Estimation of wettability from well log and laboratory measurements for clastic rocks

• Autorzy: Lis-Śledziona Anita

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2020.07.01

Warianty tytułu

PL

Estymacja zwilżalności przy wykorzystaniu danych geofizyki wiertniczej oraz pomiarów laboratoryjnych w skałach klastycznych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

This paper presents a unique method to calculate a wettability index based on well log data and laboratory measurements performed on cores. The subject of the research is middle Cambrian sandstone located in the offshore part of the Baltic Basin. Cambrian oil production horizons have a form of structural traps associated with faults. In the research, the measured wettability values using the Amott– Harvey test and available well log data were used. In the first stage, the dependence between different petrophysical parameters and measured wettability index values was analysed. The average pore sizes and capillary water content were calculated. It was noted that capillary water saturation and pore sizes that build the pore space have an impact on wettability. Analyses of 10 wells enabled the development of an equation to calculate the saturation exponent N. Then, the results of the N parameter were compared against the values from the Amott– Harvey test and a continuous curve of wettability on the Amott–Harvey scale was calculated. Other objectives of this study included assessments of the effect of wettability on formation resistivity, water saturation, and relative permeability to oil and water in the sandstone reservoir. The last part of the performed work included rock-typing and determination of the variability of wettability, water saturation, and relative permeability for each unit. Rock-typing was performed using Principal Component Analysis and the K-mean clustering method. As an input, calculated and core-calibrated permeability and porosity values were used. The reservoir was divided into three classes. The final stage of work indicated the dominant wettability system in the reservoir.

PL

Artykuł prezentuje nowatorską metodę obliczania zwilżalności przy wykorzystaniu danych geofizyki wiertniczej oraz pomiarów laboratoryjnych wykonanych na rdzeniach. Obszar badań to piaskowce kambru środkowego zlokalizowane w morskiej części basenu bałtyckiego. Akumulacje ropy w tym złożu zlokalizowane są w pułapkach strukturalnych i mają związek z występowaniem uskoków. W pracy jako dane wejściowe wykorzystano wyniki zwilżalności oznaczone laboratoryjnie na próbkach przy wykorzystaniu testu Amotta–Harvey'a oraz dostępne pomiary geofizyki wiertniczej. Celem pracy było także zbadanie wpływu zwilżalności na oporność skały, wartości współczynnika nasycenia wodą oraz zbadanie zależności pomiędzy zwilżalnością a rozmiarem porów budujących przestrzeń porową. Pierwszy etap pracy obejmował obliczenie zawartości wody kapilarnej średnich wielkości porów. Zauważono, że wyliczone parametry zależą od pomierzonej zwilżalności – to spostrzeżenie pozwoliło na zdefiniowanie wzoru do wyznaczania parametru zwilżalności N. Następnie uzyskaną ciągłą krzywą obrazującą zmiany zwilżalności wzdłuż całego analizowanego interwału zbiornikowego korelowano z wartościami z testu Amotta–Harvey'a, co pozwoliło na wyliczenie zwilżalności ośrodka w skali Amotta–Harvey'a (–1; –1). W kolejnym etapie analizowano wpływ zwilżalności na rzeczywistą oporność formacji, współczynnik nasycenia wodą oraz względną przepuszczalność dla wody i ropy. Ostatnia część wykonanych prac objęła podział piaskowców kambru środkowego na jednostki jednorodne hydraulicznie i określenie zmienności zwilżalności, współczynnika nasycenia wodą i względnej przepuszczalności w każdej z wydzielonych klas. Wydzielenie jednostek jednorodnych hydraulicznie zostało przeprowadzone na podstawie analizy składowych głównych oraz grupowania metodą k-średnich. Ostatnim etapem było określenie dominującego w złożu systemu zwilżalności.

Słowa kluczowe

EN

wettability; water; oil; relative permeability; water saturation; Amott–Harvey test; hydraulic flow units

PL

zwilżalność; przepuszczalność względna; woda; ropa; współczynnik nasycenia wodą; test Amotta-Harvey’a; jednostki jednorodne hydraulicznie

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2020
• Tom: R. 76, nr 7
• Strony: 431--440
• Opis fizyczny: Bibliogr. 30 poz.

Twórcy

autor

Lis-Śledziona Anita

• Oil and Gas Institute – National Research Institute

Bibliografia

• Al-Sayari S., 2009. The Influence of Wettability and Carbon Dioxide Injection on Hydrocarbon Recovery. Imperial College of London.
• Amott E., 1959. Observations relating to the wettability of porous rock. Trans. AIME, 216: 156–162.
• Anderson G.A., 2006. Simulation of Chemical Flood Enhanced Oil Recovery Processes Including the Effects of Reservoir Wettability. The University of Texas at Austin, USA.
• Anderson W.G., 1986a. Wettability Literature Survey. Part 2: Wettability Measurement. Journal of Petroleum Technology, 38(12):1246–1262.
• Anderson W.G., 1986b. Wettability literature survey. Part 1: Rock/oil/brine interactions and the effects of core handling on wettability. Journal of Petroleum Technology, 38(11): 1125–1144.
• Anderson W.G., 1987a. Wettability literature survey – Part 4: Effects of wettability on capillary pressure. Journal of Petroleum Technology, 39:1283–1300.
• Anderson W.G., 1987b. Wettability literature survey part 5: The effects of wettability on relative permeability. JPT J. Pet. Technol., 39(11), 1453–1468. DOI: 10.2118/16323-PA.
• Craig F.F., 1971. The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding. SPE Monograph Soc. of Pet. Eng., Richardson, Texas.
• Crain's Petrophysical Handbook. <https://spec2000.net/09-wettability.htm> (accessed: 09.09.2019).
• Desbrandes R., 1989. In Situ Wettability Determination Improves Formation Evaluation. Petroleum Engineer International, 61(5).
• Donaldson E.C., Alam W., 2008. Wettability. Gulf Publishing Company, Texas.
• Falode O., Manuel E., 2014. Wettability Effects on Capillary Pressure, Relative Permeability and Irreducible Saturation Using Porous Plate. Journal of Petroleum Engineering, 14: 1–12.
• Gharbi O., Blunt M.J., 2012. The impact of wettability and connectivity on relative permeability in carbonates: A pore network modeling analysis. Water Resources Research, 48(12): 12513. DOI: 10.1029/2012WR011877.
• Hotelling H., 1933. Analysis of a complex of statistical variables into principal components. Journal of Educational Psychology, 24(6): 417–441. DOI: 10.1037/h0071325.
• Jerauld G.R., Rathmell J.J., 1997. Wettability and Relative Permeability of Prudhoe Bay: A Case Study in Mixed-Wet Reservoirs Conference. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/28576-PA.
• Karnkowski P.H., Pikulski L., Wolnowski T., 2010. Petroleum geology of the Polish part of the Baltic region – an overview. Geological Quarterly, 54(2): 143–158.
• Kashif M., Cao Y., Yuan G., Asif M., Javed K., Mendez J.N., Khan D., Miruo L., 2019. Pore size distribution, their geometry and connectivity in deeply buried Paleogene Es1 sandstone reservoir, Nanpu Sag, East China. Petroleum Science, 16(5): 981–1000. DOI:10.1007/s12182-019-00375-3.
• Kułynycz V., 2017. The influence of wettability on the petrophysical parameters of reservoir rocks. AGH Drilling, Oil, Gas, 34(3): 775–784. DOI: 10.7494/drill.2017.34.3.775.
• Majkrzak M., 2016. Analiza przepływu płynów złożowych w skałach zbiornikowych. Nafta-Gaz, 8: 610–618. DOI: 10.18668/NG.2016.08.04.
• Masalmeh S.K., 2002. The effect of wettability on saturation functions and impact on carbonate reservoirs in the Middle East. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/78515-MS.
• Montaron B., 2007. A quantitative model for the effect of wettability on the conductivity of the porous rocks. Society of Petroleum Engineers. DOI: 10.2118/105041-MS.
• Morrow N.R., 1990. Wettability and its effect on oil recovery. Journal of Petroleum Technology, 42(12): 1476–1484.
• Natari G.N., 2015. Role of Rock Wettability on Relative Permeability and Capillary Pressure Behavior. Universiti Teknologi PETRONAS Final Year Project Academic Subject: Academic Department – Petroleum Geosciences – Petrophysics – Petrophysical data acquisition.
• Park J., Baek K., Lee M., Chung Ch., Wang S., 2017. The Use of the Surface Roughness Value to Quantify the Extent of Supercritical CO2 Involved Geochemical Reaction at a CO2 Sequestration Site. Applied Sciences, 7(572). DOI: 10.3390/app7060572.
• Pearson K., 1901. LIII On lines and planes of closest fit to systems of points in space. The London, Edinburgh, and Dublin Philosophical Magazine and Journal of Science, 2(11): 559–572. DOI: 10.1080/14786440109462720.
• Raza S.H., Treiber L.E., Archer D.L., 1968. Wettability of reservoir rocks and its evaluation. Prod. Mon., 32(4): 2–7.
• Sikorska M., Jaworowski K., 2007. Ewolucja porowatości w piaskowcach kambru z polskiej części Morza Bałtyckiego. Biuletyn Państwowego Instytutu Geologicznego, 427: 79–110.
• Tiab D., Donaldson E.C., 2015. Petrophysics: Theory and Practice of Measuring Reservoir Rock and Fluid Transport Properties. Fourth Edition, Gulf Professional Publishing is an imprint of Elsevier.
• Zalewska J., Cebulski D., 2010. Wyniki laboratoryjnych badań własności elektrycznych skał. Nafta-Gaz, 4: 251–256.
• Zawisza L., Nowak J., 2012. Metodyka określania parametrów filtracyjnych skał na podstawie kompleksowej analizy danych geofizyki otworowej. Wydawnictwa Akademii Górniczo-Hutniczej im. St. Staszica w Krakowie.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2020).