RU2771802C1 - Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов - Google Patents
Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2771802C1 RU2771802C1 RU2021133939A RU2021133939A RU2771802C1 RU 2771802 C1 RU2771802 C1 RU 2771802C1 RU 2021133939 A RU2021133939 A RU 2021133939A RU 2021133939 A RU2021133939 A RU 2021133939A RU 2771802 C1 RU2771802 C1 RU 2771802C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- permeable
- max
- open porosity
- logging
- pron
- Prior art date
Links
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 7
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 title 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000003325 tomography Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims description 6
- 229910052570 clay Inorganic materials 0.000 claims description 6
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 4
- 230000002285 radioactive Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 17
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- FLAQQSHRLBFIEZ-UHFFFAOYSA-N N-Methyl-N-nitroso-4-oxo-4-(3-pyridyl)butyl amine Chemical compound O=NN(C)CCCC(=O)C1=CC=CN=C1 FLAQQSHRLBFIEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 210000002356 Skeleton Anatomy 0.000 description 2
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012497 inhomogeneous sample Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов. Согласно способу дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов, осуществляют выделение интервалов коллекторов по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с последующим вычислением значений разностных параметров измерений ΔI гк и ΔI ннк . При этом уточнение строения литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными, производится с помощью изготовления кубических образцов горных пород со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводятся томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывается открытая пористость (Кп). Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей. По методу рентгеновской томографии оценивают долю проницаемых коллекторов Dпрон. Зная для образца керна Кп по жидкостному методу и принимая для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ, открытую пористость проницаемой части оценивают по формуле: КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон. Техническим результатом является повышение детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна. 3 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтяной геологии и может использоваться для определения и дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов.
Известен способ для регистрации трещиноватости коллектора и диагональных пластов (патент RU №2475780, МПК G01V 1, опубл. 20.02.2013, Бюл. №5), использующий трехосные/многокомпонентные измерения анизотропии удельного сопротивления, группа изобретений представляет собой способ для инвертирования двуосной анизотропии пласта-коллектора и идентификации сложной трещиноватой/диагональной системы напластования, а также способ добычи углеводородов из подземной области, используя трехосный индукционный каротаж и каротажные данные разведки/съемки.
Недостатком известного способа является то, что при анализе используется только один параметр - удельное сопротивление, использование только одного метода не позволяет объективно оценить параметры пласта, вскрытого скважиной.
Наиболее близким того же назначения к заявленному изобретению по совокупности признаков является способ (Афанасьев B.C. «Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным») определения геологических свойств терригенной породы в околоскважинном пространстве по данным геофизических исследований скважин (ГИС), включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств. Данный способ принят за прототип.
Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность алеврито-глинистых песчаных коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.
Недостатком известного метода является то, что он ориентирован на свойства представленных в разрезе скважины пластов-коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических пород коллекторов.
Известный способ позволяет определить пористость, компонентный состав и нефтенасыщенность песчано-алеврито-глинистых коллекторов. Способ основан на использовании при обработке данных ГИС петрофизических моделей, учитывающих влияние на показания различных методов ГИС повышенного содержания в скелете породы алевритового материала и глин, имеющих различное распределение (дисперсное, структурное, слоистое) в массиве породы. В процессе обработки данных ГИС определяют коэффициент пористости, содержание песчаной, алевритовой и глинистой фракций в скелете породы, а также коэффициент общей водонасыщенности породы.
Недостатком известного способа является то, что он ориентирован на изучение свойств только предварительно выделенных в разрезе скважины пластов коллекторов и использует при обработке показаний каротажа упрощенные теоретические и стохастические петрофизические модели, применимые для приближенной оценки геологических свойств пород коллекторов.
Выделению коллекторов по данным геофизических исследований скважин (ГИС) способствует наличие характерных показаний на различных геофизических кривых. В пределах карбонатного разреза расчленение геологического разреза может быть выполнено на основе совместного использования методов гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). Предельная разрешающая способность геофизических исследований данным комплексом ограничена 0,2 метрами, что позволяет на практике выделять отдельные пропластки толщиной не менее 0,6 – 0,8 метров. В условиях высоко неоднородных карбонатных пластов, когда пропластки с различными коллекторскими свойствами могут не превышать 0,03 – 0,05 метров данная точность может быть не приемлема для решения практических задач. При выделении коллекторов прослои, характеризующиеся коэффициентом пористости (Кп) меньше установленных граничных значений, в эффективные толщины не включаются, в результате чего потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитываются в Государственном балансе запасов РФ.
Техническим результатом, достигаемый предлагаемым изобретением, является повышении детализации и достоверности определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, за счет комплексирования методов радиоактивного каротажа и рентгеновской томографии керна.
Дополнительным техническим результатом является выделение всех литологических типов горных пород, участвующих в фильтрации флюидов.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом определения и дифференциации пустотности карбонатных коллекторов, включающем использование радиоактивного каротажа и исследований кубических образцов керна с помощью компьютерной томографии для дифференциации карбонатных пластов по пористости и выделение пород всех литологических типов, участвующих в фильтрации флюидов.
Способ включает выполнение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) и обработку полученной информации с последующим выделением интервалов коллекторов.
На первом этапе предполагается расчет по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) значения разностных параметров ΔI гк и ΔI ннк . Расчет производят по формулам:
ΔI гк = (I гк MAX - I гкПЛ ) / (I гк MAX - I гк MIN ) – для метода ГК;
ΔI ннк = (I нкк MAX - I нккПЛ ) / (I нкк MAX - I нкк MIN ) – для метода ННК-т,
где I гк MAX и I нкк MAX – максимальные значения показаний методов;
I гк MAX и I нкк MAX – максимальные значения показаний методов;
I гк MIN и I нкк MIN – минимальные значения показаний методов;
I гкПЛ и I нккПЛ – значение в оцениваемом пласте.
В глинисто-карбонатном разрезе I гк MAX соответствует пласту глин, I гк MIN - пласту наименее заглинизированных карбонатов; I ннк MAX соответствует пласту наиболее плотных (наименее пористых) карбонатов, I нкк MIN - пласту глин.
На втором этапе производят изготовление из образцов керна горных пород кубических образцов со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводят томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывают открытую пористость (Кп). Метод рентгеновской томографии позволяет уточнить строение литотипов, которые по данным ГИС принимаются однородными. Использование кубических образцов со сторонами, равными 40±1,0 мм, на томографической установке обеспечит охват большей площади исследования образца, что позволит получить точные результаты. Использование образцов со сторонами менее 39 мм в томографической установке невозможно ввиду отсутствия специального держателя образцов керна. Для меньших размеров образцов керна необходимо изготовление специального держателя, что не всегда является экономически целесообразным. Использование образцов со сторонами более 41 мм невозможно ввиду то, что стандартный размер образца керна составляет 100 мм в диаметре и максимальный кубический образец, который можно из него выпилить, составляет 40±1,0 мм.
Открытую пористость однородного образца представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:
КпЖИДК-НД = Dпрон* КпПРОН + (1- Dпрон) * КпПЛ, где
КпЖИДК-НД – открытая пористость неоднородного образца;
Dпрон – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);
КпПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;
КпПЛ – открытая пористость плотной части образца.
По методу рентгеновской томографии в объеме образца оценивают долю проницаемых коллекторов Dпрон. Открытую пористость проницаемой части, исходя из значений Кп (по жидкостному методу) и принимая во внимание, что для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ, оценивают по формуле:
КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, представленными на фиг. 1-3.
На фиг.1 – Проведение геофизических исследований методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с выделением различных литотипов.
На фиг.2 – Результаты обработки рентгено-томографических исследований на кубическом образце керна горных пород.
На фиг.3 – Образцы керна горных пород различных литотипов на фотографиях и по данным рентгено-томографических исследований.
Пример реализации данного способа.
На одной из скважин Москудьинского месторождения (объект В3В4) проведены геофизические исследования методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т). При расчете значений разностных параметров ΔI гк и ΔI ннк получены следующие результаты:
литотип 1 пористых кавернозных пород - ΔI гк = 0; ΔI ннк = 0,16;
литотип 2 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как проницаемые коллекторы - ΔI гк = 0,03; ΔI ннк = 0,26;
литотип 3 малопористых пород, выделяемых при радиоактивном каротаже как непроницаемые породы - ΔI гк = 0,13; ΔI ннк = 0,32;
литотип 4 пород с низкой пористостью - ΔI гк = 0,16; ΔI ннк = 0,48.
литотип 5 наиболее плотных пород - ΔI гк = 0,08; ΔI ннк = 1.
Для литотипов 1-4 изготовлены кубические образцы керна со сторонами 40±1,0 мм, на которых проведены томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитана открытая пористость (Кп). В результате данных метода рентгеновской томографии керна установлено однородное строение литотипа 1 с КпЖИД-ПОР=23,2 %.
Для литотипов 2 и 3 установлено послойное переслоение плотных и пористо-кавернозных пропластков с толщинами 0,03-0,10 метров. Оценка открытой пористости жидкостным методом для образцов неоднородного строения составила КпЖИДК-НД=7,2 % для второго литотипа и КпЖИДК-НД=14,3% для третьего литотипа. По результатам обработки рентгено-томографических исследований на кубических образцах керна рассчитывали доля проницаемой части Dпрон. В результате для образцов литотипа 2 Dпрон составила 0,138 д.ед., для литотипа 3 – 0,673 д.ед.
Для литотипа 4 установлено однородное строение без признаков эффективной пористости по томографии, КпЖИДК-ПЛ=6,0%, что ниже граничного значения коллекторов принятое для рассмотренного эксплуатационного объекта в 7%. Согласно данным рентгеновской томографии строение литотипа 4 аналогично строению плотной части литотипов 2 и 3.
Таким образом, метод рентгеновской томографии позволил уточнить строение литотипов 2 и 3, которые по данным ГИС принимаются однородными, причем пропластки литотипа 2 относят к коллекторам, а литотипа 3 – к непроницаемым породам.
Открытую пористость неоднородного образца можно представить как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:
КпЖИДК-НД = Dпрон* КпПРОН + (1- Dпрон) * КпПЛ, где
КпЖИДК-НД – открытая пористость неоднородного образца;
Dпрон – доля проницаемых коллекторов (оценивается методом рентгеновской томографии);
КпПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;
КпПЛ – открытая пористость плотной части образца.
Тогда расчет строения литотипов 2 и 3 можно провести следующим образом. По методу рентгеновской томографии оценивали долю проницаемых коллекторов Dпрон занятых в образце керна пористо-кавернозными породами. Зная для образца керна Кп (по жидкостному методу) и принимая для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ для литотипа 4 (в примере 6,0%) открытую пористость проницаемой части оценили по формуле:
КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон.
В примере для образца керна литотипа 2 (КпЖИДК-НД = 7,2%; Dпрон = 0,138):
КпПРОН2 = (7,2 - 6 * (1- 0,138)) / 0,138 = 14,7%.
Таким образом, образец керна литотипа 2 представлен на 13,8% проницаемой породой с КпПРОН2 = 14,7% и на 86,2% плотной частью с КпПЛ=6,0 %.
В примере для образца керна литотипа 3 (КпЖИДК-НД=14,3%; Dпрон= 0,673):
КпПРОН3 = (14,3 - 6 * (1- 0,673)) / 0,673 = 18,3%.
Таким образом, образец керна литотипа 3 представлен на 67,3% проницаемой породой с КпПРОН2 = 18,3% и на 32,7% плотной частью с КпПЛ=6,0 %.
Таким образом, комплексирование геофизических исследований скважин методами гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с компьютерной томографией образцов керна позволяет повысить детализацию и достоверность определения эффективных нефтенасыщенных толщин, слагающих неоднородные карбонатные пласты, которые ранее не включались в нефтенасыщенные толщины и потенциальные запасы нефти данных интервалов не учитывались в Государственном балансе запасов РФ.
Claims (15)
- Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов, включающий выполнение геофизических исследований в скважине и обработку полученной информации с выделением интервалов коллекторов и оценкой их геологических свойств, отличающийся тем, что выделение интервалов пластов-коллекторов производят по методам гамма каротажа (ГК) и нейтрон-нейтронного каротажа на тепловых нейтронах (ННК-т) с вычислением значений разностных параметров ΔIгк и ΔIннк по формулам:
- ΔIгк = (I гк MAX - I гкПЛ ) / (I гк MAX - I гк MIN ) – для метода ГК;
- ΔIннк = (I нн к MAX - I нн кПЛ ) / (I нн к MAX - I н н к MIN ) – для метода ННК-т,
- где I гк MAX и I нн к MAX – максимальные значения показаний методов;
- I гк MIN и I нн к MIN – минимальные значения показаний методов;
- I гкПЛ и I нн кПЛ – значение в оцениваемом пласте,
- при этом в глинисто-карбонатном разрезе I гк MAX соответствует пласту глин, I гк MIN - пласту наименее заглинизированных карбонатов; I ннк MAX соответствует пласту наиболее плотных карбонатов, I нн к MIN - пласту глин, далее уточняют строения литотипов, для этого производят изготовление из образцов керна горных пород кубических образцов со сторонами 40±1,0 мм, на которых проводят томографические исследования и жидкостным методом Преображенского рассчитывают открытую пористость (Кп), которую представляют как сумму пористостей его проницаемой и плотной частей:
- КпЖИДК-НД = Dпрон* КпПРОН + (1- Dпрон) * КпПЛ, где
- КпЖИДК-НД – открытая пористость неоднородного образца;
- Dпрон – доля проницаемых коллекторов;
- КпПРОН – открытая пористость проницаемой части образца;
- КпПЛ – открытая пористость плотной части образца,
- долю проницаемых коллекторов Dпрон оценивают по методу рентгеновской томографии, а открытую пористость проницаемой части, исходя из значений Кп и принимая во внимание, что для плотной части Кп = КпЖИДК-ПЛ, оценивают по формуле:
- КпПРОН = (КпЖИДК-НД - КпЖИДК-ПЛ * (1- Dпрон)) / Dпрон, где
- КпЖИДК-ПЛ – открытая пористость плотной части по жидкостному методу.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2771802C1 true RU2771802C1 (ru) | 2022-05-12 |
Family
ID=
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4416151A (en) * | 1981-12-09 | 1983-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining in situ hydrocarbon characteristics including hydrogen density |
US4617825A (en) * | 1985-09-12 | 1986-10-21 | Halliburton Company | Well logging analysis methods for use in complex lithology reservoirs |
RU2389875C1 (ru) * | 2009-03-23 | 2010-05-20 | Геннадий Михайлович Немирович | Способ определения геологических свойств терригенной породы |
RU2672780C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин |
RU2731004C1 (ru) * | 2020-02-14 | 2020-08-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ построения геологических и гидродинамических моделей месторождений нефти и газа |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4416151A (en) * | 1981-12-09 | 1983-11-22 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for determining in situ hydrocarbon characteristics including hydrogen density |
US4617825A (en) * | 1985-09-12 | 1986-10-21 | Halliburton Company | Well logging analysis methods for use in complex lithology reservoirs |
RU2389875C1 (ru) * | 2009-03-23 | 2010-05-20 | Геннадий Михайлович Немирович | Способ определения геологических свойств терригенной породы |
RU2672780C1 (ru) * | 2017-12-28 | 2018-11-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационные нефтегазовые технологии" (ООО "ИНГТ") | Способ оценки фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и степени подвижности углеводородов в продуктивных отложениях нефтегазовых скважин |
RU2731004C1 (ru) * | 2020-02-14 | 2020-08-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ построения геологических и гидродинамических моделей месторождений нефти и газа |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
АФАНАСЬЕВ В.С. и др., Методика оценки пористости и компонентного состава песчано-алевролито-глинистых пород по промыслово-геофизическим данным. Нефтепромысловая геофизика. Выпуск 5. Уфа, БашНИПИнефть, 1975, с.88-94. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2784405C (en) | Workflow for petrophysical and geophysical formation evaluation of wireline and lwd log data | |
CN104278991B (zh) | 盐湖相烃源岩有机碳和生烃潜量的多元测井计算方法 | |
Lai et al. | Geophysical well-log evaluation in the era of unconventional hydrocarbon resources: a review on current status and prospects | |
Nazemi et al. | The effect of carbonate reservoir heterogeneity on Archie's exponents (a and m), an example from Kangan and Dalan gas formations in the central Persian Gulf | |
RU2505676C2 (ru) | Способ определения коэффициента обводненности и состава притока нефтяной скважины | |
AU2010263041A1 (en) | Source rock volumetric analysis | |
Awolayo et al. | A cohesive approach at estimating water saturation in a low-resistivity pay carbonate reservoir and its validation | |
Mondol | Well logging: Principles, applications and uncertainties | |
Ali et al. | Prediction of Cretaceous reservoir zone through petrophysical modeling: Insights from Kadanwari gas field, Middle Indus Basin | |
Di et al. | A new approach for permeability prediction with NMR measurements in tight formations | |
CN112363226A (zh) | 一种非常规油气有利区地球物理预测方法 | |
Guoqiang | Challenges and countermeasures of log evaluation in unconventional petroleum exploration and development | |
Al-Sulami et al. | The unconventional shale reservoirs of jafurah basin: An integrated petrophysical evaluation using cores and advanced well logs | |
Xiao et al. | Tight-gas-sand permeability estimation from nuclear-magnetic-resonance (NMR) logs based on the hydraulic-flow-unit (HFU) approach | |
Mellal et al. | Multiscale Formation Evaluation and Rock Types Identification in the Middle Bakken Formation | |
Holden et al. | Integration of production logs helps to understand heterogeneity of Mishrif reservoir in Rumaila | |
Ismail et al. | Rock typing of the Miocene Hammam Faraun alluvial fan delta sandstone reservoir using well logs, nuclear magnetic resonance, artificial neural networks, and core analysis, Gulf of Suez, Egypt | |
RU2771802C1 (ru) | Способ дифференциации пустотности неоднородных карбонатных пластов | |
Derder | CHARACTERIZING RESERVOIR PROPERTIES FOR THE LOWER TRIASSIC | |
CN109826623A (zh) | 一种致密砂岩储层层理缝的地球物理测井判识方法 | |
Deng et al. | A new index used to characterize the near-wellbore fracture network in naturally fractured gas reservoirs | |
Zohreh et al. | The evaluation of borehole imaging result comparing with cores in Sarvak fractured and non-fractured reservoir | |
METWALLY et al. | A numerical approach to accurately estimate water resistivity (Rw) and saturation (Sw) in shaly sand formations | |
RU2018887C1 (ru) | Способ определения характера насыщения пластов-коллекторов | |
Duchkov et al. | The study of the relationship between thermal conductivity and porosity, permeability, humidity of sedimentary rocks of the West Siberian Plate |