RU2650706C1 - Method for determining a coefficient of residual water saturation of rocks - Google Patents
Method for determining a coefficient of residual water saturation of rocks Download PDFInfo
- Publication number
- RU2650706C1 RU2650706C1 RU2017108159A RU2017108159A RU2650706C1 RU 2650706 C1 RU2650706 C1 RU 2650706C1 RU 2017108159 A RU2017108159 A RU 2017108159A RU 2017108159 A RU2017108159 A RU 2017108159A RU 2650706 C1 RU2650706 C1 RU 2650706C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- residual water
- coefficient
- water saturation
- fluid velocity
- porosity
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N23/00—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00
- G01N23/02—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material
- G01N23/06—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material and measuring the absorption
- G01N23/083—Investigating or analysing materials by the use of wave or particle radiation, e.g. X-rays or neutrons, not covered by groups G01N3/00 – G01N17/00, G01N21/00 or G01N22/00 by transmitting the radiation through the material and measuring the absorption the radiation being X-rays
Abstract
Description
Изобретение относится к области исследования горных пород-коллекторов нефти и газа и может найти применение при изучении пластов, сложенных слабо консолидированными породами, и малых непредставительных коллекций кернового материала.The invention relates to the field of research of rocks-reservoirs of oil and gas and can find application in the study of formations, composed of weakly consolidated rocks, and small non-representative collections of core material.
Известен способ исследования физических свойств пористого тела, согласно которому получают трехмерное изображение слабо консолидированных образцов с помощью рентгеновского томографа (РТ), попиксельно сегментируют изображение на поровое пространство и скелет породы, выделяют из сегментированного изображения фрагменты, на каждом фрагменте проводят численное моделирование для расчета заданного физического свойства и рассчитывают парные значения физических свойств, получая корреляционную связь между следующими свойствами: пористость, проницаемость и скорость прохождения акустических волн (US 8170799, 2008).There is a method for studying the physical properties of a porous body, according to which a three-dimensional image of weakly consolidated samples is obtained using an X-ray tomograph (RT), the image is segmented pixel by pixel into the pore space and rock skeleton, fragments are extracted from the segmented image, numerical simulation is performed for each fragment to calculate a given physical properties and calculate the paired values of physical properties, obtaining a correlation between the following properties: porosity s, permeability and rate of passage of acoustic waves (US 8,170,799, 2008).
Указанный способ не обеспечивает получение информации о коэффициенте остаточной водонасыщенности горных пород.The specified method does not provide information about the coefficient of residual water saturation of rocks.
Также известен способ изучения остаточной водонасыщенности горных пород методом ядерного магнитного резонанса (ЯМР) [В.Д. Неретин, Я.Л. Белорай, В.И. Чижик и др. Определение коллекторских свойств горных пород импульсным методом ядерного магнитного резонанса (методические указания. Москва, ОНТИ ВНИИЯГГ, 1978, 78 с.].Also known is a method of studying the residual water saturation of rocks by nuclear magnetic resonance (NMR) [V.D. Neretin, Y.L. Belorai, V.I. Chizhik et al. Determination of the reservoir properties of rocks by the pulsed method of nuclear magnetic resonance (guidelines. Moscow, ONTI VNIIAGG, 1978, 78 pp.].
Реализация указанного способа предусматривает экстрагирование образца с последующим насыщением его рабочей жидкостью.The implementation of this method involves the extraction of the sample, followed by saturation of its working fluid.
Недостатком способа является высокая вероятность разрушения образца при исследовании слабо консолидированных кернов.The disadvantage of this method is the high probability of sample destruction in the study of weakly consolidated cores.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ исследования остаточной водонасыщенности в соответствии с требованиями ОСТ 39-204-86 «Нефть. Метод определения остаточной водонасыщенности коллекторов нефти и газа».Of the known technical solutions, the closest to the proposed invention in terms of technical nature and the achieved result is a method for studying residual water saturation in accordance with the requirements of OST 39-204-86 “Oil. Method for determination of residual water saturation of oil and gas collectors. "
Известный способ предусматривает прямое определение коэффициента остаточной водонасыщенности на консервированных на скважине образцах керна и два варианта косвенного определения на экстрагированных образцах - с помощью центрифугирования и капилляриметрии.The known method involves the direct determination of the coefficient of residual water saturation on core samples preserved at the well and two options for indirect determination on extracted samples — by centrifugation and capillarimetry.
Однако при изучении слабо консолидированных пород ни один из перечисленных вариантов не пригоден, поскольку образцы будут разрушаться в процессах кипячения, экстракции, центрифугирования или насыщения жидкостью. В случае, когда значительная часть кернового материала скважины представлена слабо консолидированными породами, то определение водонасыщенности для большей части коллекции не представляется возможным.However, when studying weakly consolidated rocks, none of the above options is suitable, since the samples will be destroyed during boiling, extraction, centrifugation, or saturation with liquid. In the case when a significant part of the core material of the well is represented by poorly consolidated rocks, then the determination of water saturation for most of the collection is not possible.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является обеспечение получения информации о коэффициенте остаточной водонасыщенности слабо консолидированного керна и малых коллекций кернового материала, а также сокращение трудозатрат на исследование большого количества образцов.The technical problem to which the present invention is directed is to provide information on the coefficient of residual water saturation of poorly consolidated core and small collections of core material, as well as reducing labor costs for the study of a large number of samples.
Указанная проблема решается за счет того, что способ определения коэффициента остаточной водонасыщенности горных пород заключается в том, что осуществляют выбор образцов керна заданного литологического типа в широком диапазоне фильтрационно-емкостных свойств, после чего производят сканирование отобранных образцов с помощью рентгеновского томографа с получением трехмерных изображений образцов, которые сегментируют на поровое пространство и скелет породы, выделяют из каждого сегментированного трехмерного изображения несколько фрагментов, определяют для каждого фрагмента значение пористости, затем с помощью гидродинамического симулятора определяют значения скоростей движения флюида в дискретных точках порового пространства, строят гистограмму скоростей движения флюида, выбирают фрагмент с пористостью, максимально близкой к пористости реального образца керна из исследуемого литотипа, определяют пороговое значение скорости движения флюида, исходя из соблюдения условия: доля скоростей от общей площади гистограммы ниже порогового значения скорости движения флюида численно равна коэффициенту остаточной водонасыщенности реального образца, предварительно определенному экспериментально, присваивают всем выделенным фрагментам выбранное пороговое значение скорости движения флюида и, исходя из деления на категории подвижности жидких флюидов, относят все поровое пространство, в котором скорость движения флюида ниже порогового значения, к заполненному остаточной водой, рассчитывают для каждого выделенного фрагмента коэффициент остаточной водонасыщенности как отношение объема пор, заполненных остаточной водой, к общему объему пор.This problem is solved due to the fact that the method for determining the coefficient of residual water saturation of rocks consists in the selection of core samples of a given lithological type in a wide range of filtration-capacitive properties, after which the selected samples are scanned using an X-ray tomograph to obtain three-dimensional images of samples that segment into pore space and rock skeleton, several fractions are extracted from each segmented three-dimensional image of fractions, determine the porosity value for each fragment, then using a hydrodynamic simulator determine the values of fluid velocities at discrete points in the pore space, construct a histogram of fluid velocities, select a fragment with porosity as close as possible to the porosity of a real core sample from the lithotype under study, determine the threshold value fluid velocity, based on the following conditions: the fraction of velocities of the total area of the histogram is below the threshold value of the velocity of the fluid yuida is numerically equal to the residual water saturation coefficient of a real sample, previously determined experimentally, assign all selected fragments to a selected threshold value of the fluid velocity and, based on the division into categories of fluid mobility, assign the entire pore space in which the fluid velocity is below the threshold to the filled residual water, calculate for each selected fragment the coefficient of residual water saturation as the ratio of pore volume, filled x residual water, to the total pore volume.
Достигаемый технический результат заключается в построении и анализе поля скоростей однофазной фильтрации флюидов в объеме пустотного пространства горной породы на базе информации, полученной в процессе неразрушающего исследования с обеспечением минимизации деструктивных манипуляций с образцами керна.Achievable technical result consists in constructing and analyzing the velocity field of single-phase fluid filtration in the volume of the void space of the rock based on information obtained in the process of non-destructive research to minimize destructive manipulations with core samples.
Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 представлен пример интегрального распределения скоростей течения флюида в поровом пространстве с указанием граничного значения скорости течения (Vгр) и площадей под интегральной кривой S1 и S2, необходимых для калибровки расчетных данных на лабораторные.The invention is illustrated by drawings, where in FIG. Figure 1 shows an example of the integral distribution of fluid flow rates in a pore space with an indication of the boundary value of the flow velocity (Vgr) and the areas under the integral curve S1 and S2, which are necessary for calibrating the calculated data to laboratory ones.
На фиг. 2 показано сопоставление лабораторных (пустые маркеры) и расчетных (черные маркеры) значений коэффициентов пористости и остаточной водонасыщенности.In FIG. Figure 2 shows a comparison of laboratory (empty markers) and calculated (black markers) values of porosity and residual water saturation coefficients.
На фиг. 3 показано пояснение к приему выделения нескольких фрагментов (виртуальных кубов) из каждой модели керна, что позволяет максимизировать количество получаемых расчетных данных коэффициента остаточной водонасыщенности.In FIG. Figure 3 shows an explanation of the technique for extracting several fragments (virtual cubes) from each core model, which allows you to maximize the amount of calculated data on the coefficient of residual water saturation.
На фиг. 4 приведен пример визуализации поля скоростей течения флюида в виртуальном кубе, полученного с помощью гидродинамического симулятора (слева), и карта распределения остаточной воды в поровом пространстве того же куба (справа).In FIG. Figure 4 shows an example of visualizing the velocity field of a fluid flow in a virtual cube obtained using a hydrodynamic simulator (left) and a map of the distribution of residual water in the pore space of the same cube (right).
Способ осуществляют следующим способом.The method is carried out in the following way.
При проведении работ выбирают несколько образцов слабо консолидированного керна, относящихся к одному литологическому типу. При этом выбирают наиболее отличающиеся по предполагаемым значениям пористости и проницаемости образцы. Например, из интервала, сложенного серым песчаником, отбирают образцы с минимальной, максимальной и средней пористостью и проницаемостью. Образец керна также может иметь несимметричную форму, что осложняет обработку данных рентгеновской томографии, но не отменяет возможность расчета коэффициента остаточной водонасыщенности. Если образец керна не экстрагирован, то экстракцию перед проведением томографической съемки не проводят, поскольку остаточные флюиды, как правило, не видны на томографических снимках.During the work, several samples of weakly consolidated core belonging to the same lithological type are selected. In this case, the samples most differing in the assumed values of porosity and permeability are selected. For example, samples with a minimum, maximum and average porosity and permeability are taken from the interval composed of gray sandstone. The core sample may also have an asymmetric shape, which complicates the processing of x-ray tomography data, but does not preclude the possibility of calculating the coefficient of residual water saturation. If the core sample is not extracted, then extraction before tomographic imaging is not carried out, since residual fluids are usually not visible on tomographic images.
Далее каждый образец керна сканируют с помощью рентгеновского томографа (для апробации предлагаемого способа использовался томограф SkyScan 1172). Во время съемки образец не подвергается никаким разрушающим факторам, что и обуславливает возможность работы со слабо консолидированным керном. Для съемки выбирают максимально высокое разрешение и дискретизацию, исходя из временных затрат и ресурса рентгеновской трубки прибора.Next, each core sample is scanned using an X-ray tomograph (SkyPro Scan 1172 was used to test the proposed method). During the survey, the sample is not exposed to any destructive factors, which makes it possible to work with weakly consolidated core. For shooting choose the highest resolution and discretization, based on the time cost and resource of the x-ray tube of the device.
Затем реконструируют трехмерное изображение образца керна. Для реконструкции рекомендуется использовать сопутствующие томографу программы, например NRecon. При реконструкции максимально удаляют артефакты (дефекты) трехмерного изображения.Then reconstruct a three-dimensional image of the core sample. For reconstruction, it is recommended to use accompanying tomograph programs, for example, NRecon. During reconstruction, artifacts (defects) of the three-dimensional image are removed as much as possible.
После чего сегментируют поровое пространство и скелет горной породы. Сегментация основана на анализе спектра поглощения рентгеновского излучения образцом керна. При выборе границ порового пространства и скелета используют рекомендации производителя томографа и программы для сегментации либо экспертное мнение.Then segment the pore space and rock skeleton. Segmentation is based on an analysis of the X-ray absorption spectrum of a core sample. When choosing the boundaries of the pore space and skeleton, the recommendations of the manufacturer of the tomograph and the program for segmentation or expert opinion are used.
Далее из каждого сегментированного изображения (трехмерной модели керна) выделяют несколько фрагментов (виртуальных кубов). Размер, количество и место выделения кубов выбирают на основании экспертного мнения, принимая во внимание ограничения алгоритмов расчета и затраты машинного времени. Не рекомендуется выделять менее 5 кубов, поскольку это приведет к снижению точности расчета, получению меньшего количества информации из каждой томографической съемки.Next, from each segmented image (three-dimensional core model), several fragments (virtual cubes) are distinguished. The size, quantity and place of allocation of cubes is selected on the basis of expert opinion, taking into account the limitations of calculation algorithms and the cost of computer time. It is not recommended to allocate less than 5 cubes, as this will lead to a decrease in the accuracy of the calculation, to obtain less information from each tomographic survey.
Для каждого виртуального куба рассчитывают значение пористости (m0). Для расчета пористости рекомендуется использовать сопутствующие томографу программы, например NRecon.For each virtual cube, the porosity value (m0) is calculated. To calculate the porosity, it is recommended to use companion tomograph programs, for example, NRecon.
Далее с помощью гидродинамического симулятора для каждого куба моделируют однофазное течение флюида в поровом пространстве, строят гистограмму скоростей течения (фиг. 1).Then, using a hydrodynamic simulator for each cube, a single-phase fluid flow in the pore space is simulated, a histogram of the flow velocities is constructed (Fig. 1).
Выбирают один из виртуальных кубов («куб А» или «фрагмент А») и один из образцов («образец Б») отобранной коллекции керна с максимально близкими значениями коэффициента пористости. Для образца Б определяют коэффициент остаточной водонасыщенности в соответствии с требованиями ОСТ 39-204-86. Далее на гистограмме скоростей течения флюида для куба А выбирают граничное значение скорости течения Vгр таким образом, чтобы отношение площадей S1/(S1+S2) было численно равно измеренному по ОСТ коэффициенту остаточной водонасыщенности.Choose one of the virtual cubes (“cube A” or “fragment A”) and one of the samples (“sample B”) of the selected core collection with the closest values of the porosity coefficient. For sample B, the coefficient of residual water saturation is determined in accordance with the requirements of OST 39-204-86. Next, on the histogram of fluid flow rates for cube A, the boundary value of the flow velocity Vgr is chosen so that the area ratio S1 / (S1 + S2) is numerically equal to the residual water saturation coefficient measured by the OCT.
Далее для всех виртуальных кубов одного литологического типа назначают выбранное значение Vгр. Исходя из деления на категории подвижности жидких флюидов, области порового пространства, где скорость течения ниже Vгр, относят к остаточной воде. Рассчитывают коэффициент остаточной водонасыщенности для каждого куба как отношение объема пор, заполненных остаточной водой, к общему объему пор.Next, for all virtual cubes of the same lithological type, the selected value Vgr is assigned. Based on the division into categories of mobility of fluid fluids, the region of the pore space, where the flow velocity is lower than Vgr, is attributed to residual water. The coefficient of residual water saturation for each cube is calculated as the ratio of the pore volume filled with residual water to the total pore volume.
Полученные коэффициенты остаточной водонасыщенности для виртуальных кубов привязывают к коэффициентам пористости и строят петрофизическую связь. Сопоставление расчетных и лабораторных данных для терригенных и карбонатных пластов представлено на фиг. 2. В случае малого выноса керна предлагаемый путь может быть единственным способом определения остаточной водонасыщенности. Выделение нескольких виртуальных кубов позволяет из каждой томографической съемки получать соответствующее число расчетных значений пористости и остаточной водонасыщенности. Любой образец керна на микроуровне неоднороден, поэтому кубы, выделенные из одной модели, всегда имеют разные значения коэффициентов пористости и, соответственно, остаточной водонасыщенности. Это позволяет существенно экономить ресурсы томографа и времени, получать из ограниченного количества керна максимально возможное количество данных, что опять же актуально в случае малого выноса керна (фиг. 3).The obtained residual water saturation coefficients for virtual cubes are tied to the porosity coefficients and a petrophysical relationship is built. A comparison of calculated and laboratory data for terrigenous and carbonate formations is shown in FIG. 2. In the case of small core removal, the proposed path may be the only way to determine the residual water saturation. The selection of several virtual cubes allows each tomographic survey to obtain the corresponding number of calculated values of porosity and residual water saturation. Any core sample at the micro level is heterogeneous, therefore cubes isolated from the same model always have different values of porosity coefficients and, accordingly, residual water saturation. This allows you to significantly save tomograph resources and time, to obtain the maximum possible amount of data from a limited number of core samples, which again is relevant in the case of small core removal (Fig. 3).
Распределение остаточной воды в поровом пространстве визуализируют, используя выходные данные гидродинамического симулятора и принимая во внимание Vгр (фиг. 4). В приведенном примере скелет породы прозрачен, скорость течения имеет градиентную окраску - светлые тона соответствуют высоким скоростям течения, темные - низким. Физический размер ребра виртуального куба - 0,5×0,5×0,5 мм.The distribution of residual water in the pore space is visualized using the output of a hydrodynamic simulator and taking into account Vgr (Fig. 4). In the given example, the rock skeleton is transparent, the flow velocity has a gradient color - light tones correspond to high flow velocities, dark to low. The physical size of the edge of the virtual cube is 0.5 × 0.5 × 0.5 mm.
Как видно из представленных данных, описанный прием построения и анализа гистограммы скоростей течения флюида в поровом пространстве позволяет для пород различных литологических типов получать расчетные значения коэффициента остаточной водонасыщенности, а также строить петрофизические связи пористости и остаточной водонасыщенности, визуализировать распределение остаточной воды в поровом пространстве на микроуровне.As can be seen from the data presented, the described method of constructing and analyzing a histogram of fluid flow rates in pore space allows for rocks of various lithological types to obtain calculated values of the coefficient of residual water saturation, as well as to build petrophysical relationships of porosity and residual water saturation, to visualize the distribution of residual water in the pore space at the micro level .
Таким образом, за счет построения карты распределения остаточной водонасыщенности в поровом пространстве горной породы по данным рентгеновской томографии и построения и анализа гистограммы скоростей однофазной фильтрации в поровом пространстве предлагаемое изобретение обеспечивает доступный, неразрушающий и практически воспроизводимый способ изучения остаточной водонасыщенности естественных горных пород различных литологических типов, ориентированный на изучение слабо консолидированных образцов и малых коллекций кернового материала.Thus, by constructing a map of the distribution of residual water saturation in the pore space of the rock according to x-ray tomography and constructing and analyzing a histogram of the rates of single-phase filtration in the pore space, the invention provides an affordable, non-destructive and practically reproducible method for studying the residual water saturation of natural rocks of various lithological types, focused on the study of poorly consolidated samples and small collections of core samples terial.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108159A RU2650706C1 (en) | 2017-03-13 | 2017-03-13 | Method for determining a coefficient of residual water saturation of rocks |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017108159A RU2650706C1 (en) | 2017-03-13 | 2017-03-13 | Method for determining a coefficient of residual water saturation of rocks |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2650706C1 true RU2650706C1 (en) | 2018-04-17 |
Family
ID=61977005
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017108159A RU2650706C1 (en) | 2017-03-13 | 2017-03-13 | Method for determining a coefficient of residual water saturation of rocks |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2650706C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109934906A (en) * | 2018-08-16 | 2019-06-25 | 清能艾科（深圳）能源技术有限公司 | Acquisition methods and device, computer equipment, the storage medium of crude oil saturation degree |
| CN112414917A (en) * | 2020-11-03 | 2021-02-26 | 西安石油大学 | Method for dividing and characterizing organic pores and inorganic pores of shale oil reservoir |
| WO2024039260A1 (en) * | 2022-08-16 | 2024-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Method for determining physical properties of rocks and rock matrix |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1122951A1 (en) * | 1983-08-29 | 1984-11-07 | Научно-исследовательский институт медицинской радиологии АМН СССР | Method of radiographic investigation of material cavity structure |
| US5048328A (en) * | 1989-02-24 | 1991-09-17 | Amoco Corporation | Method of determining the porosity and irreducible water saturation of a coal cleat system |
| RU2315978C1 (en) * | 2006-09-14 | 2008-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Method to determine water saturation of core |
| RU2360233C1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Method of evaluation of oil saturation of rock |
| US20100131204A1 (en) * | 2008-11-24 | 2010-05-27 | Jack Dvorkin | Method for determining in-situ relationships between physical properties of a porous medium from a sample thereof |
-
2017
- 2017-03-13 RU RU2017108159A patent/RU2650706C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1122951A1 (en) * | 1983-08-29 | 1984-11-07 | Научно-исследовательский институт медицинской радиологии АМН СССР | Method of radiographic investigation of material cavity structure |
| US5048328A (en) * | 1989-02-24 | 1991-09-17 | Amoco Corporation | Method of determining the porosity and irreducible water saturation of a coal cleat system |
| RU2315978C1 (en) * | 2006-09-14 | 2008-01-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Method to determine water saturation of core |
| RU2360233C1 (en) * | 2007-12-19 | 2009-06-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Method of evaluation of oil saturation of rock |
| US20100131204A1 (en) * | 2008-11-24 | 2010-05-27 | Jack Dvorkin | Method for determining in-situ relationships between physical properties of a porous medium from a sample thereof |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| В.Д. Неретин, Я.Л. Белорай, В.И. Чижик и др. Определение коллекторских свойств горных пород импульсным методом ядерного магнитного резонанса. Методические указания, Москва, ОНТИ ВНИИЯГГ, 1978, 78 с. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109934906A (en) * | 2018-08-16 | 2019-06-25 | 清能艾科（深圳）能源技术有限公司 | Acquisition methods and device, computer equipment, the storage medium of crude oil saturation degree |
| CN109934906B (en) * | 2018-08-16 | 2023-03-14 | 清能艾科（深圳）能源技术有限公司 | Crude oil saturation acquisition method and device, computer equipment and storage medium |
| CN112414917A (en) * | 2020-11-03 | 2021-02-26 | 西安石油大学 | Method for dividing and characterizing organic pores and inorganic pores of shale oil reservoir |
| CN112414917B (en) * | 2020-11-03 | 2023-09-01 | 西安石油大学 | Shale oil reservoir organic pore and inorganic pore dividing and characterizing method |
| WO2024039260A1 (en) * | 2022-08-16 | 2024-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Method for determining physical properties of rocks and rock matrix |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Ramandi et al. | Digital rock analysis for accurate prediction of fractured media permeability | |
| Wu et al. | Effects of micropores on geometric, topological and transport properties of pore systems for low-permeability porous media | |
| Renard et al. | Dynamic in situ three-dimensional imaging and digital volume correlation analysis to quantify strain localization and fracture coalescence in sandstone | |
| CN105466830B (en) | Reservoir sandstone pore constriction Size Distribution recognition methods | |
| US8155377B2 (en) | Method for determining rock physics relationships using computer tomographic images thereof | |
| AU2011258594B2 (en) | Method for obtaining consistent and integrated physical properties of porous media | |
| RU2650706C1 (en) | Method for determining a coefficient of residual water saturation of rocks | |
| Lux et al. | 3D characterization of wood based fibrous materials: an application | |
| Youssef et al. | Quantitative 3D characterisation of the pore space of real rocks: improved µ-CT resolution and pore extraction methodology | |
| CN108226290A (en) | A kind of inside parts defect three-dimensional parameter extracting method based on ultrasonic phase array | |
| Shikhov et al. | Evaluation of capillary pressure methods via digital rock simulations | |
| Comina et al. | EIT Oedometer: an advanced cell to monitor spatial and time variability in soil with electrical and seismic measurements | |
| Islam et al. | Multi-scale experimental and numerical simulation workflow of absolute permeability in heterogeneous carbonates | |
| RU2467315C1 (en) | Method to detect spatial distribution and concentration of clay in core sample | |
| DK3211594T3 (en) | SEISMIC MODELING SYSTEM, PROVIDING INPAINTING SEISMIC SURVEY DATA BASED ON COMPARISON BORDERS OF THE REGION UNDER MISCELLANEOUS AND RELATED PROCEDURES | |
| Vik et al. | Connectivity in vuggy carbonates, new experimental methods and applications | |
| Rahimov et al. | Quantitative analysis of absolute permeability and porosity in carbonate rocks using digital rock physics | |
| RU2621371C1 (en) | Method of investigation of filtration-capacitive properties of mineral rocks | |
| CN108956410A (en) | The recognition methods of rock sample pore structure fast qualitative and device | |
| CN111751259A (en) | Method and device for determining effective porosity of irregular rock sample | |
| Kido | Microscopic characteristics of partially saturated soil and their link to macroscopic responses | |
| WO2013169137A1 (en) | Method and apparatus for analyzing a drill core sample | |
| RU2682098C1 (en) | Rocks wettability determining method by the core x-ray tomography method | |
| KR101126222B1 (en) | Method for developing real-time automatic spleen 3D segmentation and volumetry based on diffusion weighted imaging | |
| RU2777714C1 (en) | Method for obtaining a three-dimensional model of a rock core according to computed tomography data to determine the intergranular effective porosity |