Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Displacement efficiency in tight sandstone based on fractional flow curve using relative permeability data

Khlaifat Abdelaziz Lafi

Journal of Geotechnology and Energy

|

2021

|

Vol. 38, no. 4

5--10

EN

In tight gas sandstone, relative permeability is an essential special core analysis dynamic test that can be used to estimate injectivity, secondary recovery, production rate, reservoir simulation, residual gas saturation, and effective water management. Having about 65% of hydraulic fracturing fluid not to flow back and stay in the reservoir results in having the tight sandstone gas reservoir to involve multi-phase flow, namely water and gas. During the hydraulic fracturing job both imbibition and forcibly imbibition processes take place while during fracturing fluid cleanup and gas production drainage flow becomes dominant. The steady state flooding process was used to measure the relative permeability curves for a tight sandstone core sample collected from Travis Peak Formation at a depth of 8707 ft. The measurement process involved the performance of a series of steady state experiments with different gas-water injection ratios. The fractional flow curve has been plotted, based on the measured relative permeability, and used to calculate the displacement efficiency for flow through such tight porous media. The measurement showed relatively high irreducible water saturation (31%) and low residual gas saturation (6%). The measured gas relative permeability decreased slowly at a constant rate with increased wetting fluid saturation. The obtained fractional flow curve does not follow the s-shape behavior observed in a conventional reservoir. The results obtained showed that displacement efficiency can be enhanced by increasing water viscosity. Water viscosity can be increased by adding some polymer materials, however this is beyond the scope of this paper.

2

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.

3

The influence of wettability on the petrophysical parameters of reservoir rocks

Kułynycz V.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

Vol. 34, no. 3

775--785

EN

Knowledge of the reservoir rock wettability and its influence on petrophysical properties is a key factor to determine the mechanisms and assess the efficiency of oil recovery. In the reservoir rock at the presence of different liquids, it is very important to obtain information about the type of wettability of the rock. Since the understanding of the relationship between wettability and distribution of water and oil in the pore space is necessary to assess the efficiency of oil recovery. Wettability is one of the main parameters that determines the position of the liquid in the reservoir pore space and fluid flow. Wettability affects the properties of petrophysical rock containing hydrocarbons, among others, saturation, capillary pressure, relative permeability, electrical properties of reservoir rocks. Also affects the multiphase flow in porous media. The aim of this article is to characterize the petrophysical parameters of rocks dependent wettability, an overview of the research state of the impact of wettability on the selected petrophysical parameters and presents directions of the future research.

4

Predicting relative permeability from experimental capillary pressure porous plate test for two phase flow

Czarnota R., Janiga D., Stopa J., Wojnarowski P.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

Vol. 34, no. 2

323--334

EN

Relative permeabilities relationships as a function of fluids saturation are one of the most important parameters for describing multiphase flow processes in reservoir rocks. When direct laboratory tests are not available for investigating oil-water multi-phase flow in rocks, then indirect prediction techniques using relative permeability functions are widely used, e.g. from capillary pressure test. In this study the measurement of capillary pressure was performed on rocks plugs with different characteristics at reservoir conditions using porous plate method. During measurement semi-permeable membrane was used with 15 bar threshold pressure, what allowed to register formation water saturation, at changing differential pressures steps. Desaturation at each pressure stage was continued until no more produced liquid was observed. Water saturation point at maximum capillary pressure applied is assumed to be final irreducible water saturation. Application of porous plate method provides sufficient stabilization time, allowing to achieve uniform saturation distribution. In this research, Brook-Corey model was used to predict relative permeability from experimental measured capillary pressure data for oil-water phase flow in porous media. As a result, it is possible to obtain more accurate capillary pressure outcomes, and relative permeability curves for the two-phase system, than other methods used in practice. Performing capillary pressure measurements at reservoir conditions, allows to restore the processes occurring in the reservoir.

5

Microscale modeling of CO2-EOR process in coupling with laboratory measurements

Janiga D., Czarnota R., Stopa J., Wojnarowski P.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2017

|

Vol. 34, no. 1

37--47

EN

Application of enhance oil recovery methods (EOR) as carbon dioxide injection (CO2-EOR) can increase technological or economical production indicators. For the evaluation of process effectiveness, full scale simulation model is used. Numerical models require large number of high quality geological and production data. However, the necessary data may be uncertain therefore microscale laboratory experiment and modeling can provide a knowledge to understand the fluid flow phenomena. In this paper the authors propose an integrated decision model coupling laboratory measurements of displacement with the numerical simulation of flow. First step consists of routine rock properties determination, after that core sample geometry, porosity and permeability were reconstructed in numerical reservoir simulator. Simple core model was combined with relative permeability measurements for oil - water and oil - carbon dioxide as well as fluid properties. Calibrated to laboratory measurements simulation model was used to analyze the process of CO2-EOR and evaluation of its effectiveness depending on technological parameters.

6

Analiza przepływu płynów złożowych w skałach zbiornikowych

Majkrzak M.

Nafta-Gaz

|

2016

|

R. 72, nr 8

610--618

PL

W artykule przedstawiono wyniki badań laboratoryjnych mających na celu ocenę typu zwilżalności 13 próbek piaskowców kambryjskich. Wstępną charakterystykę przeprowadzono na podstawie pomiarów przepuszczalności względnej, a jej trafność zweryfikowano poprzez ich korelację z kolejno wykonanymi: analizą nasycenia nieredukowalnego dla wody złożowej (Swi), testem Amotta (Iw), analizą ciśnienia przebicia dla solanki metodą przepływową (Pthflow) – współczynnik sczerpania (RFI), symulacją procesu nawadniania dla wody złożowej (RFII). Wykonano pomiary wielkości kąta kontaktu na granicy solanka–ropa naftowa–skała złożowa dla 3 analizowanych próbek. Podjęto próbę wskazania metody zastępczej dla pomiarów przepuszczalności względnej, która potwierdzi wyznaczony typ zwilżalności „pierwotnej”.

EN

The paper presents laboratory measurements results, performed in order to evaluate the type of wettability for 13 samples of Cambrian Sandstone. Preliminary characterization was carried out, based on relative permeability measurements which were correlated with additional analysis: irreducible water saturation (Swi), Amott test, threshold pressure for continuous injection approach (Pthflow) – recovery factor (RFI), water flooding simulation for brine (RFII). Additionally, contact angle measurements for brine/oil/rock system were carried out. An attempt was made to indentify an alternative method for the measurement of relative permeability which will be the most congenial with the designated “primary” wettability type.

7

The influence of wettability on oil recovery

Kulynych V.

AGH Drilling, Oil, Gas

|

2015

|

Vol. 32, no. 3

493--502

EN

Understanding the mechanism by which oil is displaced from the porous medium requires knowledge about the role of wetting and capillary forces during EOR. Knowledge of the eff ect of wettability on oil production is also a key point for understanding the behavior of multiphase flows in the reservoir. A literature review indicates that wettability is one of the ma in factors controlling and regulating the distribution of oil and water in the reservoir rock. Therefore, the resolution of problems associated with the calculation of oil resources, operation and analysis of core deposits, must take into account the wettability of rock. Therefore, the study of such phenomena as wettability is still valid today. In the paper reservoir rock wettability and its types were desc ribed. Direct and indirect methods of determining the wettability were characterized, the graph of capillary pressure is used to characterize the wettability. In order to determine the effect of wettability on multiphase flow in porous media are discussed petrophysical parameters: capillary pressure, relative permeability and hydrocarbon saturation of the rock. Characterized wettability of each of Characterized wettability of each of carbonate and sandstone reservoirs.

8

Problemy ograniczania dopływu wody do odwiertów wydobywczych gazowych i ropnych

Falkowicz S., Dubiel S., Cicha-Szot R.

Gospodarka Surowcami Mineralnymi

|

2012

|

T. 28, z. 1

125-136

PL

W publikacji przedstawiono wybrane wyniki badań laboratoryjnych dotyczące ograniczania dopływu wody złożowej do odwiertów wydobywczych gazu i ropy. Przeanalizowano wpływ nasycenia wodą gazonośnych utworów miocenu z rejonu zapadliska przedkarpackiego na ich przepuszczalność względną dla gazu. Dokonano przeglądu literatury pod kątem oceny rezultatów uzyskanych w zabiegach zmniejszania przepuszczalności względnej skał gazonośnych i roponośnych dla wody. Na podstawie testów laboratoryjnych dokonano próby oceny skuteczności zmian przepuszczalności względnej dla solanki i azotu próbek piaskowca szydłowieckiego pod wpływem oddziaływania czterech wyselekcjonownych produktów chemicznych w postaci polimerów oraz mikrożeli. Badania laboratoryjne wykazały, że trend zmian przepuszczalności jest również silnie powiązany z zastosowanym produktem - modyfikatorem przepuszczalności względnej (RPM). Ponadto, skuteczność działania cieczy zabiegowej zależy od prędkości przepływu (wydatku przepływu) solanki przez testowaną próbkę skały - skuteczność działania testowanego preparatu jest tym większa, im wydatek przepływu solanki jest mniejszy. Wyniki testów wykazały selektywne działanie badanych produktów. W przypadku produktu nr 1 uzyskano średnie spadki przepuszczalności na poziomie 60% dla solanki oraz 18% dla gazu. W przypadku zastosowania produktu nr 2 opartego na technologii mikrożeli zaobserwowano znaczące obniżenie względnej przepuszczalności skały dla wody, z małym wpływem na przepuszczalność dla węglowodorów. Zmiany przepuszczalności dla solanki testowanych próbek piaskowca zawierały się w przedziale od 65 do 90%, a dla gazu wynosiły około 50%.

EN

In this study some of the experimental results of water shut-off treatments in oil and gas production wells were presented. The effect of water saturation of Miocene rocks of the Carpathian Foredeep on the relative permeability to gas was analyzed. Also, wide review of the worldwide publications from the point of view of the results obtained in water shut-off treatments in oil and gas formation was presented. Based on experimental results efficiency of relative permeability modification of sandstone from Szydłowiec to brine and nitrogen by four selected chemicals polymers and microgels was evaluated. Experimental results indicated that trend changes of permeability modification strongly depends on the fluid used in the RPM treatment. Moreover, efficiency of permeability modification to brine depends on flow rate of brine through the core - the lower brine flow rate the higher efficiency of the RPM treatment. RPM product number 1 caused significant loss of permeability to brine ca. 60% and slight permeability modification to gas ca. 18%. This permeability change to brine and gas was obtained by modification of formation wettability what affects well productivity. In the case of product number 2 which is based on microgels technology, also significant modification of selective permeability to brine was observed. Loss of permeability to brine was in the range of 65 to 90% while to gas ca. 50%.

9

Ocena przydatności magnetycznych nanokrystalicznych rdzeni pakietowanych oraz nanokrystalicznych rdzeni proszkowych

Pinkosz P., Kwiecień M., Błaszczyk T.

Wiadomości Elektrotechniczne

|

2011

|

R. 79, nr 11

18-20

PL

Przedstawiono ocenę przydatności obwodów magnetycznych nanokrystalicznych rdzeni pakietowych i nanokrystalicznych rdzeni proszkowych.

EN

The paper presents an assessment of usability of magnetic circuits with nanocrystalline packed cores and nanocrystalline powdered cores.

10

Water inflow prognosis for the gas wells

Rybicki C., Dubiel S., Blicharski J., Falkowicz S.

Archives of Mining Sciences

|

2006

|

Vol. 51, no 2

241-251

EN

Water inflow to exploratory and production wells is a common phenomena. It can take place already during the process of gas reservoirs testing or in the later stage of gas production. Often it is observed that after some time of a well production, water inflow suddenly increases. Water inflow to the production gas well may cause unprofitable occurrences and is the basic factor which influences the life of the well. At the significant water inflow wells are being closed because of the economic reason. Early water inflow might be caused by unsuitable location of the well perforation in relation to gas-water contact. In presented paper the authors undertook attempt to estimate the magnitude of water inflow to producing gas wells on the basis of relative penneability laboratory measurements for reservoir rocks from the Carpathian Foredeep region of Poland. Conducted analysis of the two phase water-gas flow in Miocene rocks of Carpathian Foredeep show significant influence of water saturation on the water concentration in flowing gas and consequently on the economic aspect of production. This is a consequence of high residual water saturation of these rocks, so that even small increase of water saturation causes high water concentration in produced

PL

Dopływ wody do odwiertów poszukiwawczych lub eksploatacyjnych położonych na złożach gazu ziemnego jest częstym zjawiskiem. Może ono mieć miejsce już w procesie opróbowania horyzontów gazonośnych, względnie później podczas eksploatacji złoża. Często obserwuje się, że po pewnym czasie eksploatacji złoża gazu ziemnego dopływ wody ulega gwałtownemu zwiększeniu. Proces ten powoduje spadek wydobycia gazu oraz znaczny wzrost kosztów związanych z utylizacją wody złożowej. Ponadto, mogą zaistnieć inne niekorzystne zjawiska. Dopływ wody złożowej do odwiertu gazowego jest jednym z podstawowych czynników wpływającym na okres eksploatacji odwiertu. Przy znacznych dopływach wody odwierty są likwidowane ze względów ekonomicznych. W wielu przypadkach przemysłowej eksploatacji zauważa się, że wczesny dopływ wody złożowej do odwiertu gazowego najczęściej spowodowany jest istnieniem nieszczelności płaszcza cementowego poza rurami okładzinowymi. Oczywistym jest, że nieszczelności te mogą powstać podczas eksploatacji złoża, lecz najczęściej dzieje się to bezpośrednio po udostępnieniu złoża odwiertem lub po wykonaniu zabiegów stymulacyjnych. Wczesny dopływ wody może być również spowodowany niewłaściwym umiejscowieniem perforacji rur okładzinowych odwiertu w stosunku do położenia konturu wody złożowej. Dopływ wody złożowej stwierdzony w późniejszym okresie eksploatacji odwiertu gazowego może być spowodowany wzrostem nasycenia wodą skał zbiornikowych wokół niego przez powstanie stożka lub języka wodnego oraz naturalnym sczerpaniem zasobów gazu. W prezentowanym artykule autorzy podjęli próbę prognozowania wielkości dopływu wody do odwiertów gazowych w oparciu o charakterystyki przepuszczalności względnych skał złożowych z rejonu Przedgórza Karpat. Przeprowadzone przez autorów analizy przepływów dwufazowych układów woda - gaz w skałach mioceńskich Przedgórza Karpat wskazują dość jednoznacznie na znaczny wpływ zmiany nasycenia wodą na koncentrację wody w dopływającym gazie a tym samym na ekonomiczny aspekt całej eksploatacji. Związane jest to w dużej mierze znacznymi nasyceniami rezydualnymi wodą, a w wyniku czego niewielki przyrost nasycenia skały wodą powoduje znaczy wzrost koncentracji wody w dopływającym gazie. Uzyskane rezultaty wskazują na fakt, że należy bardzo ostrożnie dowiercać te warstwy, tak aby nie doprowadzić do zmiany nasycenia wodą w strefie przyodwiertowej. Jest to szczególnie ważne podczas cementowania rur okładzinowych gdzie może dochodzić do znacznej infiltracji wody z zaczynu cementowego w warstwę produktywną. Źle przeprowadzony zabieg cementowania może w znacznym stopniu utrudnić późniejszą eksploatację złoża lub czasem ją uniemożliwić. Otrzymane wyniki obliczeń koncentracji wody w dopływającym gazu zamieszczone w tabelach 2 i 3 pozwalają na prognozowanie ilości wody przy planowanym wydatku gazu.

11

Zastosowanie sztucznej sieci neuronowej do uzupełnienia danych zbiornikowych

Darłak B., Włodarczyk M.

Przegląd Geologiczny

|

2001

|

Vol. 49 nr 9

797-803

PL

Przedstawiona praca jest poświęcona nowej metodzie zastosowania sztucznej sieci neuronowej (ANN) w zagadnieniach geologicznych takich jak ocena własności zbiornikowych skał węglanowych w oparciu o wyniki mikroskopowej analizy obrazu, a także odtworzenie przebiegu krzywych przepuszczalności względnej dla kilku typów piaskowców. Za pomocą ANN przeprowadzono analizę możliwości ekstrapolacji wyników badań laboratoryjnych przepuszczalności względnych i komputerowej analizy obrazu. Jako parametry bazowe do symulacji neuronowych wykorzystano wyniki badań porozymetrycznych wraz z analizą krzywych ciśnień kapilarnych oraz przepuszczalność liniową. Stwierdzono że poprawnie skonstruowana baza danych oraz wykonanie rzetelnych statystycznie oznaczeń przepuszczalności fazowej i komputerowej analizy obrazu, a także mikroskopowych analiz na płytkach cienkich umożliwia poprawną ekstrapolację oczekiwanych parametrów. Poprawność symulacji ANN sprawdzono wykonując serie testowych analiz Korelacja danych pomierzonych i wyliczonych ANN jest wysoka i wynosi odpowiednio w 0,98 symulacjach parametrów komputerowej analizy obrazu i 0,89 w symulacjach parametrów przepuszczalności względnych, co jest wystarczającym warunkiem do zastosowania tej metody w dalszych badaniach.

EN

This paper deals with a new method of using Artificial Neural Network (ANN) in solving various geological problems, including reservoir properties assessment of carbonate rocks derived from results of microscopic analysis of images, as well as from reconstruction of relative permeability curves for several sandstone types. Based on ANN, the relative permeability data and results of numerical parameterisations of microscopic analyses of images were perfomed. Porosity permeability, and other parameters, i.e. threshold pressures, specific surfaces and density, obtained during capillary pressure analyses were applied as a database. These studies indicate that the reliable database and properly prepared series of measurements result in good quality of extrapolation of relative permeability and microscopic analysis parameters. In both cases the use of ANN produces good results. The correlation coefficient of experimental and simulated data is high amounting to 0.98 (computer microscopic analysis) and 0.89 (relative permeability), which enable using this method for further investigations.