Modele zmian ściśliwości przestrzeni porowej mioceńskich skał zbiornikowych z rejonu zapadliska przedkarpackiego

• Autorzy: Nowak Krzysztof

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2023.10.02

Warianty tytułu

EN

Models of changes in the pore compressibility of Miocene reservoir rocks from the Carpathian Foredeep region

• Języki publikacji: PL

Abstrakty

PL

Ściśliwość porowa skał jest jednym z istotnych parametrów wykorzystywanych w trakcie badań złóż węglowodorów. Nieprawidłowe oszacowanie tego czynnika, a co za tym idzie – porowatości pierwotnej w warunkach in situ, prowadzi do błędów w szacowaniu zasobów złóż węglowodorów. Dotychczasowe próby opisania zależności pomiędzy porowatością mierzoną w ramach rutynowych badań petrofizycznych a ściśliwością porową doprowadziły do powstania szeregu modeli umożliwiających oszacowanie współczynnika ściśliwości porowej. Niestety, w trakcie prac zaczęto zauważać, że wyniki otrzymane na podstawie modeli nie mogą zastąpić badań laboratoryjnych, a jedynie służyć jako narzędzie pomocnicze. Dodatkowo wykazano, że uzyskane rezultaty różnią się w zależności od litologii, miejsca pochodzenia próbek i ciśnień, w jakich były badane. Doprowadziło to do powstawania coraz większej liczby modeli o różnym przeznaczeniu. W artykule użyto kilku najpopularniejszych modeli służących do oceny współczynnika ściśliwości piaskowców, które próbowano dopasować do uzyskanych wyników eksperymentalnych. Obiektem badań było 20 próbek piaskowców i heterolitów z rejonu zapadliska przedkarpackiego o porowatości od kilku do dwudziestu kilku procent. Przebadano je pod kątem właściwości petrofizycznych takich jak porowatość i przepuszczalność, a także dokonano analizy petrograficznej. Następnie przeprowadzono badanie ściśliwości porowej i wykonano analizę zależności pomiędzy ściśliwością a porowatością. Po uzyskaniu wyników eksperymentalnych porównano je z wynikami otrzymanymi na podstawie modeli literaturowych. W wyniku analizy statystycznej wytypowano najlepszy z modeli, który następnie został zmodyfikowany z wykorzystaniem języka R i środowiska Posit w celu jak najlepszego dopasowania do danych laboratoryjnych. Pozwoliło to na opracowanie modelu, który w porównaniu z dostępnymi modelami pozwala z dużo większą dokładnością przewidzieć współczynnik ściśliwości porowej piaskowców i heterolitów z zapadliska przedkarpackiego.

EN

The pore compressibility of rocks is a crucial parameters used in studying hydrocarbon deposits. Inaccurate calculations of this parameter, along with the initial porosity of reservoir rocks under geostatic pressure conditions, can result in errors when estimating the capacity and potential scale of hydrocarbon accumulation. Owing to the challenges associated with conducting these measurements and their time-consuming nature, for more than fifty years, several authors have endeavoured to describe the relationship between the initial porosity measured from the obtained cores in surface conditions and the pore compressibility. These efforts led to the development of many models that allow for the calculation of the pore compressibility coefficient using the initial porosity as a basis. Unfortunately, during the course of these studies, it became evident that the results derived from models cannot substitute laboratory tests but only serve as an auxiliary tool. In addition, the results vary depending on the lithology, and the pressures applied during testing. This has led to the creation of an increasing number of models for various purposes. In the following article, multiple well-known sandstone models were used and compared with laboratory test findings. Finally, a new model was formulated, tailored to the examined rock samples. The study focused on 20 samples of sandstones and heteroliths sourced from the Carpathian Foredeep with a porosity spectrum ranging from a few to twenty percent. The samples were tested to assess their petrophysical characteristics, including porosity and permeability alongside a petrographic analysis. Then, pore compressibility tests were conducted, and an examination of the correlation between compressibility and porosity was carried out. After obtaining the experimental data, a comparatice analysis was performed, contrasting the obtained results with those derived from existing literature models. As a result of a statistical analysis, the best model was identified and subsequently adjusted using the R language and the Posit environment to optimize its alignment with the laboratory data. This resulted in the creation of a model that, in contrast to existing models, allows for significantly enhanced accuracy in predicting the pore compressibility coefficient for selected sandstones and heteroliths originating from the Carpathian Foredeep.

Słowa kluczowe

PL

ściśliwość porowa; porowatość; model; piaskowiec; objętość porów

EN

pore compressibility; porosity; model; sandstone; pore volume

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2023
• Tom: R. 79, nr 10
• Strony: 640--650
• Opis fizyczny: Bibliogr. 14 poz., rys.

Twórcy

autor

Nowak Krzysztof

• Instytut Nafty i Gazu – Państwowy Instytut Badawczy

Bibliografia

• Aloki Bakhtiari H.A.V., Moosavi A., Kazemzadeh E., Goshtasbi K., Esfahani M.R., Vali J., 2011. The effect of rock types on pore volume compressibility of limestone and dolomite samples. Geopersia, 1(1): 37–82. DOI: 10.22059/jgeope.2011.22163.
• Carpenter C.B., Spencer G.B., 1940. Measurements of compressibility of consolidated oil-bearing sandstones. Report 3540, United States Department of the Interior, Bureau of Mines.
• Cicha-Szot R., 2018. Współczynnik ściśliwości skał i płynów – parametr petrofizyczny, który należy uwzględnić, czy który można pominąć w charakterystyce złóż surowców płynnych? Nafta-Gaz, 74(6): 451–456. DOI: 10.18668/NG.2018.06.05.
• da Silva Jr G.P., Franco D.R., Stael G.C., de Oliveira Lima M.C., Martins R.S.A., de Moraes França O., Azeredo R.B.V., 2015. Petrophysical studies of north American carbonate rock samples and evaluation of pore-volume compressibility models. Journal of Applied Geophysics, 123: 256–266. DOI: 10.1016/j.jappgeo.2015.10.018.
• Farahani M., Aghaei H., Saki M., Asadolaphour S.R., 2022. Prediction of pore volume compressibility by a new non-linear equation in carbonate reservoirs. Energy Geoscience, 3(3): 290–299. DOI:10.1016/j.engeos.2022.04.005.
• Fatt I., 1958. Compressibility of sandstones at low to moderate pressures. AAPG Bulletin, 42(8): 1924–1957. DOI: 10.1306/0BDA5B8E-16BD-11D7-8645000102C1865D.
• Hall H.N., 1953. Compressibility of reservoir rocks. Journal of Petroleum Technology, 5(1): 17–19. DOI: 10.2118/953309-G.
• Horne R.N., 1990. Modern well test analysis, a computer-aided approach. Petroway Inc.
• Jalalh A.A., 2006. Compressibility of porous rocks: Part II. New relationships. Acta Geophysica, 54(4): 399–412. DOI: 10.2478/S11600-006-0029-4.
• Newman G.H., 1973. Pore-volume compressibility of consolidated, friable, and unconsolidated reservoir rocks under hydrostatic loading. Journal of Petroleum Technology, 25(2): 129–134.
• Nowak K., 2022. Analiza współczynnika ściśliwości piaskowców o zróżnicowanych parametrach petrofizycznych w zmiennych warunkach ciśnień porowych i nadkładu. Nafta-Gaz, 78(7): 503–512.DOI: 10.18668/NG.2022.07.02.
• Schutjens P., Heidung W., 2012. On the pore volume compressibility and its application as a petrophysical parameter. 9th Biennial International Conference & Exposition on Petroleum Geophysics,Hyderabad.
• Zimmerman R.W., 1986. Compressibility of two-dimensional cavities of various shapes. Journal of Applied Mechanics, 53(3): 500–504. DOI: 10.1115/1.3171802.
• Zimmerman R.W., 1990. Compressibility of sandstones. Elsevier. ISBN: 9780080868875.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa nr SONP/SP/546092/2022 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2024).