RU2419111C2 - Method to detect permeability of terrigenous container rocks - Google Patents
Method to detect permeability of terrigenous container rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2419111C2 RU2419111C2 RU2009125899/28A RU2009125899A RU2419111C2 RU 2419111 C2 RU2419111 C2 RU 2419111C2 RU 2009125899/28 A RU2009125899/28 A RU 2009125899/28A RU 2009125899 A RU2009125899 A RU 2009125899A RU 2419111 C2 RU2419111 C2 RU 2419111C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- core
- permeability
- amplitude
- ratio
- relative
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Measurement Of Radiation (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизических исследований скважин и может быть использовано для определения проницаемости горных пород в скважинах, бурящихся на нефть, газ или воду.The invention relates to the field of geophysical research of wells and can be used to determine the permeability of rocks in wells drilled for oil, gas or water.
Известен способ определения проницаемости горных пород, основанный на методе естественных электрических потенциалов (ПС) /1/. В этом способе проницаемость пород определяют по данным гидродинамических исследований.A known method for determining the permeability of rocks, based on the method of natural electric potentials (PS) / 1 /. In this method, rock permeability is determined by hydrodynamic studies.
Однако известный способ не учитывает особенностей минералогического состава пород и прежде всего их глинистого цемента, что в значительной мере снижает достоверность определения проницаемости.However, the known method does not take into account the peculiarities of the mineralogical composition of rocks and, first of all, their clay cement, which significantly reduces the reliability of determining permeability.
Наиболее близким техническим решением к заявляемому изобретению является способ определения проницаемости горных пород по результатам данных метода естественных электрических потенциалов (ПС), включающий отбор керна, определение проницаемости по керну, определение относительной амплитуды ПС, построение корреляционной зависимости относительной амплитуды ПС от проницаемости по керну /2/.The closest technical solution to the claimed invention is a method for determining the permeability of rocks according to the results of the method of natural electric potentials (PS), including core sampling, determination of permeability by core, determination of the relative amplitude of PS, the construction of a correlation of the relative amplitude of PS from permeability by core / 2 /.
В осадочных горных породах, поры которых насыщены водой или нефтью, проницаемость определяют по данным метода ПС. Для определения проницаемости (Кпр) применяют корреляционные связи вида αпс=f(Кпр), которые строят для каждого конкретного района. Величину αпс вычисляют из соотношенияIn sedimentary rocks, the pores of which are saturated with water or oil, permeability is determined according to the PS method. To determine the permeability (K ol ), correlation relationships of the form α ps = f (K ol ) are used, which are built for each specific area. The value of α ps is calculated from the relation
где ΔUпс оп - предельная величина амплитуды ΔUпс в пласте с известной высокой проницаемостью.where ΔU ps op is the limit value of the amplitude ΔU ps in the reservoir with known high permeability.
Величины ΔUпс, отсчитываемые против исследуемых пластов и используемые для расчета αпс, предварительно приводят к показаниям в пласте неограниченной толщины ΔUпс ∞. Проницаемость определяют по представительному керну с учетом термобарических условий, характерных для исследуемого месторождения, или по данным гидродинамических исследований. Физической предпосылкой для использования метода естественных электрических потенциалов (ПС) при оценке Кпр является связь диффузионно-адсорбционной активности породы Aда пс с ее глинистостью.Values ΔU ps , counted against the studied reservoirs and used to calculate α ps , previously lead to readings in the reservoir of unlimited thickness ΔU ps ∞ . Permeability is determined by representative core taking into account thermobaric conditions characteristic of the studied field, or according to hydrodynamic studies. The physical prerequisite for using the method of natural electric potentials (PS) in assessing K ol is the relationship of the diffusion-adsorption activity of rock A da ps with its clay content.
Недостатком способа является низкая достоверность определения проницаемости, так как не учитывается состав и количество глинистых минералов, входящих в цемент пород-коллекторов. Известно, что в цементе некарбонатных коллекторов преобладают следующие глинистые минералы - монтмориллонит, гидрослюда, хлорит, каолинит. При этом установлено, что с ростом содержания каолинита в породе ее проницаемость увеличивается /3, 4, 5/. Это объясняется тем, что величина зерен аутигенного каолинита достигает размера алевролитовых частиц. Содержание отдельных глинистых минералов определяется посредством рентгеноструктурного анализа (РСА) на керне. При наличии расширенного комплекса геофизических исследований скважин (ГИС) (спектрометрический гамма метод, углерод-кислородный метод, гамма-гамма плотностной и нейтронный метод) можно оценить содержание глинистых минералов /4/. Однако в большинстве поисково-разведочных и эксплуатационных скважинах выполняется традиционный, общепринятый комплекс ГИС, на который и следует ориентироваться при разработке предлагаемого способа определения проницаемости.The disadvantage of this method is the low reliability of determining permeability, since it does not take into account the composition and amount of clay minerals included in the cement of reservoir rocks. It is known that the following clay minerals prevail in the cement of non-carbonate reservoirs - montmorillonite, hydromica, chlorite, kaolinite. It was found that with an increase in the content of kaolinite in the rock, its permeability increases / 3, 4, 5 /. This is explained by the fact that the grain size of authigenic kaolinite reaches the size of siltstone particles. The content of individual clay minerals is determined by X-ray analysis (XRD) on the core. In the presence of an expanded complex of geophysical well surveys (GIS) (spectrometric gamma method, carbon-oxygen method, gamma-gamma density and neutron methods), the content of clay minerals can be estimated / 4 /. However, in most exploration and production wells, a traditional, generally accepted well logging system is carried out, which should be guided in the development of the proposed method for determining permeability.
Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемого изобретения, является повышение точности и достоверности определения проницаемости терригенных пород-коллекторов.The technical result achieved by using the present invention is to improve the accuracy and reliability of determining the permeability of terrigenous reservoir rocks.
Поставленный технический результат достигается тем, что способ определения проницаемости терригенных пород-коллекторов включает проведение электрического каротажа скважин, отбор керна, определение проницаемости по керну, определение относительной амплитуды ПС, построение корреляционной зависимости относительной амплитуды ПС от проницаемости по керну, дополнительное проведение радиоактивного каротажа, измерение водородосодержания твердой фазы керна и диффузионно-адсорбционной активности керна, по которой рассчитывают относительную амплитуду ПС по керну, измеряют содержание каолинита в керне, по которому выделяют группы пород-коллекторов, по каждой выделенной группе пород-коллекторов рассчитывают отношение водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде ПС по керну и строят корреляционную связь этого отношения с содержанием каолинита в керне, по каждой выделенной группе коллекторов строят зависимость αпс=f(Кпр) по керну, определяют отношение водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде ПС, рассчитанное по данным ГИС, и по величине этого отношения определяют группы пород-коллекторов, для которых проницаемость пород определяют по значениям αпс, рассчитанным по данным ГИС, соответственно используя зависимость αпс=f(Кпр), установленную по керну.The technical result achieved is achieved by the fact that the method for determining the permeability of terrigenous rocks-reservoirs includes conducting electrical logging of wells, core sampling, determining core permeability, determining the relative amplitude of the subsurface, building a correlation between the relative amplitude of the subsurface and the core permeability, additional conducting radioactive logging, measuring the hydrogen content of the core solid phase and the diffusion-adsorption activity of the core, according to which the relative PS core amplitude, the kaolinite content in the core is measured, by which groups of reservoir rocks are distinguished, for each selected group of reservoir rocks, the ratio of the hydrogen content of the solid phase to the relative PS amplitude of the core is calculated and the correlation of this ratio with the kaolinite content in the core is built, for each selected group of collectors is plotted α ps = f (K etc.) from the core is determined hydrogen content ratio of the solid phase relative to the amplitude of the SS, calculated by log data, and the largest e th relationships define groups of reservoir rocks, rock permeability which is determined by the values of α ps calculated for the GIS data, respectively, using the relation α ps = f (K etc.) mounted on the cores.
Сопоставительный анализ существенных признаков предлагаемого решения и прототипа позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого изобретения критерию «новизна».A comparative analysis of the essential features of the proposed solution and the prototype allows us to conclude that the claimed invention meets the criterion of "novelty."
Заявляемое изобретение отвечает критерию «изобретательский уровень», так как явно не вытекает из известного уровня техники.The claimed invention meets the criterion of "inventive step", as it clearly does not follow from the prior art.
На чертежах приведены следующие иллюстрации:The drawings show the following illustrations:
на фиг.1 представлено выделение коллекторов по содержанию каолинита;figure 1 presents the selection of collectors for the content of kaolinite;
на фиг.2 - обобщенная зависимость коэффициента проницаемости от коэффициента пористости;figure 2 is a generalized dependence of the coefficient of permeability on the coefficient of porosity;
на фиг.3 - корреляционная связь вида αпс=f(Кпр);figure 3 - correlation of the form α ps = f (K CR );
на фиг.4 - корреляционная зависимость отношения Wтв/αпс.figure 4 - correlation dependence of the ratio of W TV / α ps .
Способ осуществляют следующим образом. В процессе анализа геолого-геофизических материалов по месторождениям углеводородов Западной Сибири по содержанию каолинита выделяют три группы коллекторов. Например, в первой группе содержание каолинита более 70-75%, во второй - 40-45-70-75% и в третьей - менее 40-45% (фиг 1.). Для каждой группы коллекторов построены обобщенные зависимости коэффициента проницаемости от коэффициента пористости (фиг.2). Аналогичным образом для каждой группы коллекторов строят зависимость αпс=f(Кпр).The method is as follows. In the process of analyzing geological and geophysical materials for hydrocarbon deposits in Western Siberia, three groups of reservoirs are identified by the kaolinite content. For example, in the first group, the content of kaolinite is more than 70-75%, in the second - 40-45-70-75% and in the third - less than 40-45% (Fig. 1). For each group of reservoirs, generalized dependences of the permeability coefficient on the porosity coefficient are constructed (Fig. 2). Similarly, for each group of collectors, the dependence α ps = f (K ol ) is built.
В процессе лабораторных исследований измеряют водородосодержание твердой фазы (Wтв), диффузионно-адсорбционную активность (Aда), коэффициенты пористости и проницаемости, содержание глинистых минералов, предварительно выделяют три группы коллекторов по содержанию каолинита и строят корреляционные связи вида αпс=f(Кпр) для каждой группы коллекторов (фиг.3). При этом относительную амплитуду ПС рассчитывают по формулеIn the process of laboratory studies, the hydrogen content of the solid phase (W tv ), diffusion-adsorption activity (A yes ), porosity and permeability coefficients, clay mineral content are measured, three groups of reservoirs are preliminarily determined by the kaolinite content and correlation relationships of the form α ps = f (K pr ) for each group of collectors (figure 3). In this case, the relative amplitude of the PS is calculated by the formula
Aда, Aда max соответственно диффузионно-адсорбционная активность в исследуемом образце керна и образце керна с максимальным ее значением в мВ.A yes , A yes max, respectively, diffusion-adsorption activity in the core sample and core sample with its maximum value in mV.
Рассчитывают отношение водородосодержания твердой фазы к относительной амплитуде ПС по керну Wтв/αпс, строят корреляционную связь этого отношения с содержанием каолинита (фиг.4). Выделяют по соотношению Wтв/αпс группы коллекторов.Calculate the ratio of the hydrogen content of the solid phase to the relative amplitude of the PS core W TV / α ps , build a correlation of this relationship with the content of kaolinite (figure 4). Collector groups are distinguished by the ratio W tv / α ps .
Так, например, для пласта Ю1 Хохряковского месторождения Западной Сибири первой группе соответствует Wтв/αпс меньше 0.1, второй группе - 0.1-0.25, третьей группе - 0.25-0.35.So, for example, for the Yu1 layer of the Khokhryakovsky deposit in Western Siberia, the first group corresponds to W TV / α ps less than 0.1, the second group - 0.1-0.25, the third group - 0.25-0.35.
Проводят исследования скважины нейтронным, гамма-гамма методами и ПС. По данным нейтронного метода определяют суммарное водородосодержание (WΣ) либо по двойному разностному параметру, либо способом статистического нормирования. Рассчитывают пористость по данным гамма-гамма плотностного каротажа (ГГКП)Well studies are carried out by neutron, gamma and gamma methods and PS. According to the neutron method, the total hydrogen content (W Σ ) is determined either by the double difference parameter or by the method of statistical normalization. Calculate porosity according to gamma-gamma density logging (GGKP)
где δм, δп, δф - соответственно плотность минералогическая, объемная и плотность флюида, г/см3. Коэффициент пористости определяют также по керну или по другим существующим методикам. Далее рассчитывают по данным ГИС водородосодержание твердой фазы по формулеwhere δ m , δ p , δ f - respectively, mineralogical density, bulk and fluid density, g / cm 3 . The porosity coefficient is also determined by core or other existing methods. Next, the hydrogen content of the solid phase is calculated according to the GIS according to the formula
В интервалах коллекторов определяют относительную аномалию ПС - αпс. Рассчитывают отношение Wтв/αпс, по величине которого определяют группу коллектора и соответственно выбирают зависимость αпс=f(Кпр), по которой и определяют коэффициент проницаемости.In the intervals of the collectors determine the relative anomaly of the PS - α ps . The ratio W tv / α ps is calculated, by the value of which the collector group is determined and, accordingly, the dependence α ps = f (K ol ) is selected, which determines the permeability coefficient.
Таким образом, повышается точность и достоверность определения проницаемости, что дает возможность построения уточненных петрофизических моделей коллекторов необходимых при разведке и разработке месторождений углеводородов. Кроме того, расширяется область применения способа, так как он может использоваться для всех типов пород-коллекторов.Thus, the accuracy and reliability of determining the permeability are increased, which makes it possible to construct refined petrophysical models of reservoirs necessary for the exploration and development of hydrocarbon deposits. In addition, the scope of the method is expanding, since it can be used for all types of reservoir rocks.
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки на изобретение.Sources of information taken into account when preparing an application for an invention.
1. Дахнов В.Н. "Геофизические методы определения коллекторских свойств и нефтегазонасыщения горных пород." М.: «Недра,» 1975, с.344.1. Dakhnov V.N. "Geophysical methods for determining reservoir properties and oil and gas saturation of rocks." M .: "Nedra," 1975, p. 344.
2. Вендельштейн Б.Ю., Золоева Г.М., Царева Н.В. "Геофизические методы изучения подсчетных параметров при определении запасов нефти и газа." М.: «Недра», 1985, с.248.2. Wendelstein B.Yu., Zoloeva G.M., Tsareva N.V. "Geophysical methods for studying computational parameters in determining oil and gas reserves." M .: "Nedra", 1985, p.248.
3. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. "Минералогические и геофизические показатели нефтегазоносности мезозойских отложений Западно-Сибирской плиты." «Труды ЗапСибНИГНИ», 1978, вып.96, с.208.3. Ushatinsky I.N., Zaripov O.G. "Mineralogical and geophysical indicators of the oil and gas potential of the Mesozoic sediments of the West Siberian Plate." "Proceedings of ZapSibNIGNI", 1978, issue 96, p.208.
4. Хабаров В.В. "Поиск учета глинистых минералов на петрофизические и геофизические характеристики пластов-коллекторов." Сборник научных трудов «Ассоциации разработчиков и пользователей компьютерных технологий и интерпретации геолого-геофизических данных. Проблемы интерпретации данных ГИС на ЭВМ». Тюмень, 1992, с.110-117.4. Khabarov V.V. "The search for clay minerals on the petrophysical and geophysical characteristics of reservoirs." Collection of scientific papers of the “Association of Developers and Users of Computer Technologies and the Interpretation of Geological and Geophysical Data. Problems of interpretation of GIS data on a computer. " Tyumen, 1992, p. 110-117.
5. Шпуров И.В., Тимчук А.С., Федоров К.М., Хабаров В.В. "Методика построения петрофизических моделей для юрских отложений на примере Хохряковского месторождения." «Нефтяное хозяйство», Москва, 2007, №1, с.22-24.5. Shpurov I.V., Timchuk A.S., Fedorov K.M., Khabarov V.V. "The methodology for constructing petrophysical models for Jurassic deposits on the example of the Khokhryakovsky field." “Oil industry”, Moscow, 2007, No. 1, p.22-24.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009125899/28A RU2419111C2 (en) | 2009-07-03 | 2009-07-03 | Method to detect permeability of terrigenous container rocks |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009125899/28A RU2419111C2 (en) | 2009-07-03 | 2009-07-03 | Method to detect permeability of terrigenous container rocks |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009125899A RU2009125899A (en) | 2011-01-10 |
RU2419111C2 true RU2419111C2 (en) | 2011-05-20 |
Family
ID=44054327
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009125899/28A RU2419111C2 (en) | 2009-07-03 | 2009-07-03 | Method to detect permeability of terrigenous container rocks |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2419111C2 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2513895C1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Procedure for development of oil deposits |
EA032229B1 (en) * | 2016-10-20 | 2019-04-30 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determination of oil reservoir permeability |
RU2707311C1 (en) * | 2019-09-06 | 2019-11-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells |
-
2009
- 2009-07-03 RU RU2009125899/28A patent/RU2419111C2/en active
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2513895C1 (en) * | 2012-12-14 | 2014-04-20 | Федеральное государственное унитарное предприятие "Западно-Сибирский научно-исследовательский институт геологии и геофизики" (ФГУП "ЗапСибНИИГГ) | Procedure for development of oil deposits |
EA032229B1 (en) * | 2016-10-20 | 2019-04-30 | Институт Систем Управления Национальной Академии Наук Азербайджанской Республики | Method for determination of oil reservoir permeability |
RU2707311C1 (en) * | 2019-09-06 | 2019-11-26 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of evaluation of phase permeability profile in oil and gas production wells |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2009125899A (en) | 2011-01-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101930082B (en) | Method for discriminating reservoir fluid type by using resistivity data | |
CN108252709B (en) | Oil-water property identification method and system for tight sandstone reservoir | |
CN102012526A (en) | Method for discriminating type of reservoir fluid by using resistivity data | |
Chen et al. | Identification of thin-layer coal texture using geophysical logging data: Investigation by wavelet transform and linear discrimination analysis | |
Wang et al. | Determination of total organic carbon content in shale formations with regression analysis | |
CN105572747B (en) | A method of identification waterflooding reservoir clastic rock lithology in the areas Fu Jia with high salt | |
Chen et al. | Porosity prediction from well logs using back propagation neural network optimized by genetic algorithm in one heterogeneous oil reservoirs of Ordos Basin, China | |
Jorden et al. | Well logging: rock properties, borehole environment, mud and temperature logging | |
US20130292111A1 (en) | Method of constructing a well log of a quantitative property from sample measurements and log data | |
CN112182966A (en) | Biological disturbance reservoir layer identification method based on multi-source logging data | |
CN115629428A (en) | Method for performing joint inversion on reservoir parameters through resistivity and nuclear logging under slurry invasion | |
Feng et al. | Accurate determination of water saturation in tight sandstone gas reservoirs based on optimized Gaussian process regression | |
RU2419111C2 (en) | Method to detect permeability of terrigenous container rocks | |
WO2020219148A1 (en) | Systems and methods for characterizing subsurface formation properties through geochemical logging | |
Xiong et al. | Petrophysical evaluation of gas hydrate in Shenhu area, China | |
CN110688781B (en) | Well logging interpretation method for low-permeability heterogeneous gas reservoir | |
CN109826623A (en) | Knowledge method is sentenced in a kind of geophysical log of tight sandstone reservoir stratification seam | |
Hu et al. | Mineralogical characterization from geophysical well logs using a machine learning approach: Case study for the Horn River Basin, Canada | |
CN114059999B (en) | Gravity flow deposition cause logging identification method | |
AbdulMajeed et al. | A predictive model for estimating unconfined compressive strength from petrophysical properties in the Buzurgan oilfield, Khasib Formation, using log data | |
RU2487239C1 (en) | Method for determination of oil-filled formations | |
Inyang et al. | Shale gas potential of Eocene shale of Agbada Formation: a paradigm shift in gas resource perception—a case study of the Niger Delta | |
CN114114453B (en) | Method for distinguishing type of sandstone cemented mineral | |
Szabó et al. | Hydrogeophysical characterization of groundwater formations based on well logs: case study on cenozoic clastic aquifers in East Hungary | |
Davies | Permeability Modelling of a Sandstone Reservoir in Parts of the Niger Delta |