SU1795095A1 - Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed - Google Patents
Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed Download PDFInfo
- Publication number
- SU1795095A1 SU1795095A1 SU904829133A SU4829133A SU1795095A1 SU 1795095 A1 SU1795095 A1 SU 1795095A1 SU 904829133 A SU904829133 A SU 904829133A SU 4829133 A SU4829133 A SU 4829133A SU 1795095 A1 SU1795095 A1 SU 1795095A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- values
- reservoir
- open porosity
- gas
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Description
Изобретение относится к нефтегазопромысловой геологии, в частности к исследовайию свойств продуктивных (нефтегазосодержащих) пластов (горизонтов), и может быть1использовано при подсчете запасов месторождений нефти и газа.The invention relates to oil and gas field geology, in particular to the study of the properties of productive (oil and gas) strata (horizons), and can be 1 used in calculating the reserves of oil and gas fields.
Известны способы определения подсчетНых (средних) значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенностй продуктивного пласта по материалам геофизических исследований скважин (ГИС), включающие запись кривых скважинных промыслово-геофизических исследований, их интерпретацию с последующим определением искомых подсчет.ных параметров.Known methods for determining the estimated (average) values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation of the reservoir according to the materials of geophysical well surveys (GIS), including recording the curves of well logging and geophysical surveys, their interpretation with the subsequent determination of the desired calculation parameters.
Недостатком этих способов является низкая достоверность получаемых результатов для продуктивных пластов, по кото рым отсутствует надежная петрофизическая база по керну для интерпретации ГИС или нет достоверных сведений о минерализации и составе пластовых вод, а также в случае опресненных пластовых вод.The disadvantage of these methods is the low reliability of the results obtained for productive formations, for which there is no reliable petrophysical core base for interpretation of well logs or there is no reliable information about the salinity and composition of formation waters, as well as in the case of desalinated formation waters.
Наиболее близким по технической сущности к изобретению является известный способ определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта, включающий бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта из расчета не менее 3-х образцов из одного метра керна, определение для каждого из отобранных образцов коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, определение нижних пределов кондиционного коллектора, разделение образцов на коллекторы и неколлекторы с поThe closest in technical essence to the invention is a known method for determining the estimated values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation of the reservoir, including drilling, core sampling from the reservoir from the calculation of at least 3 samples from one meter of core, determination for each of the selected samples coefficients of open porosity and oil and gas saturation, determination of the lower limits of the conditional collector, separation of samples into collectors and non-collectors with
1795095 А1 следующим расчетом искомых подсчетных значений как среднеарифметических или средневзвешенных величин из определенных на образцах коллекторов значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности.1795095 A1 by the following calculation of the required calculated values as arithmetic or weighted average values from the values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation determined on the samples of the collectors.
Недостатком этого способа является низкая достоверность получаемых результатов, из-за того, что при бурении скважин керн из продуктивного пласта, как правило, полностью не отбирается (по техническим, геологическим и др. причинам), вследствие чего определенные данным способом подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности могут существенно отличаться от действительных, что приводит к погрешностям в оценке запасов месторождений нефти и газа. Наиболее значительные погрешности этот способ дает в двух случаях: на стадии оперативной оценки запасов месторождений нефти и газа, связанных с новыми малоизучнеными продуктивными пластами, когда количество проанализированных образцов керна весьма незначительно; на стадиях оперативной и окончательной оценки запасов месторождений нефти и газа, приуроченных к продуктивным пластам, сложенным рыхлыми, набухающими или другими породами, керн из которых плохо отбирается.The disadvantage of this method is the low reliability of the results, due to the fact that when drilling wells, the core from the reservoir, as a rule, is not completely selected (for technical, geological and other reasons), as a result of which the calculated values of the coefficients of open porosity determined by this method and oil and gas saturations may differ significantly from the real ones, which leads to errors in the estimation of reserves of oil and gas fields. This method gives the most significant errors in two cases: at the stage of an operational estimation of oil and gas reserves associated with new little-studied productive formations, when the number of core samples analyzed is very small; at the stages of operational and final assessment of reserves of oil and gas fields confined to productive formations composed of loose, swellable or other rocks, the core of which is poorly selected.
Целью изобретения является повышение достоверности определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта.The aim of the invention is to increase the reliability of determining the estimated values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation of the reservoir.
Поставленная цель достигается тем, что в способе определения подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности продуктивного пласта, включающем бурение скважин, отбор образцов керна из продуктивного пласта, определение для каждого из отобранных образцов коэффициентов открытой пористости (Кпо) и нефтегазонасыщенности (Кнг), дополнительно определяют фазовую проницаемость каждого из отобранных образцов керна (КПр), по полученным данным строят графики зависимостей Knp=f(Kno) и KnP=f(KHr), проводят испытания продуктивного пласта й пробуренных скважинах, определяют его фазовую проницаемость в каждой скважине, находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта, по которому на построенных графиках находят искомые подсчетные .значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности.This goal is achieved by the fact that in the method for determining the estimated values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation of the reservoir, including drilling, core sampling from the reservoir, determining for each of the selected samples the coefficients of open porosity (KPO) and oil and gas saturation (Kng), additionally determine phase permeability of each of the selected core samples (Example K) from the data plotted Knp = f (Kno) and Kn P = f (K H r ), the test is carried produk ivnogo reservoir minutes drilled wells, it is determined permeabilities in each well, are the average value of the phase permeability of the producing formation, wherein in the graphs are constructed Volumetrics The values of the unknown coefficients of open porosity and hydrocarbon saturation.
Изобретение основано на следующем.The invention is based on the following.
Подсчетные значения коэффициентов открытой пористости (Кпо. ср) и нефтегазонасыщенности (Кнг.ср) известным способом зависят от освещенности продуктивного пласта керном. Поскольку полная т.е. 100%ная, освещенность керном разрезов пласта по скважинам практически не достижима, то значения Кпо.ср и Кнг.ср и соответствующие им.средние значения фазовой проницаемости по образцам керна (Кпр.ср) всегда в той или иной степени отличаются от действительных величин этих параметров, которыми обладает данный пласт. Обычно значения Кпо.ср., Кнг. ср и Кпр. Ср искажаются в сторону занижения, т.к. при бурении скважин керн хуже всего отбирается из лучших коллекторов.The calculated values of the coefficients of open porosity (Kpo.sr) and oil and gas saturation (Kng.sr) in a known manner depend on the illumination of the reservoir by core. Since complete i.e. 100%, the core illuminance of the section of the reservoir through the wells is practically unattainable, then the values of Kpo.sr and Kng.sr and the corresponding average values of phase permeability for core samples (Kpr.sr) always differ to some extent from the actual values of these parameters that this layer has. Usually the values of Kp.sr, Kng. Wed and CR. C p distorted in the direction of understatement, tk. when drilling wells, the core is worst selected from the best reservoirs.
Фазовая проницаемость по результатам испытания (гидродинамических исследований) скважин (К’пр) по своей физической сути аналогична фазовой проницаемости по керну (Кпр). Однако значение К'Пр характеризует среднее значение фазовой проницаемости интервале испытания пласта в скважине, а значение Кпр дает оценку фазовой проницаемости лишь в единичной точке пласта, соизмеримой с объемом проанализированного образца керна.The phase permeability according to the results of testing (hydrodynamic studies) of the wells (K'pr) is in its physical essence similar to the phase permeability along the core (Kpr). However, the value of K ' P p characterizes the average value of phase permeability during the test interval of the formation in the well, and the value of Kpr estimates the phase permeability only at a single point in the formation, commensurate with the volume of the analyzed core sample.
Наиболее достоверную оценку фильтрационных свойств пласта дает среднее значение фазовой проницаемости по результатам испытания скважин (К'пр.ср), т.к. это .значение, в отличие от значения К4р.ср, не зависит от освещенности пласта керном.The most reliable assessment of the filtration properties of the formation is given by the average value of phase permeability according to the results of well testing (K'pr.sr), because this .value, in contrast to the value of K4r. Wed , does not depend on the illumination of the reservoir core.
Между фильтрационными и емкостными свойствами пород обычно имеют место тесные связи.Close ties are usually found between the filtration and reservoir properties of the rocks.
Основываясь на указанных предпосылках и выполнив входящие в предложенный способ действия, в.том числе определив по образцам керна значения Кпо, КНг, Кпр и установив по этим значениям зависимости Κπρ=ί(Κπο) и KAp=f(KHr) для конкретного продуктивного пласта, а также определив значение Кпр.ср по данным испытания скважин, можно по значению Кпр. ср и полученным зависимостям определить Искомые подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и’нефтегазонасыщенности, как это показано на фиг. 1 и в чем и заключается суть предложенного способа. Подсчетные значения этим способом будут более достоверными, т.к., в отличие от известного способа они уже зависят от освещенности пласта керном.Based on the above assumptions and following the steps included in the proposed method, including determining the values of K by , K N g, Kpr from core samples and establishing the dependences Κπρ = ί (Κπο) and KAp = f (K H r) from these values for a specific reservoir, as well as determining the value of Kpr.sr according to well test data, it is possible by the Kpr value. cf and the obtained dependencies to determine the required calculated values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation, as shown in FIG. 1 and what is the essence of the proposed method. The calculated values in this way will be more reliable, because, in contrast to the known method, they already depend on the core illumination.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
Бурят скважины (или одну скважину) с отбором керна из продуктивного пласта в пределах конкретного месторождения неф5 ти или газа. В отличие от известного способа, нет необходимости стремиться обеспечить сплошной и полный отбор керна из пласта, т.к. для реализации предложенного способа достаточно получение зависимостей Knp=f(Kno) и Кпр=1(^нг).Wells (or one well) are drilled with coring from the reservoir within a particular oil or gas field. In contrast to the known method, there is no need to strive to ensure continuous and complete coring from the reservoir, because To implement the proposed method, it is sufficient to obtain the dependencies Knp = f (Kno) and Knr = 1 (^ ng).
Отбирают образцы из поднятого керна двя последующего определения на них значений Кпо. Кнг и КПр. В отличие от известного способа, нет необходимости отбирать большое количество образцов, которое при традиционной методике обычно исчисляется тысячами штук, а вполне достаточно отобрать 25-50 образцов. Отобранные образцЫ должны представлять все коллекторские рёзности пласта.Samples are taken from the raised core for two subsequent determination of Kpo values on them. Kng and K P r. In contrast to the known method, it is not necessary to take a large number of samples, which in the traditional methodology usually amounts to thousands, and it is quite enough to take 25-50 samples. Selected samples should represent all reservoir reservoirs.
Определяют на каждом из отобранных образцов коэффициенты открытой пористости (Кпо), нефтегазонасыщенности (КНг) и значения фазовой проницаемости (КПр). Значения Кпо, Кнг и КПр определяют существующими лабораторными способами. Для определения Кнг вначале замеряют существующими лабораторными способами значение коэффициента остаточной водонаёыщенности (К8О), а значение Кнг рассчитывают по формуле КНг=1-Кво. Значение Knjj для газовых пластов замеряют при фильтрации через образец с остаточной водой газа (воздуха), а для нефтяных пластов нефти.The coefficients of open porosity (Kp), oil and gas saturation (K N g) and phase permeability (K P p) are determined on each of the selected samples. The values of Kpo, Kng and K P p determined by existing laboratory methods. To determine Kng, the value of the coefficient of residual water saturation (K 8O ) is first measured by existing laboratory methods, and the Kng value is calculated by the formula K N g = 1-Quo. The Knjj value for gas reservoirs is measured by filtration through a sample with residual gas (air) water, and for oil reservoirs of oil.
Строят по полученным при лабораторных исследованиях образцов керна данным графики зависимостей ΚΠρ=ί(ΚΠο) и Knp=f(KHr). Пример таких зависимостей для продуктивных пластов Западно-Озерного газового месторождения Чукотки показан на фиг. 1. В отдельных случаях, когда для конкретного пласта отсутствует или является слабой зависимость Knp=f(Kno), но присутствует тесная связь Κπρ=ί(ΚΠ3φ), то для такого пласта с помощью предложенного способа можно определять подсчетное значение коэффициента эффективной пористости (Кпэф), представляющего произведение коэффициента открытой пористости на коэффициент нефтегазонасыщенности. Поскольку в формулы подсчета запасов нефти и газа входит произведение Кпо.ср.Кнг.ср, то для подсчета запасов без разницы: определяп>-ли раздельно значения Кпо.ср и Кнг.ср или сразу определить значение КПэфср. Пример зависимости Κπρ=ί(Κπ3φ) для продуктивного пласта Нижне-Квакчикского газоконденсатного месторождения Камчатки показан на фиг. 2.The dependency graphs Κ Π ρ = ί (Κ Π ο) and Knp = f (K H r) are constructed from the core samples obtained in laboratory studies. An example of such relationships for the productive formations of the West Ozerny gas field of Chukotka is shown in FIG. 1. In some cases, when the dependence K n p = f (Kno) is absent or weak for a particular formation, but there is a close relationship Κπρ = ί (Κ Π 3φ), then using this method it is possible to determine the estimated value of the coefficient effective porosity (Kef), which is the product of the coefficient of open porosity by the coefficient of oil and gas saturation. Since the formula for calculating oil and gas reserves includes the product Kpo.sr.Kng.sr, then for the calculation of reserves it does not matter: it is determined> whether the values of Kpo.sr and Kng.sr are separately or immediately determine the value of K P eff. An example of the dependence Κπρ = ί (Κπ 3 φ) for the reservoir of the Nizhne-Kvakchik gas condensate field of Kamchatka is shown in FIG. 2.
Испытывают продуктивный пласт в скважинах и определяют его фазовую проницаемость по результатам скважинных гидродинамических исследований по каж дому объекту испытания (К’пр), т.е. получают ряд значений К'пр, количество которых соответствует количеству испытанных объектов. Работы проводят по общепринятой при испытании нефтяных и газовых скважин технологии. Испытание пласта возможно как в эксплуатационной колонне скважины, так и в открытом (необсаженном) стволе скважины с помощью комплекта испытательных инструментов на трубах (КИИ-146). Объект испытания может охватывать либо часть пласта в разрезе скважины, либо весь пласт. Однако желательно, чтобы интервал объекта испытания был однородным по материалам ГИС.'They test the productive formation in the wells and determine its phase permeability according to the results of borehole hydrodynamic studies for each test object (K’pr), i.e. get a number of K'pr values, the number of which corresponds to the number of tested objects. The work is carried out according to the generally accepted technology for testing oil and gas wells. Testing of the formation is possible both in the production casing of the well and in the open (uncased) wellbore using a set of testing tools on pipes (KII-146). The test object can cover either part of the formation in the context of the well, or the entire formation. However, it is desirable that the interval of the test object be uniform across the GIS materials. '
Находят среднее значение фазовой проницаемости продуктивного пласта по данным испытания скважин (К'пр.ср). Значение К'пр.ср определяют как средневзвешенное по объему газовой или нефтяной залежи пласта конкретного месторождения. При таком определении К'пр.ср используют только значения К'пр, полученные при испытании газовых или нефтяных объектов. Для оценки К’пр.ср используют общепринятую в нефтяной геологии методологию определения средневзвешенных по объему залежи параметров.Find the average value of the phase permeability of the reservoir according to well testing (K'pr.av.). The value of K'pr.sr is defined as the weighted average by the volume of the gas or oil deposits of the reservoir of a particular field. With such a determination, K'pr.sp. uses only the K'pr values obtained from testing gas or oil objects. To assess K’spr, we use the generally accepted methodology in petroleum geology for determining the parameters weighted by the volume of the reservoir.
Определяют искомые подсчетные значения коэффициентов открытой пористости (К’по.ср) и нефтегазонасыщенности (К’нг.ср) по установленному значению К'пр.ср и выявленным зависимостям ΚΠρ=ί(Κπο) и Knp=f(KHr) для конкретного продуктивного пласта. Методика определения указанных подсчетных параметров показаны на фиг. 1 и заключается в том, что на оси ординат графиков откладывают установленное по материалам испытания скважин значение К’пр.ср и находят по графикам соответствующие ему значения коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, которые и будут искомыми подсчетными значениями К’по.ср и К’нг.ср. Возможен и другой путь определения ИСКОМЫХ значений К’по.ср и К’нг.ср, аналогичный с вышеописанным по достигаемому результату и заключающийся в том, что устанавливают уравнения регрессии выявленных зависимостей, подставляют в эти уравнения значение К'пр.ср и находят искомые подсчетные параметры. В тех же случаях, когда отсутствует или является слабой зависимость Knp=f(Kno), но присутствует тесная зависимость Κπρ=ί(ΚΠ3φ), то для таких пластов с помощью предложенного способа определяют подсчетное значение коэффициента эффективной пористости, как это показано на фиг. 2.The required calculated values of the coefficients of open porosity (K'po.sr) and oil and gas saturation (K'ng.sr) are determined from the established value of K'pr.sr and the revealed dependencies Κ Π ρ = ί (Κπο) and K n p = f (K H r) for a particular reservoir. The methodology for determining these calculation parameters is shown in FIG. 1 and lies in the fact that on the ordinate axis of the graphs, the K'pr.av.value set by the well test materials is postponed and the values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation corresponding to it are found on the graphs, which will be the desired calculated values of K'po.av. and K ' ng.sr There is another way to determine the SEARCH values of K'po.sr and K'ng.sr, similar to the one described above for the achieved result and consisting in the fact that they establish the regression equations of the revealed dependencies, substitute the value of K'pr.sp. in these equations and find the desired counting parameters. In the same cases when the dependence K n p = f (Kno) is absent or weak, but the close dependence Κπρ = ί (Κ Π 3φ) is present, then for such formations, using the proposed method, the calculated value of the coefficient of effective porosity is determined, such as shown in FIG. 2.
Достоверность результатов, получаемых с помощью предложенного способа, проверена на Нижне-Квакчикском газоконденсатном месторождении Камчатки, запасы которого были приняты ГКЗ СССР, причем подсчетные значения коэффициентов открытой пористости и газонасыщенности определялись в то время известным способом и составили: Кпо.ср.=0’.21, Кг.ср.=0,45 или Кпэф.ср=0,21 0,45=0.0945. Это месторождение выбрано для проверки предложенного способа потому, что определенные для него известным способом п.одсчетные значения можно принять в качестве эталонных, т.к. при разведке данного месторождения был достигнут весьма редкий в практике нефтегазоразведочных работ очень высокий вы нос керна из продуктивного пласта, составивший в среднем 74%, т.е. имела место очень высокая освещенность пласта керном, а в таких случаях, как следует из приведенных выше предпосылок предложенного способа, известный и предложенный способы должны давать близкие результаты. Следовало проверить это на практике. Для опробования предложенного способа выполнены необходимые действия, в том числе для продуктивного пласта месторождения принята показанная на фиг. 2 зависимость Κπρ=ί(Κπ3φ), т.к. зависимость ΚΠρ=ί(ΚΠο) для данного пласта недостаточно тесная. Среднее значение фазовой проницаемости пласта по материалам испытания 16 газовых объектов в скважинах составило КАр.ср.= =4,4'10'3 мкм2. Используя это значение, по графику зависимости на фиг. 2 находим подсчетное значение КАэф.ср предложенным способом, составившее 0,095. Иными словами, получаем практическое равенство подсчетных значений известным способом Кпэф=0,0945 и предложенным Кпэф=0,095, что свидетельствует о достоверности результатов, получаемых с помощью предложенного способа, и позволяет использовать его при определении подсчетных значений продуктивных пластов, для которых известные способы имеют низкую достоверность. Из данного примера хорошо видно.и сопутствующее преимущество предложенного способа, заключающееся в том, что при высокой достоверности получаемых результатов реализация предложенного способа требует меньших затрат средств. Так, в частности, для определения подсчетных значений Кпо.ср и Кг. ср известным способом на Нижне-Квакчикском месторождении потребовалось отобрать большое количество керна, проанализировать около 1,5 тысячи образцов и определить соответствующее количество значений Кпо и Кг, в то время как предложенный способ при получении подсчетных значений такой же высокой достоверности позволил бы на данном месторождении резко сократить затраты по отбору керна и его лабораторным анализам.The reliability of the results obtained using the proposed method was verified at the Nizhne-Kvakchikskoye gas condensate field of Kamchatka, the reserves of which were accepted by the State Reserves Committee of the USSR, and the calculated values of the coefficients of open porosity and gas saturation were determined in a known manner at that time and amounted to: Kp.avg = 0 '. 21, Kg.sr = 0.45 or Kef.sr = 0.21 0.45 = 0.0945. This field was selected for verification of the proposed method because the calculated numerical values determined for it in a known manner can be taken as reference, because During the exploration of this field, a very high core removal from the reservoir was achieved, which was very rare in the practice of oil and gas exploration, which amounted to an average of 74%, i.e. there was a very high core illumination of the formation, and in such cases, as follows from the above background of the proposed method, the known and proposed methods should give similar results. It should be checked in practice. In order to test the proposed method, the necessary actions were performed, including the one shown in FIG. 2 the dependence Κπρ = ί (Κπ3φ), since the dependence ΚΠρ = ί (ΚΠο) for this layer is not close enough. The average value of the phase permeability of the formation according to the test materials of 16 gas objects in the wells was Kar.avg = = 4.4'10 ' 3 μm 2 . Using this value, according to the plot of FIG. 2 we find the calculated value KAef.sr by the proposed method, amounting to 0.095. In other words, we obtain the practical equality of the calculated values in the known manner Kef = 0.0945 and the proposed Kef = 0.095, which indicates the reliability of the results obtained using the proposed method and allows it to be used in determining the estimated values of productive formations, for which the known methods have low reliability. From this example it is clearly visible. And the concomitant advantage of the proposed method, namely, that with high reliability of the results obtained, the implementation of the proposed method requires less money. So, in particular, to determine the estimated values of Kpo.sr and Kg. Wed known manner on the Lower Kvakchikskoye field required to select a large number of cores, about 1.5 analyze thousands of samples and determine the appropriate amount of KPO values and K r, while the proposed method for the preparation of calculation values of the same high reliability would allow on this field dramatically reduce the cost of coring and laboratory analysis.
Вышеизложенные результаты опробования предложенного способа позволило внедрить его при оперативной оценке запасов Западно-Озерного газового месторождения Чукотки, связанного с недавно открытыми продуктивными пластами, из которых имелось незначительное количество керна, т е. данное месторождение относится к объектам, для которых известный способ (прототип) может давать результаты низкой достоверности. Следует сказать, что и известные способы определения подсчетных значений по материалам ГИС (способыаналоги) дают для данного месторождения результаты, имеющие условный характер, по причине отсутствия надежной петрофизической базы по керну для интерпретации ГИС, а также из-за наличия слабоминёрализованных (опресненных) пластовых вод. Продуктивные горизонты месторождения сложены рыхлыми, набухающими в водных растворах песчаниками и алевролитами. Горизонты малоизученные. На момент внедрения имелось всего 19 проанализированных образцов, результаты лабораторных определений по которым приведены в таблице. По этим результатам определены подсчетные значения Кпо.ср и Кг. ср известным .способом, для чего вначале образцы были разделены на коллекторы и неколлекторы с помощью граничного для газосодержащего коллектора значения абсолютной газопроницаемости (Капр), принятого по аналогии с Нижне-Квакчикским месторождением Камчатки равным 0,6-10’3 мкм2. В соответствии с этим, образцы, имеющие значения .КаПр, превышающие 0,6-10’3 мкм2, были отнесены к коллекторам. Таких образцов коллекторов оказалось 14 (см. таблицу). Затем были рассчитаны подсчетные значения Кпо.ср и Кг.ср известным способом как среднеарифметические величины из имеющихся определений Кпо и Кг по 14 образцам коллекторов. Определенные таким образом подсчетные значения известным способом составили: Кпо.ср=0,26, Кг.ср=0,43. В дальнейшем определялись подсчетные значения предложенным способом, для чего вначале были определены значения КПр по образцам керна (см. таблицу), построены по полученным данным графики зависимостей на фиг. 1, проведено испытание скважин и определено среднее значение фазовой проницаемости по материалам испытания скважин К'пр.ср.=57-103 мкм2 с последующим опре9 делением, как это показано на фиг. 1, подсчетных значений предложенным способом, составивших в данном случае: Кп0.ср= =0,30, к;.ср =0,60.The above results of testing the proposed method made it possible to implement it in the rapid assessment of the reserves of the West Ozerny gas field of Chukotka associated with recently discovered productive formations, of which there was a small amount of core, i.e. this field refers to objects for which the known method (prototype) may give low confidence results. It should be said that the well-known methods for determining the estimated values from well logging data (analog methods) give conditional results for a given field due to the lack of a reliable petrophysical core base for interpreting well logs and also due to the presence of poorly mineralized (desalinated) formation water . The productive horizons of the field are composed of loose sandstone and siltstones that swell in aqueous solutions. Horizons are poorly studied. At the time of implementation, there were only 19 analyzed samples, the results of laboratory determinations for which are shown in the table. Based on these results, the calculated values of Kpo.sr and Kg are determined. using a known method, for which, at first, the samples were divided into collectors and non-collectors using the absolute gas permeability (K a pr) boundary for a gas-containing reservoir, adopted by analogy with the Nizhne-Kvakchiksky Kamchatka field equal to 0.6-10 ' 3 μm 2 . In accordance with this, samples having .K and Pr values exceeding 0.6-10 ' 3 μm 2 were assigned to collectors. There were 14 such samples of collectors (see table). Then the values were calculated Volumetrics Kpo.sr Kg.sr known manner and as the arithmetic mean value of the existing definitions CPO and K to 14 g samples of collectors. Volumetrics thus determined values in a known manner as follows: Kpo.sr = 0.26, K d = 0.43 .sr. In the future, calculated values were determined by the proposed method, for which the values of K P p were first determined from core samples (see table), and the dependency graphs in Figs. 1, a well test was carried out and the average value of phase permeability was determined from the well test materials K'pr.av. = 57-10 3 μm 2 , followed by determination, as shown in FIG. 1, the calculated values of the proposed method, which amounted in this case: Kp 0. Cf = = 0.30, k ;. avg = 0.60.
Следовательно, известный способ дает по Западно-Озерному месторождению значения Кпо.ср=0,26 и Кг.ср=0,43, а предложенный способ дает значения Кпо.ср.=0,30 и Кг.Ср=0,60, т.е. предложенный способ дает существенно более высокие значения, которое, исходя из предпосылок способа и результатов его опробования, являются бол^е достоверными, чем значения, полученные известным способом. Поскольку в соответствии с формулами подсчета запасов величина запасов находится в прямой пропорциональной зависимости от принимаемых подсчетных значений коэффициентов открытой пористости и нефтегазонасыщенности, то из приведенных результа тов видно, что использование предложенного способа позволяет значительно повысить оценку запасов данного месторождения, т.е. дает возможность получить существенный дополнительный прирост разведенных запасов газа.Therefore, the known method gives the values of Kpo.sr = 0.26 and Kg.sr = 0.43 for the West Ozernoye deposit, and the proposed method gives the values of Kpo.sr. = 0.30 and Kg. With p = 0.60, i.e. the proposed method gives significantly higher values, which, based on the prerequisites of the method and the results of its testing, are more reliable than the values obtained in a known manner. Since, in accordance with the reserve calculation formulas, the reserves are in direct proportion to the accepted calculated values of the coefficients of open porosity and oil and gas saturation, it can be seen from the above results that using the proposed method can significantly increase the estimate of reserves of this field, i.e. makes it possible to obtain a significant additional increase in diluted gas reserves.
Таким образом, предложенный способ, обеспечивая повышение достоверности определения искомых подсчетных значений, позволяет получить значительные дополнительные приросты разведанных запасов нефти и газа, а также дает возможность существенно удешевить геологоразведочные работы за счет резкого сокращения отбора керна в скважинах и его лабораторных исследований. Поскольку геологоразведочные работы на нефть и газ ведутся в очень больших объемах, то использование предложенного способа в масштабах страны может дать громадный экономический эффект.Thus, the proposed method, providing an increase in the reliability of determining the required calculated values, allows to obtain significant additional increments of the explored oil and gas reserves, and also makes it possible to significantly reduce the cost of exploration due to a sharp reduction in core sampling in wells and its laboratory research. Since geological exploration for oil and gas is carried out in very large volumes, the use of the proposed method on a national scale can have a huge economic effect.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904829133A SU1795095A1 (en) | 1990-05-28 | 1990-05-28 | Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU904829133A SU1795095A1 (en) | 1990-05-28 | 1990-05-28 | Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1795095A1 true SU1795095A1 (en) | 1993-02-15 |
Family
ID=21516337
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU904829133A SU1795095A1 (en) | 1990-05-28 | 1990-05-28 | Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1795095A1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523776C2 (en) * | 2009-06-22 | 2014-07-20 | Петрочайна Компани Лимитед | Method for quantitative calculation of saturation of fractured reservoir with hydrocarbons |
| RU2681801C1 (en) * | 2018-04-26 | 2019-03-12 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for determining the linear resources of the hydrocarbon reserves of a non-traditional reservoir of the jurassic high-carbon formation |
| RU2696669C1 (en) * | 2018-08-15 | 2019-08-05 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Method of predicting open porosity at depth below bottomhole |
| RU2717740C1 (en) * | 2019-05-28 | 2020-03-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Open porosity prediction method in the space between wells |
| CN113818859A (en) * | 2020-06-19 | 2021-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Limit well spacing determination method, limit well spacing determination method and limit well spacing determination device for low-permeability oil reservoir |
-
1990
- 1990-05-28 SU SU904829133A patent/SU1795095A1/en active
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2523776C2 (en) * | 2009-06-22 | 2014-07-20 | Петрочайна Компани Лимитед | Method for quantitative calculation of saturation of fractured reservoir with hydrocarbons |
| RU2681801C1 (en) * | 2018-04-26 | 2019-03-12 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for determining the linear resources of the hydrocarbon reserves of a non-traditional reservoir of the jurassic high-carbon formation |
| RU2696669C1 (en) * | 2018-08-15 | 2019-08-05 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Method of predicting open porosity at depth below bottomhole |
| RU2717740C1 (en) * | 2019-05-28 | 2020-03-25 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт физики Земли им. О.Ю. Шмидта Российской академии наук | Open porosity prediction method in the space between wells |
| CN113818859A (en) * | 2020-06-19 | 2021-12-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Limit well spacing determination method, limit well spacing determination method and limit well spacing determination device for low-permeability oil reservoir |
| CN113818859B (en) * | 2020-06-19 | 2024-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | Limiting well spacing determining method, judging method and device for low-permeability oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Chang et al. | Effective porosity, producible fluid and permeability in carbonates from NMR logging | |
| RU2315339C2 (en) | System for petrophysical evaluation in real time | |
| CN106951660A (en) | Sea facies clastic rock horizontal well reservoir logging interpretation method and device | |
| Machado et al. | Carbonate petrophysics in wells drilled with oil-base mud | |
| RU2386027C1 (en) | Definition method of current condensate saturation in hole-bottom region in gas-condensate reservoir bed | |
| Wimmers et al. | Integration of sedimentology, petrophysics and rock typing as key to understanding a tight gas reservoir | |
| Aziz et al. | The Mishrif reservoir characteristics utilizing well log data interpretation in the Fauqi Oilfield in Maysan, Southern Iraq | |
| SU1795095A1 (en) | Method to determine coefficients of open porosity and oil and gas saturation of pay bed | |
| Looyestijn | Distinguishing fluid properties and producibility from NMR logs | |
| Menger et al. | Can NMR porosity replace conventional porosity in formation evaluation? | |
| Murphy et al. | Evaluation of waterflood residual oil saturations using log-inject-log procedures | |
| Worthington | Petrophysical estimation of permeability as a function of scale | |
| Nandi et al. | Core-Independent saturation height function from NMR logs in carbonates-A must in current oil price environment | |
| RU2043495C1 (en) | Method for determination of rock oil saturation | |
| Kumar et al. | Advanced Vertical Interference Test Modeling by Considering Petrophysical and Image Based Rock Typing for a Better Kv Estimation in a Heterogeneous Reservoir-A New Workflow | |
| Slot-Petersen et al. | Nmr Formation Evaluation Applications In A Complex Low-Resistivity Hydrocarbon Reservoir | |
| Kristiawan et al. | Influence of Pore Geometry and Structure on Capillary Pressure J-Function Prediction: An Applicable Technique for a Case Study of the Baturaja Formation in the Jabung Block | |
| Al Ghifari et al. | A Critical Review on Characterization and Development Techniques for Low-Resistivity Pays across Indonesia’s Prominent Basins | |
| Herdiyanti et al. | A Discovery of the New Indonesia's Hydrocarbon Reserves through Selective Combination of Advance Wireline Logging Data: A Case Study of Akasia Maju Field, Indonesia | |
| Turco et al. | Permeability and Saturation Evaluation in Deepwater Turbidite Utilizing Logging-While-Drilling Low-Gradient Magnetic Resonance | |
| Chuanhang et al. | Evaluation of Water-flooded Zones with NMR Logging and Conventionalwell-loggingdata | |
| CN117569799A (en) | Method for identifying sandstone air layer and dry layer by using flushing zone and stratum water porosity | |
| Thern et al. | Formation Evaluation Using NMR, Mud Gas, and Triple-Combo Data–A Norwegian Logging-While-Drilling Case History | |
| Umirova et al. | PREPARATION OF CALCULATION PARAMETERS ACCORDING TO LOGGING DATA FOR 19-24 PRODUCTIVE HORIZONS OF THE UZEN FIELD | |
| Oifoghe et al. | Formation Evaluation of Magnetic Resonance Logging-While-Drilling Data Recorded at a High Rate of Penetration |