RU2784104C1 - Method for sampling and reconstructing the structure of the sludge to determine the reservoir properties and modeling the filtration and petrophysical characteristics of rocks - the "pseudocore" technology - Google Patents
Method for sampling and reconstructing the structure of the sludge to determine the reservoir properties and modeling the filtration and petrophysical characteristics of rocks - the "pseudocore" technology Download PDFInfo
- Publication number
- RU2784104C1 RU2784104C1 RU2022107704A RU2022107704A RU2784104C1 RU 2784104 C1 RU2784104 C1 RU 2784104C1 RU 2022107704 A RU2022107704 A RU 2022107704A RU 2022107704 A RU2022107704 A RU 2022107704A RU 2784104 C1 RU2784104 C1 RU 2784104C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cuttings
- sludge
- pore space
- volume
- porosity
- Prior art date
Links
- 239000011435 rock Substances 0.000 title claims abstract description 48
- 239000010802 sludge Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 238000001914 filtration Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 title description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 60
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000010603 microCT Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000011218 segmentation Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 claims abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000005303 weighing Methods 0.000 description 13
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 12
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 10
- 238000005481 NMR spectroscopy Methods 0.000 description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000004566 IR spectroscopy Methods 0.000 description 1
- 230000035832 Lag time Effects 0.000 description 1
- 230000035648 Lag-time Effects 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000010252 digital analysis Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000001815 facial Effects 0.000 description 1
- 238000003384 imaging method Methods 0.000 description 1
- 238000002329 infrared spectrum Methods 0.000 description 1
- 238000009114 investigational therapy Methods 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 238000004020 luminiscence type Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical Effects 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N oxygen atom Chemical group [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000003595 spectral Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области специальных исследований шлама для получения структуры порового пространства коллектора, на основе которого определяются коллекторские свойства (пористость, распределение пор по эквивалентным диаметрам) и моделируются фильтрационные и петрофизические характеристики породы.The invention relates to the field of special studies of sludge to obtain the structure of the pore space of the reservoir, on the basis of which the reservoir properties (porosity, distribution of pores by equivalent diameters) are determined and the filtration and petrophysical characteristics of the rock are modeled.
Далее в тексте заявителем приведены термины, которые необходимы для облегчения однозначного понимания сущности заявленных материалов и исключения противоречий и/или спорных трактовок при выполнении экспертизы по существу.Further in the text, the applicant gives the terms that are necessary to facilitate an unambiguous understanding of the essence of the claimed materials and to exclude contradictions and / or controversial interpretations when performing an examination on the merits.
Буровой шлам - это разрушенные частицы горных пород, образующиеся в процессе бурения скважины и вынесенные на поверхность буровым раствором. Drill cuttings are destroyed rock particles formed during the drilling of a well and brought to the surface by drilling mud.
Керн – это образец горной породы, извлечённый из скважины посредством специально предназначенного для этого вида бурения. A core is a rock sample extracted from a well by means of a drilling specially designed for this type of drilling.
Эквивалентный диаметр пор – диаметр сферы, эквивалентный по объему поровой камере. Equivalent pore diameter is the diameter of a sphere equivalent in volume to a pore chamber.
Сокращение традиционных запасов углеводородов и усложнение разработки новых залежей требуют инновационных подходов к изучению керновых образцов. Развитие высокопроизводительных вычислений и их применение для моделирования мультифизических процессов позволило разработать цифровую технологию анализа керна на основе рентгеновской компьютерной томографии [Andrä H. et al. Digital rock physics benchmarks-Part I: Imaging and segmentation // Comput. Geosci. 2013. Vol. 50. P. 25–32; Andrä H. et al. Digital rock physics benchmarks-part II: Computing effective properties // Comput. Geosci. 2013. Vol. 50. P. 33–43.] The reduction of traditional hydrocarbon reserves and the complication of the development of new deposits require innovative approaches to the study of core samples. The development of high-performance computing and its application for modeling multiphysical processes has made it possible to develop a digital core analysis technology based on X-ray computed tomography [Andrä H. et al. Digital rock physics benchmarks-Part I: Imaging and segmentation // Comput. geosci. 2013. Vol. 50. P. 25–32; Andra H. et al. Digital rock physics benchmarks-part II: Computing effective properties // Comput. geosci. 2013. Vol. 50. P. 33–43.]
Однако бурение скважин с извлечением керна является одной из самых дорогостоящих процедур в нефтяной отрасли. Потенциальной альтернативой, которая может открыть возможности для экономичного получения петрофизических данных, может стать подход, основанный на цифровом анализе бурового шлама. По результатам исследования уровня техники заявителем выбраны аналоги, наиболее близкие к заявленному техническому решению по совокупности существенных признаков.However, core drilling is one of the most expensive procedures in the oil industry. A potential alternative that could open up opportunities for cost-effective acquisition of petrophysical data would be an approach based on digital analysis of drill cuttings. According to the results of the study of the prior art, the applicant selected analogues that are closest to the claimed technical solution in terms of the totality of essential features.
Известно изобретение по патенту RU 2287844 способ «Способ прогноза плотности нефти при геохимической разведке», сущностью является способ прогноза плотности нефти при геохимической разведке, заключающийся в отборе проб керна из скважины, последующем структурном анализе хлороформенного битумоида методом инфракрасной спектроскопии и определении соотношения углеводородных и кислородных структур, отличающийся тем, что проводят горячую экстракцию керна хлороформом, по инфракрасному спектру экстракта определяют на основе распределения ароматических и алифатических структур контролируемые информативные параметры, выраженные в виде спектральных коэффициентов, отражающих соотношение оптических плотностей соответствующих полос поглощения, и по этим параметрам судят о плотности нефти в залежи.An invention is known according to patent RU 2287844 method "Method for predicting the density of oil during geochemical exploration", the essence is a method for predicting the density of oil during geochemical exploration, which consists in sampling core from a well, subsequent structural analysis of chloroform bitumoid by infrared spectroscopy and determining the ratio of hydrocarbon and oxygen structures , characterized in that hot core extraction is carried out with chloroform, based on the distribution of aromatic and aliphatic structures, controllable informative parameters are determined from the infrared spectrum of the extract, expressed as spectral coefficients reflecting the ratio of optical densities of the corresponding absorption bands, and these parameters are used to judge the density of oil in deposits.
Недостатком известного способа является то, что, несмотря на то, что вместо керна может быть использован шлам, конечным результатом является определение плотности нефти, тогда как коллекторские или петрофизические свойства пород остаются не исследованными.The disadvantage of the known method is that, despite the fact that sludge can be used instead of the core, the end result is the determination of the density of the oil, while the reservoir or petrophysical properties of the rocks remain unexplored.
Известно изобретение по патенту RU 2418948 «Способ проведения геологических исследований скважин», сущностью которого является способ проведения геологических исследований скважин, включающий отбор шлама из скважин, описание фациальных признаков шлама каждой скважины с последующим сведением в таблицу и построением корреляционной схемы литолого-фациального состояния разреза скважин, при этом при описании фациальных признаков схожие фациальные признаки объединяют в фациальные зоны, ограниченные фациальными реперами, характеризующими изменчивость фациальных признаков, а корреляционную схему строят по фациальным реперам путем размещения фациальных зон в вертикальной проекции, отличающийся тем, что после построения корреляционной схемы сопоставляют данные корреляционной схемы и таблицы описания, при этом выявляют возможную изменчивость разреза, прогнозируют выклинивание части пластов или их дивергенцию, изменение толщин фациальных зон относительно прогнозных толщин, строят график индекса продуктивности, представляющий собой тренд ведущих фациальных признаков продуктивности, согласно значениям которого составляют выводы о качественном составе скважины на предмет наличия нефтенасыщенных слоев, при этом в качестве ведущих фациальных признаков, являющихся показателями продуктивности скважины при построении графика индекса продуктивности, используют коэффициент люминесценции, коэффициент битуминизации, плотность, размер шламинок, степень окатанности и отсортированности зерен.An invention is known according to patent RU 2418948 "Method for conducting geological surveys of wells", the essence of which is a method for conducting geological surveys of wells, including the selection of cuttings from wells, a description of the facies features of the sludge of each well, followed by tabulation and construction of a correlation scheme of the lithofacies state of the well section , at the same time, when describing facies features, similar facies features are combined into facies zones limited by facies benchmarks characterizing the variability of facial features, and the correlation scheme is built according to facies benchmarks by placing facies zones in a vertical projection, characterized in that after constructing the correlation scheme, the data of the correlation diagrams and description tables, while identifying the possible variability of the section, predicting the wedging out of part of the layers or their divergence, the change in the thickness of the facies zones relative to the predicted thicknesses, build a graph of the index pr productivity, which is a trend of the leading facies features of productivity, according to the values of which conclusions are made about the qualitative composition of the well for the presence of oil-saturated layers, while the luminescence coefficient, bituminization coefficient, density, sliver size, degree of roundness and sorting of grains.
Недостатком известного способа является то, что, несмотря на разнообразие типов данных (цветовые признаки, признаки продуктивности, фациальные и химические признаки, типы коллекторов, литотипы, биопризнаки, степень битуминизации, размер шламинок (зерен), формы шламинок, плотность пород, степень окатанности и степень отсортированности зерен в терригенных коллекторах), получаемых из анализа шламов, среди них отсутствуют фильтрационно-емкостные и петрофизические свойства коллектора.The disadvantage of the known method is that, despite the variety of data types (color features, productivity features, facies and chemical features, reservoir types, lithotypes, biofeatures, degree of bituminization, size of sludge (grains), shape of sludge, rock density, roundness and the degree of sorting of grains in terrigenous reservoirs) obtained from the analysis of sludge, among them there are no reservoir and petrophysical properties of the reservoir.
Наиболее близким по существу заявляемого изобретения, выбранным заявителем в качестве прототипа, является изобретение по патенту RU 2731842 «Способы и системы для определения объемной плотности, пористости и распределения размера пор подповерхностной формации», содержащиеся в следующих этапах, сущностью является:The closest in essence to the claimed invention, chosen by the applicant as a prototype, is the invention according to patent RU 2731842 "Methods and systems for determining the bulk density, porosity and pore size distribution of a subsurface formation", contained in the following steps, the essence is:
1. Способ для характеризования подповерхностной формации, способ содержит этапы, на которых:1. A method for characterizing a subsurface formation, the method comprising the steps of:
измеряют массу в воздухе для флюидонасыщенного образца подповерхностной формации, при этом масса в воздухе содержит массу материнской породы или зерен образца, массу флюида, окружающего образец, и массу флюида внутри образца, масса в воздухе для флюидонасыщенного образца, m s , задана формулой:mass in air is measured for a fluidized sample of a subsurface formation, wherein the mass in air contains the mass of the matrix or grains of the sample, the mass of the fluid surrounding the sample, and the mass of the fluid inside the sample, the mass in air for the fluidized sample, m s , is given by the formula:
где ρ m - это плотность материнской породы подповерхностной формации, ρ l - плотность флюида внутри и вокруг образца, V m - это объем материнской породы, V ф - это объем флюида внутри образца, и V sur - это объем флюида, окружающего образец; where ρ m is the matrix density of the subsurface formation, ρ l is the fluid density in and around the sample, V m is the matrix volume, V f is the volume of fluid within the sample, and V sur is the volume of fluid surrounding the sample;
определяют объем флюида внутри образца, V ф , и объем флюида, окружающего образец, V sur , с помощью ядерного магнитного резонанса (NMR); determine the volume of fluid inside the sample, V f , and the volume of fluid surrounding the sample, V sur using nuclear magnetic resonance (NMR);
помещают образец в предварительно определенном объеме взвешивающего флюида;placing the sample in a predetermined volume of weighing fluid;
измеряют массу флюидонасыщенного образца во взвешивающем флюиде, масса образца во взвешивающем флюиде, m f , задана формулой:the mass of the fluid-saturated sample in the weighing fluid is measured, the mass of the sample in the weighing fluid, m f , is given by:
ρ f - это плотность взвешивающего флюида; ρ f is the density of the weighing fluid;
и определяют объем флюидонасыщенного образца без окружающего флюида, V c , с помощью формулы:and determine the volume of the fluid-saturated sample without surrounding fluid, V c , using the formula:
2. Способ по п. 1, дополнительно содержащий этап, на котором: определяют объемную плотность флюидонасыщенного образца без окружающего флюида, ρ b , с помощью формулы:2. The method according to
3. Способ по п. 2, дополнительно содержащий этап, на котором: определяют объем материнской породы, V m , с помощью формулы:3. The method of
4. Способ по п. 3, дополнительно содержащий этап, на котором: определяют плотность материнской породы или зерен породы подповерхностной формации, ρ m , с помощью формулы:4. The method of
5. Способ по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащий этап, на котором: промывают образец с помощью промывочного раствора перед измерением, при этом промывочный раствор является таким же, что и буровой раствор.5. The method according to any one of the preceding claims, further comprising the step of: washing the sample with a washing fluid before measurement, wherein the washing fluid is the same as the drilling fluid.
6. Способ по любому из предшествующих пунктов, при этом, по меньшей мере, один размер флюидонасыщенного образца равен приблизительно 0,5-3 мм.6. A method according to any one of the preceding claims, wherein at least one fluidized sample size is approximately 0.5-3 mm.
7. Способ по любому из предшествующих пунктов, при этом промывочный раствор является буровым раствором, или флюидом с гравиметрическими свойствами, аналогичными буровому раствору.7. A method according to any one of the preceding claims, wherein the drilling fluid is a drilling fluid, or a fluid with gravimetric properties similar to the drilling fluid.
8. Способ по любому из предшествующих пунктов, при этом взвешивающий флюид является дизельным топливом.8. A method according to any one of the preceding claims, wherein the weighing fluid is diesel fuel.
9. Способ по любому из предшествующих пунктов, при этом флюидонасыщенный образец не требует физического устранения окружающего флюида.9. A method according to any of the preceding claims, wherein the fluid-saturated sample does not require physical removal of the surrounding fluid.
10. Энергонезависимый компьютерно-читаемый носитель, имеющий исполняемые компьютером инструкции, чтобы инструктировать компьютеру выполнять операции: приема массы в воздухе для флюидонасыщенного образца подповерхностной формации, при этом масса в воздухе содержит массу материнской породы или зерен образца, массу флюида, окружающего образец, и массу флюида внутри образца, масса в воздухе для флюидонасыщенного образца, m s , задана формулой:10. A non-volatile computer-readable medium having computer-executable instructions for instructing a computer to perform the operations of receiving a mass in air for a fluid-saturated sample of a subsurface formation, the mass in air containing the mass of the matrix or grains of the sample, the mass of the fluid surrounding the sample, and the mass fluid inside the sample, the mass in air for a fluid-saturated sample, m s , is given by:
где ρ m - это плотность материнской породы подповерхностной формации, ρ l - плотность флюида внутри и вокруг образца, V m - это объем материнской породы, V ф - это объем флюида внутри образца, и V sur - это объем флюида, окружающего образец; where ρ m is the matrix density of the subsurface formation, ρ l is the fluid density in and around the sample, V m is the matrix volume, V f is the volume of fluid within the sample, and V sur is the volume of fluid surrounding the sample;
определения объема флюида внутри образца, V ф , и объема флюида, окружающего образец, V sur , с помощью ядерного магнитного резонанса (NMR); determining the volume of fluid inside the sample, V f , and the volume of fluid surrounding the sample, V sur , using nuclear magnetic resonance (NMR);
получения массы флюидонасыщенного образца во взвешивающем флюиде, масса образца во взвешивающем флюиде, m f , задана формулой:to obtain the mass of the fluid-saturated sample in the weighing fluid, the mass of the sample in the weighing fluid, m f , is given by:
ρ f - это плотность взвешивающего флюида; ρ f is the density of the weighing fluid;
определения объема флюидонасыщенного образца без окружающего флюида, V c , с помощью формулы:determining the volume of a fluid-saturated sample without surrounding fluid, V c , using the formula:
11. Энергонезависимый компьютерно-читаемый носитель по п. 10, при этом компьютерно-читаемые инструкции дополнительно инструктируют компьютеру выполнять операцию:11. The non-volatile computer-readable medium of
определения объемной плотности флюидонасыщенного образца без окружающегоdetermination of the bulk density of a fluid-saturated sample without ambient
флюида, ρ b , с помощью формулы:fluid, ρ b , using the formula:
12. Энергонезависимый компьютерно-читаемый носитель по п. 11, при этом компьютерно-читаемые инструкции дополнительно инструктируют компьютеру выполнять операцию:12. The non-volatile computer-readable medium of
определения объема материнской породы, V m , с помощью формулы:determining the volume of the parent rock, V m , using the formula:
13. Энергонезависимый компьютерно-читаемый носитель по п. 12, при этом компьютерно-читаемые инструкции дополнительно инструктируют компьютеру выполнять операцию определения плотности материнской породы или зерен породы подповерхностной формации, ρ m , с помощью формулы:13. The non-volatile computer-readable medium of claim 12, wherein the computer-readable instructions further instruct the computer to perform the operation of determining the density of the matrix or rock grains of the subsurface formation, ρ m , using the formula:
14. Система для характеризования подповерхностной формации, система содержит: флюидонасыщенный образец подповерхностной формации;14. System for characterizing a subsurface formation, the system contains: a fluid-saturated sample of the subsurface formation;
весы, сконфигурированные, чтобы принимать флюидонасыщенный образец и выводить массу в воздухе для флюидонасыщенного образца;a balance configured to receive a fluidized sample and output a mass in air for the fluidized sample;
компьютер, содержащий один или более процессоров и энергонезависимый компьютерно-читаемый носитель, содержащий исполняемые компьютером инструкции, которые, когда исполняются посредством одного или более процессоров, инструктируют компьютеру:a computer comprising one or more processors and a non-volatile computer-readable medium containing computer-executable instructions that, when executed by one or more processors, instruct the computer to:
получать массу в воздухе для флюидонасыщенного образца подповерхностной формации, при этом масса в воздухе содержит массу образца, массу флюида, окружающего образец, и массу флюида внутри образца, масса в воздухе для флюидонасыщенного образца, m s , задана формулой:obtain the mass in air for a fluidized sample of a subsurface formation, where the mass in air contains the mass of the sample, the mass of the fluid surrounding the sample, and the mass of the fluid inside the sample, the mass in air for the fluidized sample, m s , is given by:
где ρ m - это плотность материнской породы подповерхностной формации, ρ l - плотность флюида внутри и вокруг образца, V m - это объем материнской породы, V ф - это объем флюида внутри образца, и V sur - это объем флюида, окружающего образец; where ρ m is the matrix density of the subsurface formation, ρ l is the fluid density in and around the sample, V m is the matrix volume, V f is the volume of fluid within the sample, and V sur is the volume of fluid surrounding the sample;
определять объем флюида внутри образца, V ф , и объем флюида, окружающего образец, V sur , с помощью ядерного магнитного резонанса (NMR); determine the volume of fluid inside the sample, V f , and the volume of fluid surrounding the sample, V sur , using nuclear magnetic resonance (NMR);
получать массу флюидонасыщенного образца во взвешивающем флюиде, obtain the mass of the fluid-saturated sample in the weighing fluid,
определять массу флюидонасыщенного образца без окружающего флюида во взвешивающем флюиде, m f , задана формулой:to determine the mass of a fluid-saturated sample without surrounding fluid in the weighing fluid, m f , is given by:
где ρ f - это плотность взвешивающего флюида;where ρ f is the density of the weighing fluid;
и определять объем флюидонасыщенного образца без окружающего флюида, V c , с помощью формулы:and determine the volume of a fluid-saturated sample without surrounding fluid, V c , using the formula:
15. Система по п. 14, при этом исполняемые компьютером инструкции дополнительно инструктируют компьютеру:15. The system of claim 14, wherein the computer-executable instructions further instruct the computer to:
определять объемную плотность флюидонасыщенного образца без окружающего флюида, determine the bulk density of a fluid-saturated sample without surrounding fluid,
16. Система по п. 15, при этом исполняемые компьютером инструкции дополнительно инструктируют компьютеру:16. The system of
определять объем материнской породы, V m , с помощью формулы:determine the volume of the parent rock, V m , using the formula:
17. Система по п. 16, при этом исполняемые компьютером инструкции дополнительно инструктируют компьютеру:17. The system of claim 16, wherein the computer-executable instructions further instruct the computer to:
определять плотность материнской породы или зерен породы подповерхностной формации, ρ m , с помощью формулы:determine the density of the source rock or rock grains of the subsurface formation, ρ m , using the formula:
Таким образом, кратко сущностью прототипа является способ и система для определения плотности материнской породы или зерен породы подповерхностной формации. Они включают в себя измерение массы в воздухе флюидонасыщенного образца подповерхностной формации, при этом масса в воздухе включает в себя массу образца, массу флюида, окружающего образец, и массу флюида внутри образца. Объем флюида внутри образца, Vф, и объем флюида, окружающего образец, Vsur, определяются с помощью ядерного магнитного резонанса (NMR). Образец может затем быть погружен в предварительно определенный объем взвешивающего флюида, и масса флюидонасыщенного образца во взвешивающем флюиде, mf, измеряется. С помощью измеренных и определенных значений можно определять объем образца, Vc, объемную плотность образца, ρb, объем материнской породы, Vm и плотность материнской породы и зерен породы подповерхностной формации, ρm. Thus, briefly the essence of the prototype is a method and system for determining the density of the parent rock or rock grains of the subsurface formation. These involve measuring the mass in air of a fluid-saturated sample of a subsurface formation, where the mass in air includes the mass of the sample, the mass of the fluid surrounding the sample, and the mass of the fluid within the sample. Fluid volume inside the sample, Vf, and the volume of fluid surrounding the sample, Vsur, are determined using nuclear magnetic resonance (NMR). The sample may then be immersed in a predetermined volume of weighing fluid, and the weight of the fluid-saturated sample in the weighing fluid, mf, is measured. Using the measured and determined values, it is possible to determine the volume of the sample, Vc, bulk density of the sample, ρb, volume of parent rock, Vm and density of the parent rock and rock grains of the subsurface formation, ρm.
Недостатками прототипа является:The disadvantages of the prototype are:
1 – отсутствие описания принципов отбора шлама при бурении скважины; 1 – no description of cuttings sampling principles when drilling a well;
2 – невозможность получения геометрии структуры порового пространства, на основе которой возможно моделировать фильтрационные и петрофизические характеристики породы;2 - the impossibility of obtaining the geometry of the structure of the pore space, on the basis of which it is possible to model the filtration and petrophysical characteristics of the rock;
3 – отсутствие учета влияния вторичных изменений, происходящих со шламом при формировании и движении в стволе скважины.3 – no consideration of the influence of secondary changes that occur with cuttings during formation and movement in the wellbore.
Техническим результатом заявленного технического решения является разработка способа отбора и реконструкции структуры шлама для определения коллекторских свойств и моделирования фильтрационных и петрофизических характеристик пород, на основе которого, с помощью микротомографии шлама с установленной глубиной отбора, получают цифровую 3D структуру порового пространства пород и далее проводят цифровое моделирование фильтрационных и петрофизических свойств: проницаемости, параметра пористости, теплопроводности и скоростей распространения продольных и поперечных волн, что приводит к устранению недостатков прототипа, а именно: The technical result of the claimed technical solution is the development of a method for selecting and reconstructing the structure of the sludge to determine the reservoir properties and modeling the filtration and petrophysical characteristics of rocks, on the basis of which, using microtomography of the sludge with a set depth of sampling, a digital 3D structure of the pore space of the rocks is obtained and then digital modeling is carried out filtration and petrophysical properties: permeability, porosity parameter, thermal conductivity and propagation velocities of longitudinal and transverse waves, which leads to the elimination of the shortcomings of the prototype, namely:
1 – описание принципов и глубины отбора шлама при бурении скважины;1 - description of the principles and depth of cuttings sampling when drilling a well;
2 – получение геометрии структуры порового пространства, на основе которой возможно моделировать фильтрационные и петрофизические характеристики породы;2 - obtaining the geometry of the structure of the pore space, on the basis of which it is possible to model the filtration and petrophysical characteristics of the rock;
3 – учет влияния вторичных изменений, происходящих со шламом при формировании и движении в стволе скважины, таких как кольматация пор буровым раствором и образование вторичных трещин, их нивелирование в цифровых моделях и возможность более точного расчета пористости, распределения размера пор и моделирования фильтрационных и петрофизических свойств на их основе.3 - taking into account the influence of secondary changes that occur with the cuttings during formation and movement in the wellbore, such as clogging of pores with drilling fluid and the formation of secondary fractures, their leveling in digital models and the possibility of more accurate calculation of porosity, pore size distribution and modeling of filtration and petrophysical properties based on them.
Сущностью заявленного технического решения является способ отбора и реконструкции структуры шлама для определения коллекторских свойств и моделирования фильтрационных и петрофизических характеристик пород, заключающийся в том, что отбирают пробы бурового шлама на устье скважины в желобной системе, при этом выходящий буровой раствор фильтруют через набор сит с минимальным диаметром отверстия 1 мм с добавлением воды во избежание засорения и отбирают с помощью скребка в водонепроницаемые пакеты, каждая упаковка которого соответствует определенному метражу проходки скважины; фиксируют глубину, соответствующую положению забоя скважины в момент отбора проб шлама; определяют задержку подъема шлама в зависимости от глубины и скорости бурового раствора, при этом при прекращении циркуляции бурового раствора учитывают оседание частиц шлама; полученный материал промывают, высушивают и отбирают под бинокулярным микроскопом наиболее крупные частицы, текстура которых имеет сходство с текстурой и цветом породы; производят рентгеновскую компьютерную микротомографию отобранных частиц и реконструируют их цифровые 3D-модели, на основе анализа структуры которых определяют принадлежность структуры частицы шлама к исходной структуре коллектора; производят сегментацию структуры порового пространства на цифровой модели частицы шлама, при этом определяют наличие вторичных изменений в структуре шлама в виде кольматации порового пространства буровым раствором и образование вторичных трещин, которые устраняют в цифровой модели: кольматированный объем включают в объем структуры порового пространства, а вторичные трещины исключают из него; на полученной цифровой модели шлама определяют коллекторские свойства, включающие коэффициент пористости и распределение эквивалентных диаметров пор в объеме пористости; на основе полученной структуры порового пространства с помощью программного обеспечения производят моделирование фильтрационных и петрофизических характеристик породы, таких как проницаемость, параметр пористости, теплопроводности и скоростей распространения продольных и поперечных волн. The essence of the claimed technical solution is a method for selecting and reconstructing the structure of the cuttings to determine the reservoir properties and modeling the filtration and petrophysical characteristics of rocks, which consists in taking samples of drill cuttings at the wellhead in a gutter system, while the outgoing drilling mud is filtered through a set of sieves with a minimum with a hole diameter of 1 mm with the addition of water to avoid clogging and are taken with a scraper in waterproof bags, each package of which corresponds to a certain footage of well penetration; fix the depth corresponding to the position of the bottom of the well at the time of sampling of the cuttings; determine the delay in the rise of the cuttings depending on the depth and speed of the drilling fluid, while stopping the circulation of the drilling fluid take into account the settling of particles of the cuttings; the resulting material is washed, dried and the largest particles are selected under a binocular microscope, the texture of which is similar to the texture and color of the rock; produce X-ray computer microtomography of the selected particles and reconstruct their digital 3D models, based on the analysis of the structure of which determine whether the structure of the sludge particle belongs to the original reservoir structure; segmentation of the pore space structure is performed on the digital model of the cuttings particle, while determining the presence of secondary changes in the structure of the cuttings in the form of clogging of the pore space with drilling fluid and the formation of secondary cracks, which are eliminated in the digital model: the clogged volume is included in the volume of the pore space structure, and secondary cracks excluded from it; on the resulting digital sludge model, reservoir properties are determined, including the porosity coefficient and the distribution of equivalent pore diameters in the volume of porosity; Based on the obtained structure of the pore space, the modeling of the filtration and petrophysical characteristics of the rock, such as permeability, porosity parameter, thermal conductivity and propagation velocities of longitudinal and transverse waves, is performed using software.
Заявленное техническое решение иллюстрируется Фиг.1 – Фиг.9.The claimed technical solution is illustrated in Fig.1 - Fig.9.
На Фиг. 1 представлены этапы процедуры отбора шлама по Примеру 1, где: On FIG. 1 shows the stages of the sludge sampling procedure according to Example 1, where:
1-1 – полиэтиленовый пакет с концентрированным шламом в буровом растворе из двухметрового интервала проходки скважины,1-1 - a plastic bag with concentrated cuttings in drilling fluid from a two-meter well drilling interval,
1-2 – отсеянные и высушенные частицы шлама,1-2 - screened and dried sludge particles,
1-3 – образец отобранной под бинокулярным микроскопом частицы шлама, соответствующая по текстурно-цветовым характеристикам керну.1-3 - a sample of a cuttings particle selected under a binocular microscope, corresponding to the core in terms of texture and color characteristics.
На Фиг. 2 представлены рентгенплотносные срезы по Примеру 1, отобранные из одного и того же двухметрового интервала образцов керна литотипа высокопористых грейнстоунов и пакстоунов (2-1, 2-2, 2-3) и плотных микритовых известняков (2-4, 2-5, 2-6), и шлама (2-7, 2-8, 2-9), структура которого соответствует структуре керна микритовых известняков. On FIG. 2 shows X-ray density sections according to Example 1, taken from the same two-meter interval of core samples of the lithotype of highly porous grainstones and packstones (2-1, 2-2, 2-3) and dense micritic limestones (2-4, 2-5, 2 -6), and mud (2-7, 2-8, 2-9), the structure of which corresponds to the structure of the core of micritic limestones.
На Фиг. 3 представлены результаты сегментации структуры порового пространства образца шлама по Примеру 1, где: On FIG. 3 shows the results of segmentation of the structure of the pore space of the cuttings sample according to Example 1, where:
2-1 – исходная сегментация структуры порового пространства шлама,2-1 - initial segmentation of the structure of the pore space of the sludge,
2-2 – структура шлама после устранения артефактов вторичных изменений: включения объема закольматированных пор в структуру порового пространства и исключения из него вторичных трещин по Примеру 1.2-2 - the structure of the sludge after the elimination of artifacts of secondary changes: the inclusion of the volume of plugged pores in the structure of the pore space and the exclusion of secondary cracks from it according to Example 1.
На Фиг. 4 представлена Таблица 1, в которой приведены коэффициенты пористости образцов керна и шлама из одного интервала с идентичной структурой породы по Примеру 1. On FIG. Table 4 presents Table 1, which shows the porosity coefficients of core samples and cuttings from the same interval with an identical rock structure according to Example 1.
На Фиг. 5 представлены визуализации структур порового пространства и диаграммы распределения эквивалентных диаметров от объема пористости для керна (5-1, 5-2, 5-3) по Примеру 1. On FIG. Figure 5 shows visualizations of pore space structures and distribution diagrams of equivalent diameters versus porosity volume for core (5-1, 5-2, 5-3) according to Example 1.
На Фиг. 6 представлены визуализации структур порового пространства и диаграммы распределения эквивалентных диаметров от объема пористости для шлама после процедуры очистки от вторичных изменений (6-1, 6-2, 6-3) по Примеру 1. On FIG. 6 shows visualizations of the pore space structures and diagrams of the distribution of equivalent diameters from the volume of porosity for the sludge after the procedure for cleaning from secondary changes (6-1, 6-2, 6-3) according to Example 1.
На Фиг. 7 представлены скорости распространения волн Vp и Vs в м/с для изученных образцов керна и шлама по Примеру 1: шлам исх. – исходный шлам без устранения вторичных изменений; шлам оч. – шлам, очищенный от вторичных изменений: объем закольматированных пор включен в структуру порового пространства, и исключения из него вторичных трещин; xy, xz, yz – направления моделирования. On FIG. 7 shows the wave propagation velocities Vp and Vs in m/s for the studied core samples and cuttings according to Example 1: cuttings ref. – original sludge without elimination of secondary changes; slime ok. – sludge cleaned from secondary changes: the volume of plugged pores is included in the structure of the pore space, and secondary cracks are excluded from it; xy, xz, yz are modeling directions.
На Фиг. 8 представлены визуализации структур порового пространства и диаграммы распределения эквивалентных диаметров от объема пористости для керна (8-1, 8-3) и шлама после процедуры очистки от вторичных изменений (8-2, 8-4) по Примеру 2. On FIG. Figure 8 shows visualizations of the pore space structures and diagrams of the distribution of equivalent diameters from the volume of porosity for the core (8-1, 8-3) and cuttings after the procedure for cleaning from secondary changes (8-2, 8-4) according to Example 2.
На Фиг. 9 представлена Таблица 2, в которой приведены результаты сравнения общей и эффективной пористостей, смоделлированных значений проницаемости, параметра пористости и теплопроводности для моделей керна и шлама по Примеру 2. On FIG. Table 9 presents Table 2, which shows the results of a comparison of total and effective porosity, modeled permeability values, porosity parameter and thermal conductivity for core and cuttings models according to Example 2.
Далее заявителем приведено описание заявленного технического решения.Further, the applicant provides a description of the claimed technical solution.
Заявленный технический результат достигают путем использования заявленного способа отбора и реконструкции структуры шлама для определения коллекторских свойств и моделирования фильтрационных и петрофизических характеристик пород –технология «Псевдокерн».The claimed technical result is achieved by using the claimed method of sampling and reconstructing the structure of the sludge to determine reservoir properties and simulate the filtration and petrophysical characteristics of rocks - the "Pseudocore" technology.
Заявленный способ состоит из 4-х этапов:The claimed method consists of 4 stages:
1-й этап – отбирают пробы бурового шлама на устье скважины в желобной системе, при этом: 1st stage - samples of drill cuttings are taken at the wellhead in the gutter system, while:
- выходящий буровой раствор фильтруют через набор сит с минимальным диаметром отверстия 1 мм с добавлением воды во избежание засорения и отбирают с помощью скребка в водонепроницаемые пакеты, каждая упаковка которого соответствует определенному метражу проходки скважины;- the outgoing drilling fluid is filtered through a set of sieves with a minimum opening diameter of 1 mm with the addition of water to avoid clogging and is taken with a scraper into waterproof bags, each package of which corresponds to a certain footage of the borehole;
- фиксируют глубину, соответствующая положению забоя скважины в момент отбора проб шлама; - fix the depth corresponding to the position of the bottom of the well at the time of cuttings sampling;
- определяют задержку подъема шлама в зависимости от глубины и скорости бурового раствора (а при прекращении циркуляции бурового раствора учитывают оседание частиц шлама) по формуле:- determine the delay in the rise of the cuttings depending on the depth and speed of the drilling fluid (and when the circulation of the drilling fluid stops, the settling of the cuttings particles is taken into account) according to the formula:
Tшл = Hскв/Vраств + Tзадерж (1),Tsl = Hrms/Vsolv + Tdelay (1),
где Tшл – время отставания шлама, с; Hскв - глубина забоя скважины на момент расчета, м; Vраств - скорость движения бурового раствора, м/с; Tзадерж – поправочное время задержки выноса шлама (устанавливается эмпирически при смене типа пород в процессе бурения).where Tsl is the lag time of the sludge, s; Hskv - bottom hole depth at the time of calculation, m; Vsolv - the speed of the drilling fluid, m/s; Tdelay is the correction time for cuttings removal delay (set empirically when changing the rock type during drilling).
2-й этап – подготавливают полученные частицы шлама к исследованиям, при этом: Stage 2 - prepare the resulting sludge particles for research, while:
- полученный материал промывают и высушивают;- the resulting material is washed and dried;
- отбирают под бинокулярным микроскопом наиболее крупные частицы, текстура которых имеет сходство с текстурой и цветом породы. - the largest particles are selected under a binocular microscope, the texture of which is similar to the texture and color of the rock.
3-й этап – проводят исследования: 3rd stage - conduct research:
- рентгеновскую компьютерную микротомографию отобранных частиц и реконструируют их цифровые 3D-модели;- X-ray computed microtomography of the selected particles and their digital 3D models are reconstructed;
- на основе анализа структуры 3D-моделей определяют принадлежность структуры частицы шлама к исходной структуре коллектора;- based on the analysis of the structure of 3D models, it is determined that the structure of the sludge particle belongs to the original structure of the reservoir;
- сегментации структуры порового пространства на цифровой модели частицы шлама;- segmentation of the structure of the pore space on a digital model of a sludge particle;
- определяют наличие вторичных изменений в структуре шлама в виде кольматации порового пространства буровым раствором и образование вторичных трещин, которые устраняются в цифровой модели: кольматированный объем включают в объем структуры порового пространства, а вторичные трещины исключают из него;- determine the presence of secondary changes in the structure of the cuttings in the form of clogging of the pore space with drilling fluid and the formation of secondary cracks, which are eliminated in the digital model: the clogged volume is included in the volume of the structure of the pore space, and secondary cracks are excluded from it;
На 4-м этапе на полученной цифровой модели шлама: At the 4th stage on the obtained digital sludge model:
- определяют коллекторские свойства, включающие коэффициент пористости и распределение эквивалентных диаметров пор в объеме пористости;- determine the reservoir properties, including the coefficient of porosity and the distribution of equivalent pore diameters in the volume of porosity;
- на основе полученной структуры порового пространства с помощью программного обеспечения производят моделирование фильтрационных и петрофизических характеристик породы, таких как проницаемость, параметр пористости, теплопроводности и скоростей распространения продольных и поперечных волн.- on the basis of the obtained structure of the pore space, using software, modeling of the filtration and petrophysical characteristics of the rock, such as permeability, porosity parameter, thermal conductivity and propagation velocities of longitudinal and transverse waves, is carried out.
Заявленный способ отбора и реконструкции структуры шлама для моделирования фильтрационных и петрофизических свойств пород – технология «Псевдокерн» иллюстрируется следующими примерами, который не ограничивает область его применения.The claimed method of selecting and reconstructing the structure of the sludge for modeling the filtration and petrophysical properties of rocks - the "Pseudocore" technology is illustrated by the following examples , which does not limit its scope.
Пример 1.Example 1 Использование заявленного способа с отбором образцов, реконструкцией структуры порового пространства шлама и моделирования скоростей прохождения продольных и поперечных волн. The use of the claimed method with sampling, reconstruction of the structure of the pore space of the sludge and modeling the velocities of the passage of longitudinal and transverse waves.
На 1 этапе в карбонатном коллекторе одного из месторождений нефти была пробурена скважина. В процессе бурения на одной из секций производился отбор керна и параллельный отбор шлама. Отбор проб бурового шлама производился на устье скважины в желобной системе. Выходящий буровой раствор фильтровался через набор сит с минимальным диаметром отверстия 1 мм с добавлением воды во избежание засорения и отбирался с помощью скребка в водонепроницаемые пакеты, каждая упаковка которого соответствовала двухметровому интервалу проходки скважины (Фиг. 1-1). При этом производилась фиксация глубины, соответствующей положению забоя скважины в момент отбора проб, а также определялась задержка подъема шлама по формуле 1.At
На 2 этапе полученный материал промывался и высушивался (Фиг. 1-2). Наиболее крупные частицы, текстура которых имела сходство с текстурой и цветом породы, отбирались под бинокулярным микроскопом (Фиг. 1-3).At the 2nd stage, the resulting material was washed and dried (Fig. 1-2). The largest particles, the texture of which was similar to the texture and color of the rock, were selected under a binocular microscope (Fig. 1-3).
На 3 этапе проводилась рентгеновская компьютерная микротомография отобранных частиц и реконструкция их цифровых 3D-моделей. На основе структурных особенностей шлама и керна на рентгеноплотносных срезах определялась принадлежность структуры частицы шлама к исходной структуре коллектора. Так на Фиг. 2 на рентгеноплотносных срезах приводятся структуры кернов из литотипов высокопористых грейнстоунов и пакстоунов (2-1, 2-2, 2-3) и плотных микритовых известняков (2-4, 2-5, 2-6), отобранных из того же двухметрового интервала, откуда отбирался шлам (2-7, 2-8, 2-9). На цифровых моделях образцов шлама, имевших схожую структуру породы с керном, проводилась сегментация структуры порового пространства. Далее определялось наличие вторичных изменений в структуре шлама в виде кольматации порового пространства буровым раствором и образование вторичных трещин. В результате кольматированный объем был включен в объем структуры порового пространства, а вторичные трещины были исключены из него (Фиг. 3).At the 3rd stage, X-ray computed microtomography of the selected particles and reconstruction of their digital 3D models were performed. Based on the structural features of the sludge and core on X-ray dense sections, it was determined that the structure of the sludge particle belongs to the original structure of the reservoir. So in Fig. Figure 2 shows the structures of cores from lithotypes of highly porous grainstones and packstones (2-1, 2-2, 2-3) and dense micritic limestones (2-4, 2-5, 2-6) taken from the same two-meter interval , where the sludge was taken from (2-7, 2-8, 2-9). Segmentation of the pore space structure was carried out on digital models of cuttings samples, which had a similar rock structure with the core. Next, the presence of secondary changes in the structure of the cuttings was determined in the form of clogging of the pore space with drilling fluid and the formation of secondary cracks. As a result, the clogged volume was included in the volume of the pore space structure, and secondary fractures were excluded from it (Fig. 3).
На 4 этапе на полученной цифровой модели шлама производилось определение пористости, распределение эквивалентных диаметров пор в объеме пористости. Как видно из Фиг. 4, 5, 6 и 7, полученные значения пористости и диаграммы распределения эквивалентных диаметров пор от долей объема пористости для керна и очищенного от влияния вторичных изменений шлама со схожей структурой породы оказываются достаточно близки. Значения пористости для образцов керна литотипа плотного микритового известняка находятся в диапазоне 0,2 – 0,6%, а очищенного шлама 0,08 – 0,7%. Преобладающие эквивалентные диаметры в данных образцах керна и очищенного шлама находятся в диапазоне 1-60 мкм.At the 4th stage, on the obtained digital sludge model, the porosity was determined, the distribution of equivalent pore diameters in the volume of porosity. As seen from FIG. 4, 5, 6 and 7, the obtained values of porosity and diagrams of the distribution of equivalent pore diameters from the fractions of the porosity volume for the core and the cuttings cleaned from the influence of secondary changes with a similar rock structure turn out to be quite close. The porosity values for core samples of dense micritic limestone lithotype are in the range of 0.2 - 0.6%, and for cleaned cuttings 0.08 - 0.7%. The prevailing equivalent diameters in these core samples and cleaned cuttings are in the range of 1-60 µm.
Полученная структура использовалась для моделирования скоростей прохождения продольных и поперечных волн с помощью подхода конечных разностей с вращающейся разнесенной сеткой (Saenger E. H. Numerical methods to determine effective elastic properties // International Journal of Engineering Science. 2008. № 6 (46). C. 598–605.). Полученные результаты представлены на Фиг. 8 и демонстрируют сходимость значений, полученных для структур порового пространства керна и очищенного шлама из одного и того же двухметрового интервала скважины, что демонстрирует возможность применения получаемых цифровых моделей для моделирования упругих свойств пород. The resulting structure was used to model the propagation velocities of longitudinal and transverse waves using a finite difference approach with a rotating staggered grid (Saenger E. H. Numerical methods to determine effective elastic properties // International Journal of Engineering Science. 2008. No. 6 (46). C. 598– 605.). The results obtained are presented in Fig. 8 and demonstrate the convergence of the values obtained for the structures of the pore space of the core and the cleaned cuttings from the same two-meter interval of the well, which demonstrates the possibility of using the resulting digital models to model the elastic properties of rocks.
Пример 2.Example 2 Использование заявленного способа с отбором образцов, реконструкцией структуры порового пространства шлама и моделирования проницаемости, параметра пористости и теплопроводности The use of the claimed method with sampling, reconstruction of the structure of the pore space of the sludge and modeling of permeability, porosity parameter and thermal conductivity
На 1 этапе из скважины в карбонатном коллекторе в процессе бурения на одной из секций производился одновременный отбор керна и шлама. Процедуры отбора и подготовки шлама 1 и 2 этапов были аналогичны Примеру 1.At the 1st stage, core and cuttings were taken simultaneously from a well in a carbonate reservoir during drilling in one of the sections. The procedures for the selection and preparation of sludge in
На 3 этапе проводилась рентгеновская компьютерная микротомография отобранных частиц и реконструкция их цифровых 3D-моделей. Аналогично Примеру 1 на основе структурных особенностей шлама и керна на рентгеноплотносных срезах определялась принадлежность структуры частицы шлама к исходной структуре коллектора, проводилась сегментация порового пространства и определялось наличие вторичных изменений в структуре шлама, где кольматированный объем был включен в объем структуры порового пространства, а вторичные трещины были исключены из него.At the 3rd stage, X-ray computed microtomography of the selected particles and reconstruction of their digital 3D models were performed. Similarly to Example 1, based on the structural features of the cuttings and core on X-ray dense sections, the belonging of the cuttings particle structure to the original reservoir structure was determined, the pore space was segmented and the presence of secondary changes in the cuttings structure was determined, where the clogged volume was included in the volume of the pore space structure, and secondary cracks were excluded from it.
На 4 этапе на полученной цифровой модели шлама производилось определение пористости, распределение эквивалентных диаметров пор в объеме пористости. Как видно из Фиг. 8, полученные диаграммы распределения эквивалентных диаметров пор от долей объема пористости для керна и очищенного от влияния вторичных изменений шлама являются достаточно близкими: преобладающие эквивалентные диаметры в данных образцах керна 8-1, 8-3 и очищенного шлама 8-2, 8-4 находятся в диапазоне 0,05 – 0,15 мм.At the 4th stage, on the obtained digital sludge model, the porosity was determined, the distribution of equivalent pore diameters in the volume of porosity. As seen from FIG. 8, the obtained diagrams of the distribution of equivalent pore diameters from the fractions of the porosity volume for the core and the cuttings cleaned from the influence of secondary changes are quite close: the prevailing equivalent diameters in these core samples 8-1, 8-3 and cleaned cuttings 8-2, 8-4 are in the range of 0.05 - 0.15 mm.
Значения пористости и смоделлированных характеристик проницаемости, параметра пористости и теплопроводности по трем осям образцов для керна и очищенного шлама представлены на Фиг. 9. The values of porosity and modeled permeability, porosity parameter and thermal conductivity along the three axes of core samples and clean cuttings are presented in Fig. 9.
Моделирование перечисленных характеристик возможно производить в любом открытом или коммерческом программном обеспечении, например, в коммерческом программном обеспечении Avizo. Modeling of the listed characteristics can be done in any open or commercial software, for example, in the commercial software Avizo.
Моделирование проницаемости основывалось на прямом решении уравнения Навье-Стокса методом конечных объемов [Zhang L., Jing W., Yang Y., Yang H., Guo Y., Sun H., Zhao J. and Yao J. The Investigation of Permeability Calculation Using Digital Core Simulation Technology // Energies. 2019. № 17 (12). C. 3273]. Permeability modeling was based on the direct solution of the Navier-Stokes equation by the finite volume method [Zhang L., Jing W., Yang Y., Yang H., Guo Y., Sun H., Zhao J. and Yao J. The Investigation of Permeability Calculation Using Digital Core Simulation Technology // Energies. 2019. No. 17 (12). C. 3273].
Моделирование параметра пористости осуществлялось на основе решения уравнений Ома методом конечных объемов [Garba M.A. et al. Electrical formation factor of clean sand from laboratory measurements and digital rock physics // Solid Earth. 2019. Vol. 10, № 5. P. 1505–1517]. Modeling of the porosity parameter was carried out on the basis of solving Ohm's equations by the finite volume method [Garba M.A. et al. Electrical formation factor of clean sand from laboratory measurements and digital rock physics // Solid Earth. 2019.Vol. 10, No. 5. P. 1505-1517].
Моделирование теплопроводности основано на решении уравнений Фурье методом конечных объемов [Garba M.A. et al. Electrical formation factor of clean sand from laboratory measurements and digital rock physics // Solid Earth. 2019. Vol. 10, № 5. P. 1505–1517].Thermal conductivity modeling is based on solving the Fourier equations by the finite volume method [Garba M.A. et al. Electrical formation factor of clean sand from laboratory measurements and digital rock physics // Solid Earth. 2019 Vol. 10, No. 5. P. 1505-1517].
Полученные значения общей пористости для керна находятся в отрезке от 6,25 до 12,99%, а для шлама от 8,61 до 11,17%. The obtained values of the total porosity for the core are in the range from 6.25 to 12.99%, and for the cuttings from 8.61 to 11.17%.
Значения эффективной пористости, полученные вдоль оси Z, различаются на величину от 1,5 до 3,5%, что связано с высокой гетерогенностью карбонатного коллектора. The effective porosity values obtained along the Z axis differ by 1.5 to 3.5%, which is associated with the high heterogeneity of the carbonate reservoir.
Значения проницаемости, смоделированные для керна, варьируют от 291,4 до 391,4 мД и сопоставимы с большинством значений для шлама, находящихся в диапазоне 215,5-251,3 мД. Modeled core permeability values range from 291.4 to 391.4 mD and are comparable to most cuttings values in the 215.5-251.3 mD range.
Полученные значения параметра пористости для керна составляют от 211,1 до 1826,9, а для шлама от 123,3 до 1133,5. The obtained values of the porosity parameter for the core are from 211.1 to 1826.9, and for the cuttings from 123.3 to 1133.5.
Смоделированные значения теплопроводности для керна находятся в пределах 2,78-3,29 В×м–1×K–1, для шлама 2,85-3,15 В×м–1×K–1. The simulated values of thermal conductivity for the core are in the range of 2.78-3.29 V×m– 1 ×K– 1 , for cuttings 2.85–3.15 V×m– 1 ×K– 1 .
Следовательно, полученные значения смоделированных фильтрационных и петрофизических параметров для керна и шлама из одного интервала скважин оказались достаточно близкими и отражают гетерогенность свойств коллектора по различным осям пространства.Consequently, the obtained values of the simulated filtration and petrophysical parameters for the core and cuttings from the same well interval turned out to be quite close and reflect the heterogeneity of the reservoir properties along different spatial axes.
Таким образом, из описанного выше можно сделать вывод, что заявителем достигнут заявленный технический результат, а именно, разработан способ отбора и реконструкции структуры шлама для определения коллекторских свойств и моделирования фильтрационных и петрофизических характеристик пород, на основе которого, с помощью микротомографии шлама с установленной глубиной отбора, получены цифровые 3D структуры порового пространства пород, с помощью которых проведено цифровое моделирование фильтрационных и петрофизических свойств: проницаемость, параметра пористости, теплопроводности и скоростей распространения продольных и поперечных волн, что привело к устранению недостатков прототипа, а именно:Thus, from the above, we can conclude that the applicant has achieved the claimed technical result , namely, a method has been developed for selecting and reconstructing the structure of the sludge to determine reservoir properties and model the filtration and petrophysical characteristics of rocks, on the basis of which, using microtomography of the sludge with a set depth selection, digital 3D structures of the pore space of rocks were obtained, with the help of which digital modeling of filtration and petrophysical properties was carried out: permeability, porosity parameter, thermal conductivity and propagation velocities of longitudinal and transverse waves, which led to the elimination of the shortcomings of the prototype, namely:
1 – представлены принципы отбора и подготовки образцов шлама при бурении скважины;1 - presents the principles of sampling and preparation of cuttings samples when drilling a well;
2 – представленный способ позволяет получить геометрию структуры порового пространства, близкую к структуре реального коллектора, на основе которой возможно моделировать фильтрационные и петрофизические характеристики породы; 2 - the presented method allows to obtain the geometry of the structure of the pore space, close to the structure of a real reservoir, on the basis of which it is possible to model the filtration and petrophysical characteristics of the rock;
3 – при цифровой обработке структуры порового пространства учитывается влияние вторичных изменений, происходящих со шламом при формировании и движении в стволе скважины, таких как кольматация пор буровым раствором и образование вторичных трещин, их нивелирование в цифровых моделях и возможность более точного расчета пористости, распределения размера пор и моделирования фильтрационных и петрофизических свойств на их основе.3 - when digitally processing the structure of the pore space, the influence of secondary changes that occur with the cuttings during formation and movement in the wellbore, such as clogging of pores with drilling fluid and the formation of secondary fractures, their leveling in digital models and the possibility of a more accurate calculation of porosity, pore size distribution, is taken into account and modeling of filtration and petrophysical properties based on them.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна», предъявляемому к изобретениям, так как из исследованного уровня техники не выявлены технические решения, обладающие заявленной совокупностью признаков, обеспечивающих достижение заявленных результатов. The claimed technical solution complies with the "novelty" patentability condition for inventions, since no technical solutions have been identified from the studied prior art that have the claimed set of features that ensure the achievement of the claimed results.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень», предъявляемому к изобретениям, так как не является очевидным для специалиста в данной области науки и техники, поскольку обеспечивает возможность одновременной реализации нескольких задач (возможности отбора и подготовки проб шлама, устранения влияния вторичных изменений на цифровых моделях шлама, проведение оценки коллекторских, фильтрационных и петрофизических свойств на основе полученной структуры порового пространства) с более высокими потребительскими свойствами.The claimed technical solution complies with the "inventive step" patentability condition for inventions, since it is not obvious to a specialist in this field of science and technology, since it provides the possibility of simultaneous implementation of several tasks (the possibility of collecting and preparing samples of sludge, eliminating the effect of secondary changes on digital mud models, assessing reservoir, filtration and petrophysical properties based on the obtained structure of the pore space) with higher consumer properties.
Заявленное техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость», так как может быть реализовано на любом специализированном предприятии с использованием стандартного оборудования и технологий.The claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability", as it can be implemented at any specialized enterprise using standard equipment and technologies.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2784104C1 true RU2784104C1 (en) | 2022-11-23 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071552C1 (en) * | 1993-05-14 | 1997-01-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for isolation of nonuniform oil stratum |
| US6039128A (en) * | 1996-07-26 | 2000-03-21 | Hydro Drilling International S.P.A. | Method and system for obtaining core samples during the well-drilling phase by making use of a coring fluid |
| RU2418948C1 (en) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Procedure for geological examination of wells |
| US20130073207A1 (en) * | 2011-09-16 | 2013-03-21 | Ingrain, Inc. | Characterization Of Subterranean Formation Properties Derived From Quantitative X-Ray CT Scans Of Drill Cuttings |
| RU2553739C2 (en) * | 2010-06-07 | 2015-06-20 | Сименс Акциенгезелльшафт | Method and device for determination of local spatial extent of phase of valuable material mineral in rock |
| RU2731842C1 (en) * | 2017-08-10 | 2020-09-08 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Methods and systems for determining bulk density, porosity and pore size distribution of a subsurface formation |
| RU2753964C1 (en) * | 2020-11-16 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Method for determining oil displacement coefficient |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2071552C1 (en) * | 1993-05-14 | 1997-01-10 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for isolation of nonuniform oil stratum |
| US6039128A (en) * | 1996-07-26 | 2000-03-21 | Hydro Drilling International S.P.A. | Method and system for obtaining core samples during the well-drilling phase by making use of a coring fluid |
| RU2418948C1 (en) * | 2009-10-07 | 2011-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Фация" | Procedure for geological examination of wells |
| RU2553739C2 (en) * | 2010-06-07 | 2015-06-20 | Сименс Акциенгезелльшафт | Method and device for determination of local spatial extent of phase of valuable material mineral in rock |
| US20130073207A1 (en) * | 2011-09-16 | 2013-03-21 | Ingrain, Inc. | Characterization Of Subterranean Formation Properties Derived From Quantitative X-Ray CT Scans Of Drill Cuttings |
| RU2731842C1 (en) * | 2017-08-10 | 2020-09-08 | Сауди Арабиан Ойл Компани | Methods and systems for determining bulk density, porosity and pore size distribution of a subsurface formation |
| RU2753964C1 (en) * | 2020-11-16 | 2021-08-24 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Method for determining oil displacement coefficient |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Arif et al. | X-ray tomography imaging of shale microstructures: A review in the context of multiscale correlative imaging | |
| Cai et al. | Creeping microstructure and fractal permeability model of natural gas hydrate reservoir | |
| CN107548456B (en) | Estimation of the electrical conductivity of nanoporous materials | |
| US9121808B2 (en) | Procedure for the determination of effective and total porosity of carbonated sedimentary rocks, and morphology characterization of their micro and nanopores | |
| EP1896876B1 (en) | Pore-scale geometric models for interpretation of downhole formation evaluation data | |
| EP2457082B1 (en) | Method for evaluating shaped charge perforation test cores using computer tomographic images thereof | |
| CN107449707A (en) | Three-dimensional characterization determination method and device for quantification of pores with different scales in shale reservoir | |
| US20160369601A1 (en) | Method for estimating petrophysical properties of a hydrocarbon reservoir | |
| US20090259446A1 (en) | Method to generate numerical pseudocores using borehole images, digital rock samples, and multi-point statistics | |
| Galkin et al. | Evaluation of void space of complicated potentially oil-bearing carbonate formation using X-ray tomography and electron microscopy methods | |
| BR112013015288B1 (en) | METHOD TO SCALE UP WITH A DIGITAL ROCK MODELING DATA PROCESSING SYSTEM | |
| WO2015021088A1 (en) | Methods for determining a saturation-height function in oil and gas reservoirs | |
| WO2009126881A2 (en) | Method to generate numerical pseudocores using borehole images, digital rock samples, and multi-point statistics | |
| Zhang | MPS-driven digital rock modeling and upscaling | |
| Jarzyna et al. | X-ray computed microtomography—a useful tool for petrophysical properties determination | |
| Mahmoud et al. | Digital rock physics (DRP) workflow to assess reservoir flow characteristics | |
| Holt et al. | Petrophysical laboratory measurements for basin and reservoir evaluation | |
| Mellal et al. | Multiscale Formation Evaluation and Rock Types Identification in the Middle Bakken Formation | |
| Vasilyev et al. | Solution of the Stokes equation in three-dimensional geometry by the finite-difference method | |
| RU2784104C1 (en) | Method for sampling and reconstructing the structure of the sludge to determine the reservoir properties and modeling the filtration and petrophysical characteristics of rocks - the "pseudocore" technology | |
| CN113348458B (en) | Method and system for evaluating hydrocarbons in a heterogeneous formation | |
| Pinto | An integrated approach based on coreflooding and digital rock physics techniques to rock porosity and permeability characterization | |
| RU2778354C1 (en) | Method and system for estimating the hydrocarbon reserves in an inhomogeneous layer | |
| Arsenyev-Obraztsov | Generation of Petrophysical Parameters for Forecasting of Oil and Gas Deposits Development, Digital Core and Multi-scale | |
| RU2817122C1 (en) | Method for determining filtration properties of cavernous-fractured reservoirs |