RU2092878C1 - Method designed to determine absolute gas permeability factor of porous rocks - Google Patents
Method designed to determine absolute gas permeability factor of porous rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2092878C1 RU2092878C1 RU96122433A RU96122433A RU2092878C1 RU 2092878 C1 RU2092878 C1 RU 2092878C1 RU 96122433 A RU96122433 A RU 96122433A RU 96122433 A RU96122433 A RU 96122433A RU 2092878 C1 RU2092878 C1 RU 2092878C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas permeability
- coefficient
- absolute gas
- rocks
- porous rocks
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной геологии и может быть использовано для выявления оптимальных зон расположения поисковых, разведочных и эксплуатационных скважин в пластах, насыщенных нефтью или газом, с помощью геофизических исследований этих скважин. The invention relates to petroleum geology and can be used to identify optimal zones for the location of prospecting, exploratory and production wells in reservoirs saturated with oil or gas, using geophysical studies of these wells.
Известен способ определения водопроводимости горных пород, в котором отбирают пробы воды, анализируют их, измеряют величину отношения 234U/238U= γ и, используя эту величину, определяют водопроводимость (проницаемость) горных пород по соотношению, связывающему указанные параметры (1). A known method for determining the conductivity of rocks, in which water samples are taken, analyze them, measure the ratio 234U / 238U = γ, and using this value, determine the conductivity (permeability) of rocks by the ratio connecting these parameters (1).
Недостатками этого способа являются то, что для его реализации необходим отбор проб флюида и их анализ, что требует больших затрат средств и времени, а также неоднозначность выводов о флюидопроницаемости в отношении нефти и газа в связи с различиями в физических характеристиках воды и этих флюидов. The disadvantages of this method are that its implementation requires fluid sampling and analysis, which requires a large investment of time and money, as well as the ambiguity of the conclusions about fluid permeability in relation to oil and gas due to differences in the physical characteristics of water and these fluids.
Известен также способ выделения фильтрационных мощностей (проницаемости) во флюидонасыщенном разрезе, основанный на методике "Каротаж воздействие - каротаж", в котором между каротажами расширяют ствол скважины на величину, превышающую зону первичной кольматации, а фильтрационные (проницаемые) мощности выделяют по изменениям физических параметров пластов, сопоставляя данные двух каротажей до и после повторного бурения [2]
Недостатком этого способа является то, что необходимо проводить повторное бурение и повторный каротаж, что приводит к удорожанию работ и к тому же выполняется только по одной скважине.There is also known a method for isolating filtration capacities (permeability) in a fluid-saturated section, based on the “Impact - logging” method, in which the borehole is extended between logs by an amount exceeding the primary mud zone, and filtration (permeable) powers are distinguished by changes in the physical parameters of the formations comparing the data of two logs before and after re-drilling [2]
The disadvantage of this method is that it is necessary to carry out re-drilling and re-logging, which leads to higher cost of work and also only performed on one well.
Наиболее близким к изобретению является способ определения коэффициента абсолютной газопроницаемости (Kпр) пористых горных пород, включающий определение по керну пористости, удельной поверхности пористого пространства, а также типа цемента пористых пород, форму пор, их извилистость и характер сообщаемости между порами. Последние параметры условно объединяются понятием "литологический коэффициент" ( m ), с последующим вычислением коэффициента абсолютной-газопроницаемости по соотношению
где
Kпр коэффициент абсолютной газопроницаемости;
m коэффициент пористости, доли единицы;
s удельная поверхность пористого пространства;
μ литологический коэффициент.Closest to the invention is a method for determining the absolute gas permeability coefficient (K ol ) of porous rocks, including determining the core porosity, specific surface area of the porous space, as well as the type of cement of porous rocks, the shape of the pores, their tortuosity and the nature of the connectivity between the pores. The latter parameters are conventionally combined by the concept of “lithological coefficient” (m), followed by the calculation of the absolute gas permeability coefficient by the ratio
Where
K ol absolute gas permeability coefficient;
m coefficient of porosity, fraction of unit;
s specific surface area of the porous space;
μ lithological coefficient.
Недостатком этого способа является необходимость извлечения большого количества керна, приуроченного к изучаемому пласту пористых пород, что значительно замедляет и удорожает исследования. The disadvantage of this method is the need to extract a large amount of core confined to the studied formation of porous rocks, which significantly slows down and increases the cost of research.
Основным же недостатком способа является то, что даже имея достаточно представительные образцы керна весьма затруднительно определить удельную поверхность пористого пространства, а "диетологический коэффициент" m определяется с такой низкой точностью, что последующее определение коэффициента абсолютной газопроницаемости имеет очень большой разброс по величинам при исследовании нескольких образцов керна, что практически не позволяет решить поставленную задачу. The main disadvantage of this method is that even having sufficiently representative core samples it is very difficult to determine the specific surface area of the porous space, and the “nutrition coefficient” m is determined with such low accuracy that the subsequent determination of the absolute gas permeability coefficient has a very large spread in values when examining several samples core, which practically does not allow to solve the task.
Основным технических эффектом от применения данного изобретения является возможность решения поставленной задачи только геофизическими методами без извлечения керна, причем с достаточной для практических целей точностью. Это достигается применением для обработки информации эффективного и оригинального математического аппарата. The main technical effect of the application of this invention is the ability to solve the problem only by geophysical methods without core extraction, and with accuracy sufficient for practical purposes. This is achieved by using an effective and original mathematical apparatus for processing information.
Указанный технический эффект достигается тем, что в способе определения коэффициента абсолютной газопроницаемости пористых пород земной коры, включающем бурение скважин, определение коэффициента пористости горных пород и суждение по полученным данным о коэффициенте абсолютной газопроницаемости исследуемого объекта, дополнительно в скважинах измеряют коэффициент собственной поляризации и естественную радиоактивность изучаемых пористых горных пород, по которой рассчитывают радиоактивность, обусловленную калиевыми полевыми шпатами, а коэффициент абсолютной газопроницаемости определяют по соотношению:
где:
Kпр коэффициент абсолютной газопроницаемости;
m пористость;
αпс коэффициент собственной поляризации;
ΔIпш радиоактивность калиевых полевых шпатов.The specified technical effect is achieved by the fact that in the method for determining the absolute gas permeability coefficient of porous rocks of the earth's crust, including drilling wells, determining the porosity of rocks and judging from the data on the absolute gas permeability coefficient of the studied object, the intrinsic polarization coefficient and the natural radioactivity of the studied porous rocks, which calculate the radioactivity due to potassium feldspar mi, and the absolute gas permeability coefficient is determined by the ratio:
Where:
K ol absolute gas permeability coefficient;
m porosity;
α ps intrinsic polarization coefficient;
ΔI ps radioactivity of potassium feldspars.
ΔI естественная радиоактивность.
ΔI natural radioactivity.
Изобретение основано на следующих геологических и математических факторах. The invention is based on the following geological and mathematical factors.
Известно, что коэффициент абсолютной газопроницаемости можно определить по соотношению (1). Однако, как уже отмечалось выше, точность определения коэффициента абсолютной газопроницаемости этим способом очень низка из-за малой точности определения входящих в соотношение параметров. Однако авторам удалось установить своими исследованиями, что вместо входящих в соотношение по отдельности удельной поверхности порового пространства и условного литологического коэффициента можно использовать некую интегральную характеристику порового пространства породы, определяющую характер соотношения емкостных и фильтрационных свойств пористых пород, именуемую в дальнейшем показатель структуры порового пространства (Ps) и определяемую соотношением:
Тогда соотношение (1) можно представить в следующем виде:
откуда следует, что
Удалось установить, что натуральный логарифм показателя структуры порового пространства (Ps) можно представить в виде двух составляющих, первая из которых (A) хорошо коррелируется с радиоактивностью, определенной калиевыми полевыми шпатами в породе ( ΔIпш ), а вторая (B) с коэффициентом собственной поляризации ( αпс ):
Ln(Ps)=A+B (7)
Первая составляющая (A) имеет вид:
A = 43,0631ΔIпш - 14,4994, (8)
а вторая (B):
B = - 17,385•αпс+12,4607 (9)
Из формул 7, 8 и 9 следует:
Тогда:
Коэффициент корреляции полученного соотношения составляет величину 0.91, что вполне достаточно для практического его использования.It is known that the absolute gas permeability coefficient can be determined by the relation (1). However, as noted above, the accuracy of determining the absolute gas permeability coefficient by this method is very low due to the low accuracy of determining the parameters included in the ratio. However, the authors managed to establish by their studies that instead of entering into the ratio of the specific surface area of the pore space and the conditional lithological coefficient, one can use a certain integral characteristic of the pore space of the rock, which determines the relationship between the capacitive and filtration properties of porous rocks, hereinafter referred to as the pore space structure index (P s ) and defined by the relation:
Then relation (1) can be represented as follows:
whence it follows that
It was found that the natural logarithm of the pore space structure index (P s ) can be represented in the form of two components, the first of which (A) correlates well with the radioactivity determined by potassium feldspars in the rock (ΔI psh ), and the second (B) with the coefficient intrinsic polarization (α ps ):
Ln (P s ) = A + B (7)
The first component (A) has the form:
A = 43,0631ΔI nu - 14.4994 (8)
and the second (B):
B = - 17.385 • α ps +12.4607 (9)
From formulas 7, 8 and 9 it follows:
Then:
The correlation coefficient of the obtained ratio is 0.91, which is quite enough for its practical use.
Для определения коэффициента абсолютной газопроницаемости достаточно подставить в соотношение (5) полученные по соотношению (11) значения Ps и задача будет решена. To determine the absolute gas permeability coefficient, it suffices to substitute the values of Ps obtained in relation (11) into relation (5) and the problem will be solved.
Способ реализуют следующим образом. В пробуренных через исследуемый интервал пористых пород в скважинах измеряют геофизическими методами их пористость, коэффициент собственной поляризации и общую гаммаактивность. Затем, используя приведенные выше соотношения, определяют параметр Ps и по соотношению (5) определяют абсолютную газопроницаемость горных пород. The method is implemented as follows. In porous rocks drilled through the studied interval in wells, their porosity, intrinsic polarization coefficient, and total gamma activity are measured by geophysical methods. Then, using the above ratios, the parameter Ps is determined and the absolute gas permeability of the rocks is determined from relation (5).
Способ проверен на 10 скважинах Крапивинского месторождения, где были достаточно точно определены коэффициенты проницаемости, и показал высокую сходимость результатов, полученных данным способом и путем лабораторных исследований керна, а также гидродинамических испытаний скважин. The method was tested at 10 wells of the Krapivinsky field, where permeability coefficients were determined quite accurately, and showed high convergence of the results obtained by this method and through laboratory core tests, as well as hydrodynamic well tests.
Эффективность способа состоит в ускорении и резком сокращении затрат на проводимые исследования. The effectiveness of the method consists in accelerating and sharply reducing the cost of ongoing research.
Claims (1)
где m пористость;
αпс - коэффициент собственной поляризации;
ΔIпш - радиоактивность калиевых полевых шпатов.A method for determining the absolute gas permeability coefficient of porous rocks of the earth's crust, including drilling wells, determining the porosity of rocks and judging from the data on the absolute gas permeability coefficient of the studied object, characterized in that the intrinsic polarization coefficient and the natural radioactivity of the studied porous rocks are also measured in the wells, which calculate the radioactivity due to potassium feldspars, and the coefficient of absolute ha opronitsaemosti K pr is determined by the ratio of
where m is porosity;
α ps — intrinsic polarization coefficient;
ΔI psh - radioactivity of potassium feldspars.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96122433A RU2092878C1 (en) | 1996-11-28 | 1996-11-28 | Method designed to determine absolute gas permeability factor of porous rocks |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU96122433A RU2092878C1 (en) | 1996-11-28 | 1996-11-28 | Method designed to determine absolute gas permeability factor of porous rocks |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2092878C1 true RU2092878C1 (en) | 1997-10-10 |
| RU96122433A RU96122433A (en) | 1998-02-10 |
Family
ID=20187539
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU96122433A RU2092878C1 (en) | 1996-11-28 | 1996-11-28 | Method designed to determine absolute gas permeability factor of porous rocks |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2092878C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542998C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Gas permeability anisotropy laboratory measurement on whole cores |
-
1996
- 1996-11-28 RU RU96122433A patent/RU2092878C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 920507, кл. G 01 V 8/00, 1982. Авторское свидетельство СССР N 802895, кл. G 01 V 9/00, 1981. Леворсен А. Геология нефти и газа. - М.: Мир, 1970, с. 134 - 137. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542998C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Gas permeability anisotropy laboratory measurement on whole cores |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jennings | Capillary pressure techniques: application to exploration and development geology | |
| CN106468172B (en) | A kind of Oil in Super-low Permeability sandstone oil reservoir low-resistance reservoir log interpretation method | |
| RU2315339C2 (en) | System for petrophysical evaluation in real time | |
| Reeder et al. | The reservoir producibility index: a metric to assess reservoir quality in tight-oil plays from logs | |
| CN109138975B (en) | Novel method for solving phase-permeability characteristic curve based on time-shifting logging data | |
| Machado et al. | Carbonate petrophysics in wells drilled with oil-base mud | |
| Thornton et al. | Estimating interstitial water by the capillary pressure method | |
| CN105240006A (en) | Oil and water layer recognition method suitable for volcanic reservoir | |
| CN111625750B (en) | Identification method for tight sandstone reservoir gas layer and gas-water same layer | |
| CN111381292A (en) | Logging interpretation method and device for predicting sandstone hydrocarbon-bearing reservoir | |
| CN107315024A (en) | A kind of method for recognizing tight sandstone reservoir oil-water-layer | |
| Rudyk et al. | Saturation-Height Model of Omani deep tight gas reservoir | |
| RU2092878C1 (en) | Method designed to determine absolute gas permeability factor of porous rocks | |
| Rojas et al. | Vp-Vs ratio sensitivity to pressure, fluid, and lithology changes in tight gas sandstones | |
| Ouzzane et al. | Application of NMR T2 relaxation to drainage capillary pressure in vuggy carbonate reservoirs | |
| RU2060384C1 (en) | Method for investigation into reservoirs of oil and gas and device for implementing the same | |
| Nandi et al. | Core-Independent saturation height function from NMR logs in carbonates-A must in current oil price environment | |
| CA1049664A (en) | Low-cost but accurate radioactive logging for determining gas saturation in a reservoir | |
| Ma et al. | Variation of hydraulic conductivity with depth in the North China plain | |
| RU2069263C1 (en) | Method for evaluation of active volume of oil-saturated pores of producing formations | |
| CN106353813A (en) | Method for identifying fluid properties based on array acoustic logging | |
| US20150168286A1 (en) | Method for determining changes in parameters of a porous medium subjected to a contaminant | |
| Leven et al. | Investigation of the effects of fractured porous media on hydraulic tests—an experimental study at laboratory scale using single well methods | |
| Dang et al. | Application of Machine Learning to NMR Measurements in Determining Fluid Saturation | |
| CN114428049B (en) | Method for calculating asphalt content of ancient carbonate reservoir |