmut field are presented. GIS materials from 44 wells were tested for this field.
По выборке скважин с известными результатами испытания было установлено критическое значение критерия нефтегазоносности, равное 2,6 Омм. Результаты определения значений аномалий в опорном горизонте обработанных скважин и прогнозируемый контур нефтеносности отражены на фиг.2. Следует отметить, что характер насыщения коллекторов пласта БС9 2Сугмутского месторождения, оцененный по геофизическим характеристикам глин, полностью соответствует реальной насыщенности.Using a sample of wells with known test results, a critical value of the oil and gas potential criterion was found to be 2.6 Ohm. The results of determining the values of anomalies in the reference horizon of the treated wells and the predicted oil profile are shown in figure 2. It should be noted that the saturation pattern of reservoirs of the BS 9 2 formation of the Sugmut field, estimated from the geophysical characteristics of clays, is fully consistent with actual saturation.
Использование предлагаемого способа прогнозирования нефтегазоносности терригенных пород обеспечивает возможность прогноза нефтегазоносности как вскрытых, так и не вскрытых бурением отложений, как в единичных скважинах, так и по площади, на базе всегда имеющегося в любой скважине комплекса ГИС, что делает предлагаемый способ эффективным;
возможность уточнения контура нефтегазоносности;
возможность переработки имеющегося фонда материалов ГИС с целью обнаружения пропущенных залежей.Using the proposed method for predicting the oil and gas content of terrigenous rocks makes it possible to forecast oil and gas potential in both discovered and undisclosed deposits, both in single wells and in area, based on the well log complex that is always available in any well, which makes the proposed method effective;
the ability to refine the oil and gas contour;
the possibility of processing the existing stock of GIS materials in order to detect missing deposits.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5017163 RU2018887C1 (en) | 1991-09-02 | 1991-09-02 | Method for determining character of saturation of oil-trap beds |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5017163 RU2018887C1 (en) | 1991-09-02 | 1991-09-02 | Method for determining character of saturation of oil-trap beds |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018887C1 true RU2018887C1 (en) | 1994-08-30 |
Family
ID=21591872
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5017163 RU2018887C1 (en) | 1991-09-02 | 1991-09-02 | Method for determining character of saturation of oil-trap beds |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2018887C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459950C2 (en) * | 2007-03-05 | 2012-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Systems and methods for well data compression |
| CN103499679A (en) * | 2013-09-11 | 2014-01-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and equipment for measuring saturation of hole type reservoir |
| CN103675945A (en) * | 2013-12-17 | 2014-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and equipment for measuring saturation of hole type reservoir |
| CN103698494A (en) * | 2013-12-30 | 2014-04-02 | 中国石油大学(北京) | Method and device for determining saturation degree of hydrocarbon in lithologic trap |
| RU2523776C2 (en) * | 2009-06-22 | 2014-07-20 | Петрочайна Компани Лимитед | Method for quantitative calculation of saturation of fractured reservoir with hydrocarbons |
| RU2672696C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Method for estimating the phase condition of hydrocarbons and their saturation in slays-collectors of the external gas and oil and gas wells |
-
1991
- 1991-09-02 RU SU5017163 patent/RU2018887C1/en active
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 1. J.Pirson Projective well log interpretatiog years later. the log analyst, 1975, vol. 16, N 5, p.14-24. * |
| 2. Яковлев А.П. и Круглов З.Д. Обзор. Региональная разведочная и промысловая геофизика. М.: ВИЭМС, 1977, с.19-20. * |
| 3. Керимов К.М. и др. Термобарические критерии нефтегазоносности разреза. Экспресс-информация, сер. Нефтегазовая геология и геофизика, вып.4, 1990, с.14-19. * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459950C2 (en) * | 2007-03-05 | 2012-08-27 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Systems and methods for well data compression |
| RU2523776C2 (en) * | 2009-06-22 | 2014-07-20 | Петрочайна Компани Лимитед | Method for quantitative calculation of saturation of fractured reservoir with hydrocarbons |
| CN103499679A (en) * | 2013-09-11 | 2014-01-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and equipment for measuring saturation of hole type reservoir |
| CN103499679B (en) * | 2013-09-11 | 2015-06-03 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and equipment for measuring saturation of hole type reservoir |
| CN103675945A (en) * | 2013-12-17 | 2014-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and equipment for measuring saturation of hole type reservoir |
| CN103675945B (en) * | 2013-12-17 | 2017-03-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and equipment for measuring saturation of hole type reservoir |
| CN103698494A (en) * | 2013-12-30 | 2014-04-02 | 中国石油大学(北京) | Method and device for determining saturation degree of hydrocarbon in lithologic trap |
| CN103698494B (en) * | 2013-12-30 | 2015-04-29 | 中国石油大学(北京) | Method and device for determining saturation degree of hydrocarbon in lithologic trap |
| RU2672696C1 (en) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Method for estimating the phase condition of hydrocarbons and their saturation in slays-collectors of the external gas and oil and gas wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Groshong Jr | Area balance, depth to detachment, and strain in extension | |
| AU2010263041A1 (en) | Source rock volumetric analysis | |
| CN111679343B (en) | Earthquake electromagnetic composite data acquisition system and underground reservoir oil and gas reserves prediction method | |
| Barrio et al. | CO2 migration monitoring methodology in the shallow subsurface: Lessons learned from the CO2FIELDLAB project | |
| Michael et al. | The South West Hub In-Situ Laboratory–a facility for CO2 injection testing and monitoring in a fault zone | |
| CN112363226A (en) | Geophysical prediction method for unconventional oil and gas favorable area | |
| Bagheri et al. | Fracture permeability estimation utilizing conventional well logs and flow zone indicator | |
| RU2018887C1 (en) | Method for determining character of saturation of oil-trap beds | |
| RU2572525C1 (en) | Reservoir location method for oil-source formations | |
| Richardson | Well correlation and Petrophysical analysis, a case study of “Rickie” field onshore Niger Delta | |
| Johnson et al. | Quantitative evaluation of hydrocarbon saturation in shaly freshwater reservoirs | |
| RU2700836C1 (en) | Method of reservoirs saturation prediction based on complex analysis of data cpp, stm, gis | |
| CN115016017B (en) | Shale bed series identification method and device | |
| Chan | Subsurface geophysical characterization of the crystalline Canadian Shield in northeastern Alberta: implications for geothermal development | |
| Bibor et al. | Unconventional shale characterization using improved well logging methods | |
| CN110454155B (en) | Method for determining age of quaternary stratum by using susceptibility logging method | |
| CN212364624U (en) | Earthquake electromagnetic composite data acquisition system | |
| Ekine et al. | Delineation of hydrocarbon bearing reservoirs from surface seismic and well log data (Nembe Creek) in Niger Delta oil field | |
| Shreya et al. | Petrophysical reservoir characterization of Habiganj gas field, Surma Basin, Bangladesh | |
| Underschultz et al. | Estimating formation water salinity from wireline pressure data: Case study in the Vulcan sub-basin | |
| Uriarte et al. | Characterization of complex groundwater flows in the environment of singular buildings by combining hydrogeological and non‐destructive geophysical (ground‐penetrating radar) techniques: Punta Begoña Galleries (Getxo, Spain) | |
| Liu et al. | Oil migration in the Vulcan Sub-basin, Timor Sea, investigated using GOI and FIS data | |
| RU2298817C2 (en) | Method for making local prognosis of oil content | |
| RU2771802C1 (en) | Method for differentiation of porousness of heterogeneous carbonate formations | |
| CN113187470B (en) | Method and device for identifying shale oil layer and conventional oil layer on well profile |