Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

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

Lis-Śledziona Anita

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 7

431--440

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.

2

Petrophysical rock typing and permeability prediction in tight sandstone reservoir

Lis-Śledziona Anita

Acta Geophysica

|

2019

|

Vol. 67, no. 6

1895--1911

EN

In this paper, the low-permeability reservoir was subdivided into several units based on three models; in the first model, porosity, permeability, pore sizes, and shale volume were used as an input in the heterogeneous rock analysis clustering workflow to define rock units; in the second model, rock types were defined using flow zone index. The third flow unit discriminator was proposed by the author; the model is based on relation between porosity, permeability, irreducible water saturation, and pore size distribution. Also, Wyllie–Rose equation for permeability in tight reservoir was core-calibrated, and coefficients e, d, and Kw were established. The reservoir is built of thin layers of sandstones with variable porosity, permeability, pore sizes, and irreducible water. The research was performed in two wells where as input well log data, the laboratory results of mercury injection porosimetry, permeability measurements, and nuclear magnetic resonance data were used. Furthermore, it was investigated whether the presence of fractures identified on XRMI images were strictly related to one flow unit.

3

Integration of core, well logging and 2D seismic data to improve a reservoir rock model : a case study of gas accumulation in the NE Polish Carpathian Foredeep

Man H. Q., Jarzyna A.

Geological Quarterly

|

2013

|

Vol. 57, No. 2

289–-306

EN

Geological models play a crucial role in the description and simulation of fluid flow of both hydrocarbon- and water-bearing strata. Methodology, based on the hydraulic flow unit build on the basis of core plug data combined with rock types determined from logs and 3D seismic cubes generated on the basis of 2D seismic sections is presented. It works as a possible exploration tool for the Miocene gas accumulations in the Carpathian Foredeep of Poland. Deterministic and stochastic, geostatistical methods were used to construct a static reservoir model from 2D seismic sections, lithological data and hydraulic flow unit data. A pseudo-3D seismic volume was generated from all of the 2D seismic data available, in order to aid the modelling of hydraulic flow units. This approach is applicable to other reservoirs, where the availability of seismic data is limited. This study demonstrates that even without 3D seismic data and with limited well log data, the proposed hydraulic flow unit approach can be successfully applied to reservoir modelling through the integration of diverse data sets for a wide range of scales.