RU2615051C1 - Method of determination of rock fracture porosity - Google Patents
Method of determination of rock fracture porosity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2615051C1 RU2615051C1 RU2015146826A RU2015146826A RU2615051C1 RU 2615051 C1 RU2615051 C1 RU 2615051C1 RU 2015146826 A RU2015146826 A RU 2015146826A RU 2015146826 A RU2015146826 A RU 2015146826A RU 2615051 C1 RU2615051 C1 RU 2615051C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- porosity
- samples
- longitudinal wave
- total
- propagation velocity
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 72
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 20
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000011148 porous material Substances 0.000 abstract description 18
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000007619 statistical method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000002604 ultrasonography Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V1/00—Seismology; Seismic or acoustic prospecting or detecting
- G01V1/28—Processing seismic data, e.g. for interpretation or for event detection
- G01V1/30—Analysis
- G01V1/306—Analysis for determining physical properties of the subsurface, e.g. impedance, porosity or attenuation profiles
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01V—GEOPHYSICS; GRAVITATIONAL MEASUREMENTS; DETECTING MASSES OR OBJECTS; TAGS
- G01V2210/00—Details of seismic processing or analysis
- G01V2210/60—Analysis
- G01V2210/62—Physical property of subsurface
- G01V2210/624—Reservoir parameters
- G01V2210/6244—Porosity
Landscapes
- Investigating Or Analyzing Materials By The Use Of Ultrasonic Waves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области геофизических исследований (петрофизики), в частности к ультразвуковым исследованиям горных пород, и может применяться для оценки трещинной пористости горных пород.The invention relates to the field of geophysical surveys (petrophysics), in particular to ultrasound studies of rocks, and can be used to assess the fracture porosity of rocks.
Известен способ определения трещинной пористости пород (патент РФ №2012021, G01V 1/40, опубл. 30.04.1994), заключающийся в проведении в изучаемом разрезе волнового акустического и гамма-гамма-каротажа. По данным каротажа определяют коэффициент сжимаемости пород для двух значений плотности заполняющей скважину промывочной жидкости. При этом плотность увеличивают на 15-20% в зависимости от глубины скважины и допустимой величины давления гидроразрыва пород. Коэффициент пористости пород определяют с учетом коэффициентов сжимаемости пород, определенных по двум замерам, коэффициента сжимаемости матрицы (блока) и изменения плотности бурового раствора перед повторным исследованием. Недостатком известного способа является невысокая точность, обусловленная отсутствием достоверных данных о коэффициенте сжимаемости матрицы и методов его определения в реальных условиях залегания пород, а также отсутствием надежных данных о зависимости коэффициента сжимаемости пласта от изменений плотности бурового раствора в скважине.A known method for determining the fracture porosity of rocks (RF patent No. 202021, G01V 1/40, publ. 04/30/1994), which consists in conducting in the studied section wave acoustic and gamma-gamma-ray logging. According to the logging data, the rock compressibility coefficient is determined for two density values of the drilling fluid filling the well. At the same time, the density is increased by 15-20% depending on the depth of the well and the permissible value of the hydraulic fracturing pressure. The porosity coefficient of the rocks is determined taking into account the compressibility coefficients of the rocks, determined by two measurements, the compressibility coefficient of the matrix (block) and changes in the density of the drilling fluid before re-examination. The disadvantage of this method is the low accuracy due to the lack of reliable data on the compressibility coefficient of the matrix and methods for its determination in real conditions of bedding, as well as the lack of reliable data on the dependence of the compressibility coefficient of the formation on changes in the density of the drilling fluid in the well.
Наиболее близким к предложенному способу (прототипом) является способ определения трещинной пористости пород (патент РФ №2516392, G01V 1/28, опубл. 20.05.2014), в котором формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, после чего определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы с использованием зависимости скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы от их общей пористости, определенных в условиях, моделирующих пластовые условия. Далее рассчитывают величину трещинной пористости для каждого из образцов исследуемой породы, после чего определяют поровую пористость как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью. Недостатком указанного способа является определение скорости распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы статистическими методами. При этом из-за неоднородности минералогического состава исследуемых образцов получают отрицательные значения трещинной пористости, что не имеет физического смысла.Closest to the proposed method (prototype) is a method for determining fracture porosity of rocks (RF patent No. 2516392, G01V 1/28, publ. 05.20.2014), in which a set of samples of the studied rock is formed, the total porosity of each of the mentioned samples in atmospheric is determined experimentally conditions, determine the propagation velocity of the longitudinal wave and the total porosity in the samples of the studied rock under conditions simulating reservoir conditions, and then determine the propagation velocity of the longitudinal wave in the mineral skeleton using the following rock using the dependence of the longitudinal wave propagation velocity in the samples of the studied rock on their total porosity, determined in conditions simulating reservoir conditions. Next, the value of fracture porosity is calculated for each of the samples of the studied rock, after which pore porosity is determined as the difference between the total porosity and fracture porosity. The disadvantage of this method is the determination of the propagation velocity of a longitudinal wave in the mineral skeleton of the studied rock by statistical methods. In this case, due to the heterogeneity of the mineralogical composition of the studied samples, negative values of fracture porosity are obtained, which does not have physical meaning.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое техническое решение, является разработка способа, позволяющего определять трещинную и поровую пористости горных пород путем определения скорости распространения продольной волны в исследуемой горной породе.The problem to which the proposed technical solution is directed is to develop a method that allows to determine the fracture and pore porosity of rocks by determining the propagation velocity of a longitudinal wave in the rock under study.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое техническое решение, является повышение точности и достоверности определения трещинной пористости горных пород.The technical result, the achievement of which the proposed technical solution is directed, is to increase the accuracy and reliability of determining the fracture porosity of rocks.
Для достижения указанного технического результата в способе определения трещинной пористости горных пород путем определения скорости распространения продольной волны в исследуемой породе предварительно формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость и плотность каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях и с использованием полученной зависимости пористости от плотности исключают из дальнейшего исследования образцы с отличающимся минералогическим составом. Затем для оставшихся в наборе образцов экспериментально определяют скорость распространения продольной волны и общую пористость в условиях, моделирующих пластовые условия, после чего определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы с использованием полученной зависимости скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы от их общей пористости, определенных в условиях, моделирующих пластовые условия. Далее рассчитывают величину трещинной пористости (Кп тр) для каждого из образцов исследуемой породы по формуле:To achieve the specified technical result in the method for determining the fracture porosity of rocks by determining the propagation velocity of a longitudinal wave in the test rock, a set of samples of the test rock is preliminarily formed, the total porosity and density of each of the mentioned samples are experimentally determined under atmospheric conditions, and using the obtained dependence of porosity on density from further research, samples with different mineralogical composition. Then, for the samples remaining in the set, the longitudinal wave propagation velocity and total porosity are experimentally determined under conditions simulating reservoir conditions, and then the longitudinal wave propagation velocity in the mineral skeleton of the test rock is determined using the obtained dependence of the longitudinal wave propagation velocity in the samples of the studied rock on their total porosity defined in conditions simulating reservoir conditions. Next, calculate the value of fracture porosity (Kp Tr) for each of the samples of the studied rocks according to the formula:
где Кп общ - экспериментально определенная общая пористость образца;where Kp total - experimentally determined total porosity of the sample;
Vp изм - измеренная скорость распространения упругой продольной волны в образце;Vp ISM is the measured propagation velocity of an elastic longitudinal wave in a sample;
Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы,Vp SK - the propagation velocity of a longitudinal wave in the mineral skeleton of the studied rocks,
после чего определяют поровую пористость как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью.then determine the porous porosity as the difference between the total porosity and fractured porosity.
На скорость распространения продольной волны при исследовании горной породы большое влияние оказывают образцы с отличающимся минералогическим составом (Дортман Н.Б. Физические свойства горных пород и полезных ископаемых (петрофизика). Справочник геофизика. М.: Недра, 1984. С. 455). В заявляемом способе предлагается на начальном этапе исследования исключать из набора образцов исследуемой породы образцы с существенно отличающимся минералогическим составом.Longitudinal wave propagation velocity in rock research is greatly influenced by samples with different mineralogical composition (NB Dortman Physical properties of rocks and minerals (petrophysics). Geophysics Handbook. M .: Nedra, 1984. P. 455). The inventive method proposes at the initial stage of the study to exclude from the set of samples of the studied rock samples with significantly different mineralogical composition.
В горной породе поры и трещины образуют общую пористость:In the rock, pores and cracks form a common porosity:
где Кп пор - поровая пористость горной породы, в %;where Kp then - pore porosity of the rock, in%;
Кп тр - трещинная пористость горной породы, в %.Kp Tr - fractured porosity of the rock, in%.
Для исследования горной породы необходимо выяснить, какая доля общей пористости приходится на поры и какая - на трещины для каждого образца исследуемой породы. Использование понятия добротности и знание величины общей пористости образцов исследуемой горной породы позволяет проводить такое разделение.To study the rock, it is necessary to find out what proportion of the total porosity is in the pores and which is in the cracks for each sample of the studied rock. The use of the concept of Q-factor and knowledge of the total porosity of the samples of the studied rock allows such a separation.
Отношение измеренной скорости распространения продольных волн в образце исследуемой породы к скорости распространения продольных волн в минеральном скелете исследуемой породы (при Кп общ, равной нулю), выраженное в процентах, называется добротностью Q (Мори В. Механика горных пород применительно к проблемам разведки и добычи нефти. М.: Мир, 1994, с. 176-184) и характеризует воздействие пор и трещин на породу:The ratio of the measured velocity of propagation of longitudinal waves in the sample of the studied rock to the velocity of propagation of longitudinal waves in the mineral skeleton of the studied rock (with Kp total equal to zero), expressed as a percentage, is called the Q factor (Mori V. Rock mechanics as applied to problems of oil exploration and production M.: Mir, 1994, pp. 176-184) and characterizes the effect of pores and cracks on the rock:
где Vp изм - измеренная скорость распространения продольной волны в образце исследуемой породы, в км/с;where Vp ISM is the measured longitudinal wave propagation velocity in the sample of the studied rock, in km / s;
Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы, в км/с.Vp ck is the longitudinal wave propagation velocity in the mineral skeleton of the studied rock, in km / s.
Как вытекает из выражения (2), при добротности, равной 100%, порода не имеет ни трещин, ни пор. Уменьшение значения добротности отражает наличие в горной породе трещин и пор.As follows from expression (2), at a quality factor of 100%, the rock has neither cracks nor pores. The decrease in the quality factor reflects the presence of cracks and pores in the rock.
Известна зависимость добротности Q от поровой пористости Кп порThe dependence of the Q factor Q on pore porosity Kp pore is known
где Q - добротность горной породы, в %;where Q is the quality factor of the rock, in%;
А также - зависимость добротности от трещинной пористости горной породы:And also - the dependence of the quality factor on the fractured porosity of the rock:
откуда вытекает зависимость добротности от общей пористости:where does the Q factor depend on the total porosity:
решая известное уравнение (5) относительно Кп тр, получаем формулу:solving the well-known equation (5) with respect to Kn Tr, we obtain the formula:
Подставляя в формулу (6) выражение для Q по формуле (2) и выражение для Кп пор по формуле (1), получаем конечную формулу для вычисления трещинной пористости:Substituting into the formula (6) the expression for Q according to the formula (2) and the expression for Kp then according to the formula (1), we obtain the final formula for calculating the fracture porosity:
На фиг. 1 показана зависимость плотности от пористости исследуемой породы.In FIG. 1 shows the dependence of density on porosity of the studied rock.
На фиг. 2 - зависимость скорости распространения продольной волны от эффективного давления для образцов горных пород с различной общей пористостью.In FIG. 2 - dependence of the longitudinal wave propagation velocity on the effective pressure for rock samples with different total porosity.
На фиг. 3 - зависимость скорости распространения продольной волны от общей пористости для образцов исследуемой породы.In FIG. 3 - dependence of the longitudinal wave propagation velocity on the total porosity for samples of the studied rock.
На фиг. 4 - зависимость скорости распространения продольной волны от общей пористости для образцов исследуемой породы, оставшихся в наборе после удаления образцов с отличающимся минералогическим составом.In FIG. 4 - dependence of the longitudinal wave propagation velocity on the total porosity for samples of the studied rock remaining in the set after removal of samples with different mineralogical composition.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
- Формируют набор образцов исследуемой породы.- Form a set of samples of the studied breed.
- Определяют общую пористость и плотность для каждого из образцов исследуемой породы в атмосферных условиях методом жидкостенасыщения или газоволюметрическим методом.- Determine the total porosity and density for each of the samples of the studied rock in atmospheric conditions by liquid saturation or gas volumetric method.
- По полученным значениям строят график зависимости плотности от пористости для образцов исследуемой породы. Аппроксимируют полученную зависимость методом наименьших квадратов в Excel и получают линейную зависимость параметра у от параметра x (в данном случае плотности от пористости образцов). Степень достоверности аппроксимации определяется величиной, обозначаемой 
Чем ближе R2 к единице, тем выше достоверность получаемой зависимости (фиг. 1).The closer R 2 to unity, the higher the reliability of the resulting dependence (Fig. 1).
- По результатам анализа указанной зависимости выделяют и исключают из дальнейшего исследования образцы, значительно отличающиеся своим минералогическим составом: образцы, координаты которых на графике зависимости (фиг. 1) более чем на 2% отличаются от линии аппроксимации.- According to the results of the analysis of this dependence, samples that differ significantly in their mineralogical composition are isolated and excluded from further research: samples whose coordinates on the dependence graph (Fig. 1) differ by more than 2% from the approximation line.
- Определяют общую пористость каждого из образцов в условиях, моделирующих пластовые. Общую пористость определяют посредством измерений объема жидкости, вытесненной из порового пространства образца при увеличении эффективного давления от 0,1 МПа до давления в пласте (обычно более 15 МПа), и с учетом объема образца по формуле:- Determine the total porosity of each of the samples under conditions simulating reservoir. The total porosity is determined by measuring the volume of fluid displaced from the pore space of the sample with an increase in effective pressure from 0.1 MPa to pressure in the reservoir (usually more than 15 MPa), and taking into account the volume of the sample by the formula:
где Кп общ пл - общая пористость образца в условиях, моделирующих пластовые, %;where Kp total PL is the total porosity of the sample under conditions simulating reservoir,%;
Кп общ атм - общая пористость образца в атмосферных условиях, %;Kp total atm — total porosity of the sample under atmospheric conditions,%;
ΔVпор - объем жидкости, вытесненной из порового пространства образца при переходе от атмосферных условий к условиям, моделирующим пластовые, см3;ΔVpor - the volume of fluid displaced from the pore space of the sample during the transition from atmospheric conditions to conditions simulating reservoir, cm 3 ;
Voбp - объем образца, см3.Vobr - sample volume, cm 3 .
- Определяют скорость распространения упругой продольной волны для каждого из образцов исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые.- Determine the propagation velocity of the elastic longitudinal wave for each of the samples of the studied rocks under conditions simulating reservoir.
Общую пористость (Кп общ пл) и скорость распространения продольной волны (Vp пл) в условиях, моделирующих пластовые, определяют экспериментально с помощью любой установки, позволяющей моделировать пластовые условия и определять общую пористость и скорость распространения упругой продольной волны в исследуемой породе. На установке моделирования пластовых условий изменяют напряженное состояние образцов исследуемой породы путем создания всестороннего давления Рвс, равного литостатическому давлению, и порового давления Рпор, равного давлению флюида (газ, жидкость) в пласте. При этом создают эффективное давление Рэф, равное их разности. При достаточно больших значениях эффективного давления (40,0 МПа и более) скорость распространения продольной волны в образцах достигает максимума (фиг. 2).The total porosity (Kp total pl) and the propagation velocity of a longitudinal wave (Vp pl) under conditions simulating reservoir are determined experimentally using any installation that allows simulating reservoir conditions and determine the total porosity and propagation velocity of an elastic longitudinal wave in the rock under study. On the installation of modeling reservoir conditions, the stress state of the samples of the studied rock is changed by creating a comprehensive pressure Pbc equal to the lithostatic pressure and pore pressure Pbp equal to the pressure of the fluid (gas, liquid) in the reservoir. In this case, an effective pressure R ef equal to their difference is created. At sufficiently large values of the effective pressure (40.0 MPa and more), the propagation velocity of the longitudinal wave in the samples reaches a maximum (Fig. 2).
- Определяют скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы (общая пористость равна нулю), для чего аппроксимируют зависимость скорости распространения продольной волны от общей пористости, полученную по измеренным величинам общей пористости и скорости распространения продольной волны в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые, и получают линейную зависимость:- Determine the propagation velocity of the longitudinal wave in the mineral skeleton of the studied rock (total porosity is zero), for which approximate the dependence of the propagation velocity of the longitudinal wave on the total porosity, obtained from the measured values of the total porosity and the propagation velocity of the longitudinal wave in the samples of the studied rock in conditions modeling reservoir , and get a linear relationship:
где А - коэффициент, характеризующий интенсивность изменения скорости распространения продольной волны от общей пористости образцов. Скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы графически определяется как точка пересечения линии аппроксимации с вертикальной осью координат и численно равна величине свободного члена в линейной зависимости (фиг. 3).where A is a coefficient characterizing the intensity of changes in the velocity of propagation of a longitudinal wave from the total porosity of the samples. The propagation velocity of a longitudinal wave in the mineral skeleton of the studied rock is graphically determined as the point of intersection of the approximation line with the vertical coordinate axis and is numerically equal to the value of the free term in a linear relationship (Fig. 3).
Для мономинеральной горной породы возможно использование известной из справочной литературы скорости распространения продольной волны в этом минерале, определенной при условии отсутствия в нем трещин, дефектов и вкраплений других минералов.For a monomineral rock, it is possible to use the longitudinal wave propagation velocity in this mineral known from the reference literature, determined if there are no cracks, defects, or inclusions of other minerals in it.
- Определяют величину трещинной пористости для каждого из образцов исследуемой породы. Для этого используют уравнение (7) зависимости трещинной пористости от измеренной общей пористости и отношения измеренной скорости распространения продольной волны в образце исследуемой породы к скорости распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы, полученных в условиях, моделирующих пластовые.- Determine the value of fracture porosity for each of the samples of the studied rock. To do this, use equation (7) as a function of the fracture porosity versus the measured total porosity and the ratio of the measured longitudinal wave propagation velocity in the sample of the studied rock to the longitudinal wave propagation velocity in the mineral skeleton of the studied rock obtained under conditions simulating reservoir.
- Определяют величину поровой пористости как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью для каждого из образцов исследуемой породы в соответствии с уравнением (1) в условиях, моделирующих пластовые.- The value of pore porosity is determined as the difference between the total porosity and fracture porosity for each of the samples of the studied rock in accordance with equation (1) under conditions simulating reservoir.
Пример осуществления способаAn example of the method
- Сформировали набор из 24 образцов песчаника.- Formed a set of 24 sandstone samples.
- Определили общую пористость (Кп общ атм) и плотность (δ) каждого из образцов методом жидкостенасыщения (ГОСТ 26450.1-85) при атмосферных условиях (столбцы 2 и 3 таблицы).- Determined the total porosity (Kp total atm) and density (δ) of each of the samples by the method of liquid saturation (GOST 26450.1-85) under atmospheric conditions (columns 2 and 3 of the table).
- По полученным значениям построили график зависимости общей пористости от плотности (фиг. 1).- Based on the obtained values, we plotted the dependence of total porosity on density (Fig. 1).
- По результатам анализа полученной зависимости выделили образцы, подлежащие исключению из дальнейшего исследования (образцы №3 и №4 в таблице).- According to the results of the analysis of the obtained dependence, samples were selected that should be excluded from further research (samples No. 3 and No. 4 in the table).
- Для сравнения результатов вначале провели исследование без исключения из набора указанных образцов.- To compare the results, a study was first conducted without exception from a set of these samples.
- С помощью установки ПУМА-650 определили общую пористость и скорость распространения продольной волны для каждого из образцов в термобарических условиях, моделирующих пластовые (всестороннее давление Рвс=50 МПа, поровое давление Рпор=13 МПа, температура Т=22°С), при этом точность определения: пористости - ±0,01%, скорости распространения продольной волны - ±0,002 км/с (столбцы 4 и 5 таблицы).- Using the PUMA-650 installation, we determined the total porosity and longitudinal wave propagation velocity for each of the samples under thermobaric conditions simulating reservoir (all-round pressure Рвс = 50 MPa, pore pressure Рпор = 13 MPa, temperature Т = 22 ° С), while accuracy of determination: porosity - ± 0.01%, longitudinal wave propagation velocity - ± 0.002 km / s (columns 4 and 5 of the table).
- Определили скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемого песчаника (Vp ск), используя линейную зависимость (9) (при А=0,103) и полученную зависимость скорости распространения продольной волны в образцах от общей пористости всех образцов в условиях, моделирующих пластовые (фиг. 3). Полученная Vp ск=5,864 км/с при исследовании полного набора образцов (столбец 5 таблицы).- The propagation velocity of the longitudinal wave in the mineral skeleton of the studied sandstone (Vp ck) was determined using the linear dependence (9) (at A = 0.103) and the obtained dependence of the propagation velocity of the longitudinal wave in the samples on the total porosity of all samples under conditions simulating reservoir (Fig. 3). The obtained Vp ck = 5.864 km / s in the study of a complete set of samples (column 5 of the table).
- Определили величину трещинной пористости (Кп тр) в пластовых условиях для каждого из образцов исследуемого песчаника, используя формулу (7) (столбец 6 таблицы). При этом для некоторых образцов получены отрицательные значения трещинной пористости, что обусловлено неточным определением (заниженным значением) скорости распространения продольной волны в минеральном скелете породы.- Determined the value of fracture porosity (Kp tr) in reservoir conditions for each of the samples of the studied sandstone, using the formula (7) (column 6 of the table). Moreover, negative values of fracture porosity were obtained for some samples, which is due to an inaccurate determination (underestimated value) of the propagation velocity of the longitudinal wave in the mineral skeleton of the rock.
- Определили величину поровой пористости (Кп пор), используя уравнение (1), для каждого из исследуемых образцов (столбец 7 таблицы).- Determined the value of pore porosity (Kp then), using equation (1), for each of the studied samples (column 7 of the table).
Далее для получения уточненных значений скорости распространения продольной волны провели исследование, исключив образцы №3 и №4 из полного набора образцов песчаника.Further, to obtain specified values of the propagation velocity of the longitudinal wave, a study was carried out, excluding samples No. 3 and No. 4 from the complete set of sandstone samples.
- Построили график зависимости скорости распространения продольной волны от пористости и определили уточненную скорость распространения продольной волны в минеральном скелете песчаника (при общей пористости равной нулю) Vp ск=6,080 км/с (фиг. 4).- We plotted the dependence of the longitudinal wave propagation velocity on porosity and determined the specified longitudinal wave propagation velocity in the mineral skeleton of sandstone (with a total porosity equal to zero) Vp ck = 6.080 km / s (Fig. 4).
- Определили величину трещинной пористости (Кп тр) в пластовых условиях для каждого из образцов исследуемого песчаника, используя формулу (7) (столбец 8 таблицы), причем в таблице отсутствуют отрицательные значения трещинной пористости за счет исключения образцов №3 и №4, которые обусловили погрешность в определении трещинной пористости.- Determined the value of fracture porosity (Cp tr) in reservoir conditions for each of the samples of the studied sandstone, using the formula (7) (column 8 of the table), and the table does not have negative values of fracture porosity due to the exclusion of samples No. 3 and No. 4, which caused error in determining fracture porosity.
- Определили величину поровой пористости (Кп пор), используя уравнение (1), для каждого из оставшихся в наборе образцов исследуемой породы (столбец 9 таблицы).- Determined the value of pore porosity (Kp then), using equation (1), for each of the remaining samples in the sample of the studied rocks (column 9 of the table).
Таким образом, в предлагаемом способе для определения трещинной пористости горной породы используют уточненное значение скорости распространения продольной волны в минеральном скелете, полученное за счет исключения на начальном этапе исследования образцов исследуемой породы с отличающимся минералогическим составом, что позволяет получить более точные и достоверные результаты исследования.Thus, in the proposed method for determining the fracture porosity of a rock, an updated value of the longitudinal wave propagation velocity in the mineral skeleton is used, obtained by eliminating samples of the studied rock with different mineralogical composition at the initial stage of the study, which allows to obtain more accurate and reliable research results.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146826A RU2615051C1 (en) | 2015-10-30 | 2015-10-30 | Method of determination of rock fracture porosity |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015146826A RU2615051C1 (en) | 2015-10-30 | 2015-10-30 | Method of determination of rock fracture porosity |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2615051C1 true RU2615051C1 (en) | 2017-04-03 |
Family
ID=58507254
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015146826A RU2615051C1 (en) | 2015-10-30 | 2015-10-30 | Method of determination of rock fracture porosity |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2615051C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113742633A (en) * | 2020-05-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Method, device, electronic device and medium for obtaining rock skeleton |
| CN113805226A (en) * | 2021-08-30 | 2021-12-17 | 中国石油大学(华东) | Method and device for analyzing coal-bearing reservoir and computer-readable storage medium |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4843598A (en) * | 1988-05-03 | 1989-06-27 | Mobil Oil Corporation | Method of shear wave porosity logging of a subsurface formation surrounding a cased well |
| RU2012021C1 (en) * | 1991-07-09 | 1994-04-30 | Боярчук Алексей Федорович | Method for determining crumbling porosity of rocks |
| RU2402791C2 (en) * | 2009-01-22 | 2010-10-27 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves |
| US8126651B2 (en) * | 2005-06-24 | 2012-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Method for obtaining porosity and shale volume from seismic data |
| RU2485553C1 (en) * | 2011-10-25 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "ГЕОСТРА" | Method of estimating fracture porosity based on borehole seismic data |
| RU2516392C2 (en) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method of rock fractured porosity determination |
-
2015
- 2015-10-30 RU RU2015146826A patent/RU2615051C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4843598A (en) * | 1988-05-03 | 1989-06-27 | Mobil Oil Corporation | Method of shear wave porosity logging of a subsurface formation surrounding a cased well |
| RU2012021C1 (en) * | 1991-07-09 | 1994-04-30 | Боярчук Алексей Федорович | Method for determining crumbling porosity of rocks |
| US8126651B2 (en) * | 2005-06-24 | 2012-02-28 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Method for obtaining porosity and shale volume from seismic data |
| RU2402791C2 (en) * | 2009-01-22 | 2010-10-27 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Method for detection of bed quantitative parametres by method of reflected waves |
| RU2485553C1 (en) * | 2011-10-25 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "ГЕОСТРА" | Method of estimating fracture porosity based on borehole seismic data |
| RU2516392C2 (en) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Method of rock fractured porosity determination |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113742633A (en) * | 2020-05-27 | 2021-12-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Method, device, electronic device and medium for obtaining rock skeleton |
| CN113805226A (en) * | 2021-08-30 | 2021-12-17 | 中国石油大学(华东) | Method and device for analyzing coal-bearing reservoir and computer-readable storage medium |
| CN113805226B (en) * | 2021-08-30 | 2023-08-29 | 中国石油大学(华东) | Method, device and computer readable storage medium for analyzing coal-containing reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2516392C2 (en) | Method of rock fractured porosity determination | |
| WO2021007358A1 (en) | Laboratory measurement of dynamic fracture porosity and permeabilty variations in rock core plug samples | |
| CN107917865A (en) | A kind of tight sandstone reservoir multi-parameter Permeability Prediction method | |
| CN108694264B (en) | Method for determining permeability of shale gas reservoir | |
| Vachaparampil et al. | Failure characteristics of three shales under true-triaxial compression | |
| CN104345346A (en) | Method for obtaining crack widths | |
| CN105467438B (en) | A kind of mud shale crustal stress 3-D seismics characterizing method based on three modulus | |
| CN109187916B (en) | Continuous deep processing method and device for judging formation brittleness | |
| CN105317435A (en) | Horizontal well crack recognition method | |
| Falcon‐Suarez et al. | Integrated geophysical and hydromechanical assessment for CO2 storage: shallow low permeable reservoir sandstones | |
| RU2485553C1 (en) | Method of estimating fracture porosity based on borehole seismic data | |
| CN112145165B (en) | Microcrack-pore type reservoir dynamic and static permeability conversion method | |
| CN111381292B (en) | Logging interpretation method and device for predicting sandstone hydrocarbon-bearing reservoir | |
| Hosseini et al. | Determination of permeability index using Stoneley slowness analysis, NMR models, and formation evaluations: a case study from a gas reservoir, south of Iran | |
| RU2615051C1 (en) | Method of determination of rock fracture porosity | |
| Li et al. | Geometry and filling features of hydraulic fractures in coalbed methane reservoirs based on subsurface observations | |
| CN110456412B (en) | Method for identifying fluid saturation of carbonate reservoir based on post-stack seismic data | |
| Su et al. | A comprehensive methodology of evaluation of the fracability of a shale gas play | |
| Al-Majid | Petrophysical properties estimation of Euphrates reservoir in Qayyarah oil field using core and well log data | |
| Nazarova et al. | Stress-permeability dependence in geomaterials from laboratory testing of cylindrical specimens with central hole | |
| Abbas et al. | Laboratory geomechanical characterization of the Zubair shale formation | |
| Aldana Gallego et al. | A Laboratory Method for Estimation of Storage Capacity of Rock Samples under Effective Stress | |
| EP3012669A2 (en) | System and method for predicting the front arrival time in reservoir seismic monitoring | |
| Zhao | Application of the Kaiser effect of acoustic emission to measure vertical stress in an underground mine | |
| Khaksar et al. | Thick Wall Cylinder strength and critical strain limit from core tests and well logs, implications for sand control decisions |