RU2732035C1 - Способ определения трещинной пористости пород - Google Patents
Способ определения трещинной пористости пород Download PDFInfo
- Publication number
- RU2732035C1 RU2732035C1 RU2020103382A RU2020103382A RU2732035C1 RU 2732035 C1 RU2732035 C1 RU 2732035C1 RU 2020103382 A RU2020103382 A RU 2020103382A RU 2020103382 A RU2020103382 A RU 2020103382A RU 2732035 C1 RU2732035 C1 RU 2732035C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- seismic
- porosity
- waves
- zones
- well
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000012937 correction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 7
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 206010017076 Fracture Diseases 0.000 description 16
- 208000010392 Bone Fractures Diseases 0.000 description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 230000003595 spectral effect Effects 0.000 description 2
- ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 232Th Chemical compound [232Th] ZSLUVFAKFWKJRC-IGMARMGPSA-N 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052776 Thorium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052770 Uranium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N methane;molecular oxygen Chemical compound C.O=O CSJDCSCTVDEHRN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N uranium(0) Chemical compound [U] JFALSRSLKYAFGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
-
- 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
- G01V1/282—Application of seismic models, synthetic seismograms
-
- 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
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geophysics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Acoustics & Sound (AREA)
- Immunology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Pathology (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сейсмическим способами определения областей пласта с различной проницаемостью. Заявленный способ определения трещинной пористости пород включает формирование набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинную пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментальное определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, измерение скорости распространения сейсмической волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных. Инициацию сейсмических волн осуществляют из сейсмической скважины, в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ зон с различной трещинной пористостью, затухание волн для определения скорости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками, расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины в регистрирующих скважинах. Определяют расчетные стратиграфические границы зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D, с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км2. Для уточнения профиля зон с трещинной пористостью, как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости у этих зон через дополнительную сейсмическую скважину с регистрацией отраженных волн, а в дополнительных регистрирующих скважинах производят измерение показателей затухания волн с последующим расчетом и корректировкой границ и расположения выбранной зоны. Технический результат - повышение точности получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн и затухающих волн, а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к сейсмическим способам определения областей пласта с различной проницаемостью.
Известен способ определения пути движения подземного флюида через геологический объем (патент RU № 2619803, МПК G01V 1/30, G01V 1/28, G06F 17/50, опубл. 07.03.2017 Бюл. № 7), содержащий:
генерирование множества точек данных, распределенных в геологическом объеме, причем точки данных связаны со значениями одного или более геологических атрибутов, полученных из сейсмических данных сейсмического исследования, соответствующего геологического объема,
определение положения начального объекта в геологическом объеме на основе сейсмических данных, относящихся к геологическому объему, где начальный объект определяет начальную границу флюида в множестве точек данных в геологическом объеме, при этом способ содержит итерацию от начального объекта и включает следующие этапы:
определение выражения, которое определяет изменение положения границы флюида в точках данных на протяжении итерации, где выражение определяет изменение в положении от сил, действующих на объект на границе, где силы определены из значений одного или более атрибутов и являются: силой нормальной к границе объекта;
направленной силой на объект и силой искривления, которая максимизирует искривление границы объекта, и применение этого выражения в точках данных для последовательных итераций с целью изменения границы флюида на протяжении последовательных итераций, при этом путь движения подземного флюида через геологический объем может быть определен по изменению границы флюида.
Недостатками данного способа являются сложность реализации и низкая точность определения параметров пласта (до 35 % ошибочных результатов), так как он основан только на интерпретации данных программными методами, и параметры пласта определяются только по объему флюида и границам флюида, что при выработке запасов приводит к «размытию» (высокой погрешности) получаемых данных, при этом показатели отраженных волн (рефлекторы) и дифрагированных волн (дифракторов) берутся при одноразовом стимулировании сейсмических волн, что также не приводит к увеличению точности.
Известен также способ поиска залежей углеводородов, приуроченных к трещинно-кавернозным коллекторам (патент RU № 2451951, МПК G01V 1/28, опубл. 27.05.2012 Бюл. № 15), заключающийся в специальной обработке стандартных данных сейсморазведки МОГТ (2D и 3D) с получением полного волнового поля, содержащего отраженные и дифрагированные волны, причем с помощью специальных методов престековой миграции по Френелю получают два куба сейсмических данных: мигрированный куб отраженных волн (рефлекторов) и куб дифрагированных волн (дифракторов), при этом куб дифракторов получают посредством вычитания отраженных волн и последующей фокусировки рассеянных волн, по кубу дифракторов рассчитывают амплитудные и спектральные атрибуты сейсмического поля, далее по интегральным амплитудным характеристикам получают трехмерную модель рассеивающих объектов геологической среды (куб индекса акустической неоднородности), а посредством совместной интерпретации мигрированного куба рефлекторов и куба индекса акустической неоднородности получают распределение мгновенных амплитуд рассеянных волн по сечению куба в интервалах, соответствующих исследуемым продуктивным уровням геологического разреза, которое в последующем классифицируют по величинам амплитуд в соответствии с промыслово-геофизической информацией, выделяют объекты с максимальными значениями индекса акустической неоднородности, которые соответствуют зонам развития трещинно-кавернозных коллекторов, оценивают по выделенным объектам перспективность заложения разведочных и добывающих скважин.
Недостатками данного способа являются низкая точность определения параметров пласта (до 30 % ошибочных результатов), так как он основан только на интерпретации данных программными методами, и исследования по затуханию и изменению волн (дифракции) не проходит корреляцию (приведению к соответствию) с реальными, при этом показатели отраженных волн (рефлекторы) и дифрагированных волн (дифракторов) берутся при одноразовом стимулировании сейсмических волн, что дает зеркально от скважины одинаковые результаты, требующие уточнения по направлению.
Наиболее близким по технической сущности является способ определения трещинной пористости пород (патент RU № 2516392, МПК G01V 1/28, опубл. 20.05.2014 Бюл. № 14), включающий измерение скорости распространения продольной волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных, причем предварительно формируют набор образцов исследуемой породы, экспериментально определяют общую пористость каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментально 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 полученной экспериментально 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:
Кп тр = [100-1,6Кп общ - 100(Vp изм/Vp ск)]/20,4,
где Кп общ - экспериментально определенная общая пористость образца;
Vp изм - измеренная скорость распространения упругой продольной волны в образце;
Vp ск - скорость распространения продольной волны в минеральном скелете исследуемой породы,
после чего определяют поровую пористость, как разницу между общей пористостью и трещинной пористостью.
Недостатком данного способа является низкая точность определения параметров пласта (до 20 % ошибочных результатов), так как он основан только на интерпретации данных программными методами, при этом показатели берутся при одноразовом стимулировании сейсмических волн, что дает зеркально от скважины одинаковые результаты, требующие уточнения по направлению.
Технической задачей предполагаемого изобретения является повышение точности получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн (рефлекторы) и дифрагированных волн (дифракторов), а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород (трещиноватостью на 20 % большей, чем общая трещиноватость) с последующим определением насыщающего трещины флюида.
Техническая задача решается способом определения трещинной пористости пород, включающим формирование набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинной пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментально определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, измерение скорости распространения сейсмической волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных.
Новым является то, что инициацию сейсмических волн осуществляют из сейсмической скважины, в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ зон с различной трещинной пористостью, затухание волн для определения скорости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками, расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины в регистрирующих скважинах, определяют расчетные стратиграфические границы зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км2, для уточнения профиля зон с трещинной пористостью как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости у этих зон через дополнительную сейсмическую скважину, с регистрацией отраженных волн, а в дополнительных регистрирующих скважинах производят измерение показателей затухания волн с последующим расчетом и корректировкой границ и расположения выбранной зоны.
Новым является также то, что в ходе после уточнения профиля зон с трещинной пористостью в них проводят геофизические исследования с определением соответствующих геофизических параметров, при попадании которых в соответствующий доверительный интервал, определяемый эмпирическим путем, принимают решение о промышленной разработке данной зоны.
На фиг. 1 изображена часть месторождения, разбуренного исследовательскими скважинами по квадратной сетке на первом этапе сейсмической разведки.
На фиг. 2 изображена часть месторождения, разбуренного исследовательскими скважинами по квадратной сетке на дополнительном этапе сейсмической разведки.
Способ определения трещинной пористости пород нефтяного месторождения 1 (фиг. 1 и 2) включает формирование из исследовательских скважин 2 набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинной пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментально определение скорости распространения сейсмических волн и общую трещинную пористость в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия. Производят инициацию сейсмических волн (взрывом, кумулятивной перфорацией или т.п.) из сейсмической скважины 3 (фиг. 1), в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ 4 зон с различной трещинной пористостью. Затухание сейсмических волн для определения скорости, трещиноватости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками (не показаны), расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины 3 в регистрирующих скважинах 5. Определяют расчетные стратиграфические границы 4 зон методом общей глубинной точки - МОГТ 2D и/или 3D с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км2. зоны У границы 4 зоны с трещинной пористостью как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости инициируют сейсмические волны в близлежащей дополнительной сейсмической скважине 6 (фиг. 2), в которой регистрируют показатели отраженных волн. В дополнительных регистрирующих скважинах 7 производят измерение показателей затухания волн. Исходя из полученных показателей отраженных и затухающих волн, производят расчеты МОГТ 2D и/или 3D для корректировки и уточнения границы 8 выбранной зоны.
В случаях, когда нефтенасыщенность исследуемого пласта находится на границе экономической целесообразности промышленной добычи, проводят дополнительные геофизические исследования с получением параметров. В ходе разработки аналогичных месторождений эмпирическим путем определяют доверительные интервалы соответствующих показателей, которые гарантируют наличие нефти в пласте для промышленной разработки.
Например, для месторождений Республики Татарстан доверительными интервалами являются:
- для метода НГК (нейтронно-гамма каротажа) являются величины от 1,3 до 10 у.е. Для метода ГК (гамма каротажа) являются величины от 1,03 до 13 мкР/ч;
_ для метода КС (кажущихся сопротивлений) удельные электрические сопротивления составляют от 18,5 до 400 Ом*м;
для метода ННК (нейтрон-нейтронного каротажа) находятся в диапазоне от 1,54 до 7,5 у.е.
- для АК (акустического каротажа) показатель КРАК находится в диапазоне от 100 до 280 dt;
- для метода ИНГК (импульсного нейтрон-гамма каротажа) диапазон величин для TAU 30 от 240 до 270 мкС, для TAU 60 - от 280 до 470 мкС;
- для СГК (спектрального гамма каротажа) следующие: концентрация тория - от 0,1 до 10 ррм, концентрация калия - от 0,2 до 18 %; концентрация урана - от 0,2 до 20 ррм;
- для С/О (углеродно-кислородного каротажа) распределяются в следующем диапазоне относительных единиц: для показателя COR - от 0,85 до 1,3; для показателя LIRI - от 1,01 до 1,3; для показателя CASI - от 1,1 до 1,25.
В случаях, когда параметры геофизических исследований попадают в соответствующий доверительный интервал, принимают решение о промышленной разработке исследуемой зоны.
Как показала практика точность построения границ зон с различной трещинной пористостью пород повысилась как минимум в 2 раза по сравнению с аналогами. При этом все пущенные в работу месторождения, исследуемые по предлагаемому способу вышли на промышленную разработку этих пластов для добычи залегающих углеводородов (нефти, вязкой нефти битума или т.п.).
Предлагаемый способ определения трещинной пористости пород позволяет повысить точность получаемых результатов за счет использования наложения показателей отраженных волн и затухающих волн, а также дублирования измерений для областей пласта с повышенной пористостью пород.
Claims (2)
1. Способ определения трещинной пористости пород, включающий формирование набора образцов исследуемой породы, экспериментальное определение общей трещинной пористости каждого из упомянутых образцов в атмосферных условиях, также экспериментальное определение скорости распространения сейсмических волн и общей трещинной пористости в образцах исследуемой породы в условиях, моделирующих пластовые условия, измерение скорости распространения сейсмической волны в исследуемой породе и выполнение расчета с использованием полученных данных, отличающийся тем, что инициацию сейсмических волн осуществляют из сейсмической скважины, в которой регистрируют показатели отраженных волн для определения границ зон с различной трещинной пористостью, затухание волн для определения скорости и направления их распространения определяются сейсмическими датчиками, расположенными по азимуту относительно сейсмической скважины в регистрирующих скважинах, определяют расчетные стратиграфические границы зон методом общей глубинной точки – МОГТ 2D и/или 3D, с плотностью сейсмических профилей не менее 2 п.км/км2, для уточнения профиля зон с трещинной пористостью, как минимум на 20 % большей общей трещинной пористости у этих зон через дополнительную сейсмическую скважину с регистрацией отраженных волн, а в дополнительных регистрирующих скважинах производят измерение показателей затухания волн с последующим расчетом и корректировкой границ и расположения выбранной зоны.
2. Способ определения трещинной пористости пород по п. 1, отличающийся тем, что в ходе после уточнения профиля зон с трещинной пористостью в них проводят геофизические исследования с определением соответствующих геофизических параметров, при попадании которых в соответствующий доверительный интервал, определяемый эмпирическим путем, принимают решение о промышленной разработке данной зоны.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020103382A RU2732035C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ определения трещинной пористости пород |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020103382A RU2732035C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ определения трещинной пористости пород |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2732035C1 true RU2732035C1 (ru) | 2020-09-10 |
Family
ID=72421475
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020103382A RU2732035C1 (ru) | 2020-01-28 | 2020-01-28 | Способ определения трещинной пористости пород |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2732035C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116559941A (zh) * | 2023-04-07 | 2023-08-08 | 中国地质调查局油气资源调查中心 | 一种基于Norris-KG模型的地震纵波模拟分析方法 |
| CN117310805A (zh) * | 2023-10-12 | 2023-12-29 | 重庆科技学院 | 一种断层相关裂缝孔隙度形成演化表征方法 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2012021C1 (ru) * | 1991-07-09 | 1994-04-30 | Боярчук Алексей Федорович | Способ определения трещинной пористости пород |
| US6269311B1 (en) * | 1999-10-13 | 2001-07-31 | The Regents Of The University Of California | Discrimination of porosity and fluid saturation using seismic velocity analysis |
| WO2007001759A2 (en) * | 2005-06-24 | 2007-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for obtaining porosity and shale volume from seismic data |
| US7516016B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-04-07 | Demartini David C | Method for improving prediction of the viability of potential petroleum reservoirs |
| RU2485553C1 (ru) * | 2011-10-25 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "ГЕОСТРА" | Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки |
| RU2516392C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости пород |
-
2020
- 2020-01-28 RU RU2020103382A patent/RU2732035C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2012021C1 (ru) * | 1991-07-09 | 1994-04-30 | Боярчук Алексей Федорович | Способ определения трещинной пористости пород |
| US6269311B1 (en) * | 1999-10-13 | 2001-07-31 | The Regents Of The University Of California | Discrimination of porosity and fluid saturation using seismic velocity analysis |
| WO2007001759A2 (en) * | 2005-06-24 | 2007-01-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for obtaining porosity and shale volume from seismic data |
| US7516016B2 (en) * | 2006-06-09 | 2009-04-07 | Demartini David C | Method for improving prediction of the viability of potential petroleum reservoirs |
| RU2485553C1 (ru) * | 2011-10-25 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "ГЕОСТРА" | Способ оценки трещинной пористости по данным скважинной сейсморазведки |
| RU2516392C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Способ определения трещинной пористости пород |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116559941A (zh) * | 2023-04-07 | 2023-08-08 | 中国地质调查局油气资源调查中心 | 一种基于Norris-KG模型的地震纵波模拟分析方法 |
| CN116559941B (zh) * | 2023-04-07 | 2024-03-12 | 中国地质调查局油气资源调查中心 | 一种基于Norris-KG模型的地震纵波模拟分析方法 |
| CN117310805A (zh) * | 2023-10-12 | 2023-12-29 | 重庆科技学院 | 一种断层相关裂缝孔隙度形成演化表征方法 |
| CN117310805B (zh) * | 2023-10-12 | 2024-05-07 | 重庆科技学院 | 一种断层相关裂缝孔隙度形成演化表征方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2011320352B2 (en) | Model based inversion of seismic response for determining formation properties | |
| Chopra et al. | Shale gas reservoir characterization workflows | |
| Close et al. | Integrated workflows for shale gas and case study results for the Horn River Basin, British Columbia, Canada | |
| RU2661489C1 (ru) | Способ комплексирования исходных данных для уточнения фильтрационного строения неоднородных карбонатных коллекторов | |
| Verma et al. | Estimation of total organic carbon and brittleness volume | |
| CN105182424A (zh) | 一种基于斑块饱和模型定量预测储层孔隙度的方法和装置 | |
| CN103149589A (zh) | 火成岩油气勘探方法及装置 | |
| RU2732035C1 (ru) | Способ определения трещинной пористости пород | |
| KR20200027264A (ko) | 셰일가스 스윗 스팟 도출 방법 | |
| Lideng et al. | Key technologies for seismic reservoir characterization of high water-cut oilfields | |
| Fajana et al. | Application of multilayer perceptron neural network and seismic multiattribute transforms in reservoir characterization of Pennay field, Niger Delta | |
| CN113279746A (zh) | 一种套管变形风险区域的确定方法及应用 | |
| CN102288996A (zh) | 叠前afi反演定量预测含气概率的方法 | |
| CN112394423B (zh) | 有机质生烃成因的地层超压预测方法 | |
| CN112505754B (zh) | 基于高精度层序格架模型的井震协同划分沉积微相的方法 | |
| WO2016160964A1 (en) | Cross-well seismic monitoring of carbon dioxide injection | |
| Xu et al. | 3D Geological modeling and uncertainty analysis of pilot pad in the Long Lake field with lean zone and shale layer | |
| RU2758416C1 (ru) | Способ реконструкции тонкой структуры геологических объектов и их дифференциации на трещиноватые и кавернозные | |
| RU2811524C1 (ru) | Способ определения толщи коры выветривания доюрского комплекса по сейсмическим данным | |
| Shoaib et al. | Ratana field, potwar fold belt, northern pakistan: high intensity fracture zones related to major thrust faults as revealed by seismic fracture prediction | |
| CN110941029B (zh) | 一种涉及地质戴帽的速度建模方法 | |
| Obimma et al. | Seismic and Petrophysical Characterization of Reservoirs in Kjoe Field, On-Shore Niger Delta, Nigeria. | |
| RU2201606C1 (ru) | Способ типизации и корреляции нефтегазопродуктивных горных пород по скважинным спектрально-временным параметрам | |
| RU2758148C1 (ru) | Способ поиска и контроля углеводородов комплексом геофизических методов | |
| Aminzadeh et al. | Reservoir characterization |