Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Wyznaczanie przepuszczalności skał klastycznych czerwonego spągowca z wykorzystaniem sztucznych sieci neuronowych

Jarzyna J., Ujma M.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 2

85-96

PL

Celem badań było opracowanie efektywnej metody wyznaczania przepuszczalności w jednostkach skalnych o jednakowych zdolnościach przepływu mediów z wykorzystaniem sztucznych sieci neuronowych (SSN). Technika SSN pozwoliła na obliczenie przepuszczalności w interwałach lub otworach, w których laboratoryjne pomiary przepuszczalności nie są dostępne. Pracę z SSN rozpoczęto od wybrania reprezentatywnego zbioru danych. Obejmował on wyniki różnorodnych badań laboratoryjnych na próbkach skał oraz wartości parametrów mierzonych podczas profilowań geofizyki otworowej, a także wyniki kompleksowej interpretacji profilowań. Zbiór został wykorzystany do uczenia sieci. Optymalne sieci mogą być zastosowane do przewidywania przepuszczalności w innych interwałach tego samego otworu lub innych otworach. W pracy przedstawiono wyniki testów wykonanych w celu utworzenia dobrej jakości SNN. Wykorzystano wyniki badań porowatości i przepuszczalności na próbkach piaskowców czerwonego spągowca z niżu polskiego oraz wyniki profilowań geofizyki otworowej. Do obliczeń zastosowano programy Statistica (StatSoft) i Techlog (Schlumberger).

EN

The aim of the studies, was to construct an effective permeability model in rocks, of similar ability to media flow, using artificial neural networks (ANN). This methodology enables calculating permeability in uncored intervals and wells. At first a representative dataset was selected for training purposes, using laboratory data, well logs and well logging interpretation results. The best quality artificial neural networks created in this study can be used to predict permeability in the same well at different uncored intervals or in other wells. The results of a few tests performed during this study in order to create a good quality ANN are presented. Porosity and permeability data from the Rotliegend sandstone cores of the Polish Lowland and well logging data were used. All calculations were done using Statistica (StatSoft) and Techlog (Schlumberger) applications.

2

Podział skały zbiornikowej na jednostki o jednakowych właściwościach hydraulicznych w celu dokładniejszego wyznaczania przepuszczalności podczas modelowania przepływów w złożu gazu

Jarzyna J., Ha Quang M.

Przegląd Geologiczny

|

2009

|

Vol. 57, nr 11

996-1003

EN

Petrophysical parameters such as porosity and permeability and bulk density are input data for modeling hydrocarbon flow in reservoirs with the use of Eclipse® program (Schlumberger). The modeling is preceded by preliminary works comprising division of reservoir into hydraulic (flow) units, HU, and their characterization by geometrical and geological factors. Flow Zone Index, FZI, is a factor enabling easier description of movement of media in pore space only on the basis of combination of permeability and porosity. Then, HUs are determined on the basis of FZIs. The tested gas deposit belonged to a group of typical Miocene reservoirs from the Polish part of the Carpathian Foredeep. In this deposit, gas accumulations are related to deltaic sediments represented by sandstone and mudstone layers of various thickness, and heterolites with claystone, mudstone and sandstone intercalations. In the case of this deposit, the wealth of laboratory data made possible credible differentiation of FZI and HU. The tested methodology can also be applied to investigations of reservoirs bearing potable, mineral and geothermal water as well as those used for storage of sequestrated carbon dioxide.

3

Variability of the Rotliegend sandstones in the Polish part of the Southern Permian Basin - permeability and porosity relationships

Jarzyna J., Puskarczyk E., Bała M., Papiernik B.

Annales Societatis Geologorum Poloniae

|

2009

|

Vol. 79, No 1

13-26

EN

The Flow Zone Index, FZI, applied to order relations between the effective porosity and permeability of the Rotliegend sandstones in the Polish part of the Southern Permian Basin turns out to be a useful and effective factor to evaluate ability of media flow in a rock formation. A dataset of over 2000 samples from 78 wells was analysed. Based only on porosity and permeability, FZI includes all non-parameterized features of rocks as tortuosity and diameters of porous channels, volume of trapped parts of capillary roads, specific surface of pore space, and others. When FZI increases, the ability of fluid to move through the porous space increases. In most cases, the Rotliegend sandstones reveal FZI in the range of 0.5-2.0. The highest FZI, ca. 100, is related to fractured part of the studied formation. The combination of FZI and facies information from several wells in the study area (over 1200 samples) showed a good correlation. On the basis of FZI we can divide a set of samples of the Rotliegend sandstone into groups of defined fluid flow abilities and relate them to facies. Also, we show the way of estimation of the reliable values of permeability in full geological log of a borehole on the basis of FZI, and the total porosity determined from well logging interpretation.