Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Quantitative characterization of unconventional (tight) hydrocarbon reservoir by integrating rock physics analysis and seismic inversion: a case study from the Lower Indus Basin of Pakistan

Talib Maryam, Durrani Muhammad Zahid Afzal, Palekar Arshad Hussain, Sarosh Bakhtawer, Rahman Syed Atif

Acta Geophysica

|

2022

|

Vol. 70, no 6

2715--2731

EN

The paper demonstrates a successful application of Bayesian classification method to accurately predict petrophysical properties and lithofacies classification in the deep unconventional (tight gas) hydrocarbon resource potential of early Cretaceous in the Lower Indus Basin of Pakistan. To explore the true potential for exploration and development phases, we quantitatively characterized the tight gas reservoir based on an integrated methodology using the Bayesian approach constraint with rock physics analysis which utilized deterministic petrophysical results from a well information to extract the desired lithofacies at seismic scale. The employed methodology relied on stepwise sequential integration of all available data through petrophysical, rock physics analysis and seismic inversion technique. Simultaneous inversion approach is used to invert elastic properties for reservoir interpretation. Seismic-based petrophysical properties are predicted using regression analysis by establishing a functional relationship between well logs for Sembar formation. The rock physics template (acoustic impedance versus Vs/ Vs ratio) model helped to differentiate lithological units of sand and shale in the well. Three lithofacies (HC sands, shale and shalier sand) are properly classified in rock physics template, and their probabilities are accurately defined using Bayes’ theorem. Finally, estimated lithofacies and hydrocarbon probability map from the Bayesian approach are meticulously validated from well data. The quantitative seismic reservoir characterization study provided important support for the unconventional prospect evaluation and hydrocarbon reserve estimations necessary to delineate unexplored parts which could prove helpful in effectively planning for the horizontal well placement and optimal reservoir development.

2

Petrophysical properties prediction of deep dolomite reservoir considering pore structure

Gui Jinyong, Yin Xingyao, Jianhu Gao, Li Shengjun, Liu Bingyang

Acta Geophysica

|

2022

|

Vol. 70, no 4

1507--1518

EN

Prediction of petrophysical properties of deep dolomite reservoir using elastic parameter data is challenging and of great uncertainty. Changes in the petrophysical properties generally induce perturbations in elastic properties. Rock-physics model, which plays a role as a bridge between petrophysical properties and elastic properties, determines the accuracy of inversion for petrophysical properties using elastic properties. Different pore structures lead to variations of rock-physics relationships, and in dolomite reservoir, the influence of pore structure on elastic properties is larger than that of petrophysical properties. We first propose a statistical rock-physics model, in which we consider the effect of pore structure on the nonlinear rockphysical relationship between petrophysical properties and elastic properties of dolomite reservoirs. Then, we propose a Bayesian inversion approach of using elastic properties to predict petrophysical properties and use weight factors to address the difference in accuracy of the input elastic properties in the Bayesian inversion framework. Examples illustrate the proposed approach may produce petrophysical properties of high accuracy for deep dolomite reservoirs.

3

Zmienność ilości i składu gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych w profilu geologicznym otworu z obszaru LGOM

Kania Małgorzata, Janiga Marek, Wciślak Agnieszka

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 1

3--11

PL

Głównym celem badań było określenie zależności ilości i składu chemicznego gazów powstałych podczas procesu degazacji skał zróżnicowanych litologicznie i petrofizycznie w nawiązaniu do przykładowego profilu geologicznego otworu. Dla formacji miedzionośnych określenie tego typu prawidłowości dla różnych typów skał pozwoli na przewidywanie miejsc i kierunków ekshalacji gazowych, a w przyszłości może przyczynić się do utrzymania bezpieczeństwa w kopalniach. Przedmiotem badań były próbki skał pochodzące z wybranego pionowego otworu w obrębie formacji miedzionośnej z rejonu południowej części monokliny przedsudeckiej. Pobrane do badań próbki reprezentowały następujące serie litologiczne: piaskowiec czerwony i szary, dolomit, anhydryt oraz sól kamienną. W celu oceny gazonośności skał o różnym wykształceniu litofacjalnym przebadano skład molekularny oraz ilości wydzielonych gazów desorbowanych i resztkowych w obrębie wybranego otworu pionowego. Dodatkowo wszystkie próbki rdzeniowe poddano badaniom porozymetrycznym oraz przepuszczalności w celu oceny podstawowych parametrów petrofizycznych. Na podstawie uzyskanych wyników można stwierdzić, że ilość wydzielonego gazu resztkowego w całym obrębie profilu otworu doskonale koreluje z właściwościami petrofizycznymi, a dokładniej z wartościami porowatości całkowitej. Próbki pochodzące z serii piaskowcowej (zarówno czerwonego, jak i szarego piaskowca) charakteryzują się najwyższą porowatością całkowitą, sięgającą niemal 25%, i w tych porach zostały skumulowane i zamknięte największe ilości gazu resztkowego. Nieco mniejsze ilości gazu wydzieliły się podczas degazacji próbki dolomitu wapnistego pobranej z głębokości 10,00 m, o stosunkowo wysokiej porowatości całkowitej rzędu 7,3%, a jeszcze mniejsze z głębokości 8,35 m. Z kolei ilości gazu resztkowego dla soli kamiennej (Na1) oraz dla próbek anhydrytu (A1d) utrzymywały się na zdecydowanie niższym poziomie. Duże ilości gazu wydzielone z przestrzeni porowej rdzeni w trakcie procesu degazacji związane są z wysoką zawartością azotu nadmiarowego. Największe jego ilości wydzieliły się z serii piaskowców oraz z próbki dolomitu pobranej z głębokości 10,00 m, a więc z rdzeni o dużej porowatości całkowitej. Z kolei anomalnie wysokie wartości azotu nadmiarowego w gazie desorbowanym stwierdzono w próbce anhydrytu z głębokości 52,00 m (o stosunkowo niskiej porowatości). Obecność azotu nadmiarowego w tej próbce można tłumaczyć selektywną adsorpcją gazu podczas migracji na duże odległości, a także możliwością powstawania lokalnych pułapek gazu.

EN

The main objective of the research was to determine the amount and chemical composition dependence of gases formed during the degassing process of lithologically and petrophysically varied rocks in reference to the geological profile of the borehole. In the case of copper-bearing formations, determining this type of regularity for different types of rocks will make it possible to predict places and directions of gas exhalation. This may contribute, in the future, to maintaining safety in mines. The subject of the research were rock samples from a selected vertical borehole within copper-bearing formation from the southern part of the Fore-Sudetic Monocline. The samples collected for testing represented the following lithological series: red and grey sandstone, dolomite, anhydrite and rock salt. In order to assess the gas-bearing capacity of rocks with different lithofacial structure, the molecular composition and the amount of desorbed and residual gases were tested within selected vertical well. In addition, all core samples were subjected to porosimetric and permeability tests to evaluate the basic petrophysical parameters. Based on the obtained results, it was found that the amount of evaporated residual gas in the whole area of the borehole profile correlates perfectly with petrophysical properties, and more specifically with the values of total porosity. Samples from the sandstone series (both red and grey sandstone) are characterized by the highest total porosity reaching almost 25% and in these rock pores, the largest amounts of residual gas were accumulated and closed. Slightly smaller amounts of gas were separated during the degassing process from the limestone dolomite sample, taken from the depth of 10.00 m with a relatively high total porosity of 7.3%, and even smaller from the depth of 8.35 m. The amount of residual gas for rock salt (Na1) and for anhydrite samples (A1d) remained significantly lower. Large amounts of gas separated from the pore space of cores during the degassing process are associated with a high content of excess nitrogen. The largest amounts were separated from a series of sandstones and from a sample of dolomite, taken from a depth of 10.00 m, i.e. from cores with high total porosity. Additionally, anomalously high values of excess nitrogen in desorbed gas were found in the anhydrite sample, taken from a depth of 52.00 m (with relatively low porosity). The presence of excess nitrogen in this sample can be explained by selective gas adsorption during long-distance migration, as well as the possibility of forming of local gas traps.

4

Analiza dopływu gazu do odwiertu z niejednorodnych formacji o małej przepuszczalności

Rybicki Czesław, Blicharski Jacek, Klimkowski Łukasz, Gonet Kamil

Przemysł Chemiczny

|

2019

|

T. 98, nr 5

805--808

PL

Przedstawiono wyniki modelowania przepływów płynów w niejednorodnych skałach o małej przepuszczalności pod kątem eksploatacji gazu. Przeprowadzono laboratoryjne badania przepływu gazu i wody w próbkach słabo przepuszczalnych skał z obszaru południowej Polski. Określono współczynniki przepuszczalności absolutnej skał oraz przepuszczalności względnej dla nasycenia wodą związaną oraz dla nasycenia gazem resztkowym. Wyniki te wykorzystano do wygenerowania krzywych przepuszczalności względnych. Dane eksperymentalne wykorzystano w numerycznym modelu dopływu gazu do pojedynczego odwiertu pionowego. Na podstawie przeprowadzonych prac badawczych sformułowano wnioski co do perspektyw pozyskiwania gazu z formacji o małej przepuszczalności poprzez otwarcie odpowiednio grubego pakietu skał i uzyskanie ekonomicznie opłacalnej wydajności.

EN

Relative water and gas permeabilities of rocks was detd. under lab. conditions. The results were used to generate the relative permeability curves. Exptl. data were used in the numerical model of gas supply to a single vertical well. Prospects of recovering gas from the low-permeability formations by opening a suitably thick packet of rocks with economically viable efficiency were estd.

5

Ocena jakościowo-ilościowa gazów pochodzących z degazacji rdzeni skalnych na tle właściwości petrofizycznych skał kompleksu miedzionośnego południowej części monokliny przedsudeckiej

Kania Małgorzata, Janiga Marek

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 6

314--323

PL

Przedmiotem badań były próbki rdzeni pochodzące z utworów miedzionośnych, w celu określenia zależności różnego typu parametrów geochemicznych z wykształceniem litologicznym badanych skał w nawiązaniu do badań petrofizycznych. W związku z tym przeanalizowany został zarówno skład molekularny gazów pod kątem obecności azotu nadmiarowego, helu, wodoru, związków siarki i węglowodorów, jak również dokładna ilość wydzielonego gazu. Badania przeprowadzono na próbkach gazu desorbowanego oraz na próbkach gazu resztkowego i na tej podstawie zostały określone pewne prawidłowości zmian jakościowo-ilościowych, co w konsekwencji pozwala na przewidywanie lokalizacji miejsc o zwiększonej akumulacji dla poszczególnych gazów. Dodatkowo analizie statystycznej poddano wybrane właściwości petrofizyczne skał, z których pozyskano gaz. Na podstawie uzyskanych wyników badań można zaklasyfikować skały takie, jak piaskowiec i dolomit wapnisty, jako typy litologiczne o wysokim potencjale akumulacyjnym dla gazów. Zdecydowanie najwyższa ilość gazu resztkowego uzyskana została z serii piaskowców. Nieco mniejsze ilości gazu wydzieliły się z kolei z próbek dolomitu wapnistego. Jeszcze mniejsze zanotowano dla soli kamiennej, a najniższe dla próbek anhydrytowych. Średnie ilości wydzielonego gazu resztkowego doskonale korelują z właściwościami petrofizycznymi, takimi jak: średnie wartości porowatości całkowitej i otwartej, powierzchnia właściwa oraz przepuszczalność. Na podstawie przeprowadzonej analizy, zaobserwowano duże zróżnicowanie oznaczeń zarówno ilościowojakościowych gazów, jak i właściwości petrofizycznych badanych rdzeni piaskowców i dolomitów wapnistych (gdzie mogą być kumulowane duże ilości gazu, co stanowi zasadnicze zagrożenie dla wyrobisk górniczych). Z kolei dostępne wyniki badań dla próbek anhydrytowych oraz soli kamiennej sugerują, że w analizowanym obszarze (pomimo stosunkowo słabych właściwości kolektorskich skał) pojawiają się jednak warunki do wystąpienia lokalnych pułapek gazu w strefach o podwyższonej porowatości.

EN

The subject of the study were core samples originating from copper-bearing deposits, in order to determine the correlation of different types of geochemical parameters with the lithological variation of the studied rocks in reference to petrophysical investigations. The molecular gas composition for the presence of excess nitrogen, helium, hydrogen, sulfur compounds, and hydrocarbons, as well as the exact amount of evolved gas, were examined. The tests were performed on samples of desorbed gas and on residual gas samples, and on this basis certain regularities of qualitative and quantitative changes were determined, which in turn allows to forecast the location of places with increased accumulation of individual gases. Additionally, the petrophysical properties of the rocks from which the gas was obtained, were subjected to statistical analysis. Based on the obtained research results, rocks such as sandstone and calcareous dolomite can be classified as lithological types with high accumulation capacities for gases. It is clear that the highest amount of residual gas was obtained from a series of sandstones, slightly smaller amounts of gas released from the samples of calcareous dolomite; less were noted for rock salt, and the lowest for anhydrite samples. The average amount of separated residual gas perfectly correlates with the petrophysical properties, such as: mean values of total and open porosity, specific surface area, and permeability. On the basis of the analysis, a large diversity of quantitative and qualitative gas coposition determinations, and the petrophysical properties of the studied sandstone and dolomite cores was observed (where large amounts of gas can be accumulated, which is a major threat to mining excavations). In contrast, the available results for anhydrite and rock salt samples suggest that in the analysed area (despite the relatively poor collector properties of rocks), there are conditions for local gas traps in zones with increased porosity.

6

Zastosowanie klasycznych testów hydrodynamicznych do oceny petrofizycznych właściwości niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego typu tight gas

Blicharski J., Szczepaniec M., Rybicki C.

Przemysł Chemiczny

|

2018

|

T. 97, nr 6

867--870

PL

Pokazano możliwość zastosowania klasycznych testów hydrodynamicznych do oceny petrofizycznych właściwości hydraulicznie szczelinowanych złóż typu tight gas. Na bazie skonstruowanego numerycznego modelu złoża w pierwszym etapie wykonano symulację szczelinowania skały, po czym wykonano test Hornera. Interpretację uzyskanych wyników przeprowadzono z wykorzystaniem profesjonalnego oprogramowania do testowania odwiertów. Uzyskane wyniki porównano z petrofizycznymi parametrami skały zadanymi w modelu numerycznym złoża.

EN

On the basis of constructed numerical model of the reservoir, first fracturing of the rock was simulated and then the Horner test was performed. The results were interpreted by using professional software for well testing. The test results agreed with the parameters implemented in the numerical model of the reservoir.

7

Nowoczesne podejście do analizy petrofizycznej skał ze złóż niekonwencjonalnych

Krakowska P., Puskarczyk E., Jędrychowski M., Habrat M., Madejski P.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2016

|

nr 209 wyd. konferencyjne

569--573

PL

Niekonwencjonalne złoża ropy i gazu stanowią wyzwanie interpretacyjne dla petrofizyków. Dobór właściwych metod badawczych jest kluczem do szczegółowej i poprawnej interpretacji przestrzeni porowej skał niskoporowatych i niskoprzepuszczalnych. W pracy zaprezentowano wstępne wyniki rentgenowskiej nanotomografii komputerowej. Realizowany projekt ma także na celu stworzenie specjalistycznego programu do interpretacji petrofizycznej i geologicznej obrazów tomograficznych skał ze złóż niekonwencjonalnych. Opracowana metodyka znajduje także zastosowanie w analizie skał konwencjonalnych.

EN

Unconventional oil and gas reservoirs are challenge for petrophysicists regarding qualitative and quantitative interpretation. Selection of appropriate research methods is the key in detailed and correct analysis of the pore space in this type of rocks. Preliminary results of rese arch are presented in the paper which comprises of the X-ray computer nanotomography results. Research also aims to create special software to interpret petrophysical and geological parameters from tomographic rock images of unconventional reservoirs. The developed methodology is also used in the analysis of conventional reservoirs.

8

Porównanie modeli matematycznych umożliwiających szacowanie przepuszczalności względnej węgli na podstawie ciśnień kapilarnych

Wartak J.

Przegląd Górniczy

|

2015

|

T. 71, nr 12

76--81

PL

Zrozumienie mechanizmów rządzących przepływem w węglu, pozwala na poprawne określenie możliwości transportu i magazynowania metanu w złożach węgla. Przepływ płynów w ośrodku porowatym zależy w głównej mierze od ciśnienia kapilarnego oraz przepuszczalności względnej. Znajomość tych parametrów jest więc niezbędna przy opisywaniu przepływu wody i gazu poprzez system spękań w pokładach węgla. Badania krzywych ciśnień kapilarnych wykonuje się w celu określenia parametrów wykształcenia przestrzeni porowej skał (wielkości promienia, kształtu oraz wzajemnego połączenia między sobą porów o różnych promieniach). Na podstawie krzywych ciśnień kapilarnych można również wyznaczyć wartość przepuszczalności względnej dla wody Krw i gazu Krg.Wyznaczenie własności petrofizycznych węgli kamiennych na podstawie badań laboratoryjnych wymaga doboru odpowiedniego modelu charakteryzującego ten ośrodek skalny. W pracy dokonano analizy opisanych w literaturze modeli pozwalających na wyznaczenie przepuszczalności względnych węgli na podstawie krzywych ciśnień kapilarnych. Stwierdzono, że model zaproponowany przez Chen’a i współpracowników (2012) najlepiej opisuje przepuszczalność względną węgli kamiennych. Wskazano również elementy modelu, które powinny być poddane weryfikacji. Właściwości petrofizyczne węgli kamiennych zależą od składu petrograficznego węgla oraz stopnia jego uwęglenia. W celu doboru prawidłowego modelu przepuszczalności względnej koniecznym jest uwzględnienie typu petrograficznego badanych węgli kamiennych. Poprawny opis przepuszczalności względnych może wymagać również modyfikacji wybranego modelu, która pozwoli na wyznaczenie wartości przepuszczalności względnych jak najbardziej zbliżonych do ich wartości rzeczywistych.

EN

Understanding the mechanisms ruling the flow in carbon, enables the correct estimation of the possibility of transport and storage of methane in coal deposits. The flow of fluids in porous media depends largely on the capillary pressure and relative permeability. Knowledge of these parameters is therefore essential in describing the flow of water and gas through a system of fractures (called the cleats) in coal seams. The research of capillary pressure curves is performed to determine the parameters of the formation of pore space of rocks (radius size, shape and interconnection between pores with different radii). On the basis of capillary pressure curves, relative permeability value for water (Krw) and gas (Krg) can also be determined. Designation of petrophysical properties of coals on the basis of laboratory tests requires selection of an appropriate model characterizing this medium. The study analyzes models described in the literature allowing for the determination of relative permeability of coals based on capillary pressure curves. The model proposed by Chen et al. (2012) describes the relative permeability of coals most accurately. The elements of the model that should be verified were indicated. Petrophysical properties of coals depend on coal petrographic composition and its degree of coalification. In order to select the correct model of relative permeability it is necessary to take into account the petrographic type of coals. Correct description of the relative permeability may also require modification of the chosen model which will allow to determine the relative permeability values as much approximate to their factual values as possible.

9

Poszerzenie możliwości analitycznych i interpretacyjnych badań właściwości petrofizycznych skał łupkowych

Such P., Darłak B., Włodarczyk M.

Prace Naukowe Instytutu Nafty i Gazu

|

2012

|

nr 182 wyd. konferencyjne

645--648

PL

Zastosowanie nowej techniki pomiarowej z użyciem aparatu Tristar 2 najnowszej generacji poszerzyło możliwości analityczne wykonywanych badań nad strukturą przestrzeni porowej, zwłaszcza w zakresie mikroporów i mikroszczelin charakterystycznych dla skał łupkowych. Aparat działa na zasadzie adsorpcji helu w temperaturach azotowych. Umożliwia w zoptymalizowanych warunkach pomiarowych wyznaczenie krzywej kumulacyjnej objętości porów w funkcji średnicy porów (BHJ — adsorpcja lub desorpcja) oraz pomiar powierzchni właściwej (BET model) w zakresie od 100 do jednego nanometra oraz dopasowanie do cylindrycznego lub sferycznego modelu przestrzeni porowej. Wprowadzenie do praktyki laboratoryjnej nowego aparatu do pomiaru parametrów przestrzeni porowej w sposób zdecydowany polepszyło rzetelność wykonywanych oznaczeń oraz zapewniło możliwość korelacji wyników otrzymywanych różnymi metodami, a co za tym idzie weryfikację poprawności wykonywanych analiz oraz możliwość dokładnego oszacowania wielkości efektu brzegowego. Nową jakością jest również możliwość dokładnej analizy ilości i rozkładu wielkości nanoporów, które w skałach łupkowych są w wielu przypadkach dominującą klasą porów.

EN

Tristar 2 apparatus was applied in pore space investigations. It is working using absorption/desorption phenomena in nitrogen temperatures in the range from 100 to 1 nanometer. Applied software can calculate pore size distribution and value of specific surface for cylindrical and spherical model of pore space. Introducing of this apparatus into laboratory practice improved reliability of measurements and allows us to correlate results obtained with the use of various methods as well as to estimate value of broad effect. New opportunities depends also on possibility of detailed analysis of nanpores which can even dominate in shale rocks.

10

Nowe możliwości analityczne i interpretacyjne w badaniach właściwości petrofizycznych skał łupkowych

Darłak B., Włodarczyk M., Such P.

Nafta-Gaz

|

2012

|

R. 68, nr 11

783-787

PL

Możliwości analityczne Zakładu Geologii zostały zdecydowanie powiększone dzięki zakupowi aparatu TriStar II firmy Micromeritics do badań parametrów przestrzeni porowej. Aparat działa na zasadzie adsorpcji wybranych gazów w temperaturach azotowych. Umożliwia w zoptymalizowanych warunkach pomiarowych wyznaczenie krzywej kumulacyjnej objętości porów w funkcji ich średnicy (BHJ - adsorpcja lub desorpcja) oraz pomiar powierzchni właściwej (BET model) w zakresie od 100 nm do 1 nm, a także dopasowanie do cylindrycznego lub sferycznego modelu przestrzeni porowej. Wprowadzenie do praktyki laboratoryjnej nowego aparatu do pomiaru parametrów przestrzeni porowej zdecydowanie polepszyło rzetelność wykonywanych oznaczeń oraz zapewniło możliwość korelacji wyników otrzymywanych różnymi metodami, a co za tym idzie - weryfikację poprawności wykonywanych analiz oraz możliwość dokładnego oszacowania wielkości efektu brzegowego. Nową jakością jest również możliwość dokładnej analizy ilości i rozkładu wielkości nanoporów, które w skałach łupkowych są w wielu przypadkach dominującą klasą porów.

EN

The Micromeritics TriStar II apparatus was applied in pore space investigations. It works on the principle of absorption/desorption phenomena in nitrogen temperatures in the range from 100 to 1 nanometer. Applied software can calculate pore size distribution and values of specific surfaces for cylindrical and spherical models of pore spaces. Introducing this apparatus into laboratory practice improved the reliability of measurements and allowed us to correlate results obtained with the use of various methods as well as to estimate values of boundary effect. New opportunities depend also on possibilities of detailed analysis of nanopores which can even dominate in shale rocks.

11

Wpływ zmienności składu mineralnego i chemicznego skał klastycznych zapadliska przedkarpackiego na własności petrofizyczne i parametry geofizyczne: analiza przy pomocy programów QUANTA i BESTMIN

Środoń J.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2008

|

nr 150 wydanie konferencyjne

565--566

PL

Stosunki ilościowe i charakterystyka chemiczna składników mineralnych decydują w znacznej mierze o parametrach petrofizycznych i geofizycznych skał. Aby zatem poprawnie modelować zapisy sondowań geofizycznych, należy możliwie dokładnie rozeznać zmienność składu mineralnego i chemicznego skał charakterystyczną dla badanego basenu sedymentacyjnego. Badania takie zostały wykonane dla skał klastycznych Zapadliska Przedkarpackiego z otworów naftowych w rejonie Jasionki, Chałupek Dębniańskich i Dzikowa. Najdokładniej zbadano skały z rejonu Dzikowa. Użyto programu BESTMIN, skonstruowanego z myślą o badaniu skał typowych dla basenów naftowych [1 ]. BESTMIN jest programem modelującym skład chemiczny mineralnych składników skały (skalenie, węglany, minerały ilaste) w oparciu o rentgenograficzny pomiar ilościowy składu mineralnego (program QUANTA), pomiar składu chemicznego skały oraz pomiar CEC. Algorytmy genetyczne stosowane są jako mechanizm optymalizacyjny. Kryterium optymalizacji jest suma różnic bezwzględnych pomiędzy zawartościami pierwiastków głównych, pomierzonymi i wyliczonymi z modelowanych wzorów strukturalnych minerałów. Po dokonaniu optymalizacji BESTMIN wylicza gęstość szkieletową, procenty objętościowe poszczególnych składników skały, a następnie różne parametry petrofizyczne i geofizyczne. BESTMIN umożliwia modelowanie składów pojedynczych próbek oraz grup próbek, dla których przyjęto założenie, że zbudowane są z identycznych minerałów. Modelowanie zrealizowano na kilka sposobów: dla każdej z próbek z osobna oraz dla grup wydzielonych na podstawie zawartości kwarcu i kalcytu (3 grupy łupków, 2 piaskowców i 2 skał węglanowych). Ponadto gęstość ładunku illitu i smektytu traktowano albo jako geny (czyli nieznane zmienne) albo jako wartości stałe, znane z innych badań [2]. Wszystkie te modelowania dały bardzo zbliżone wyniki z punktu widzenia wyliczanych parametrów petro- i geofizycznych. Badania składu mineralnego przy pomocy QUANTy potwierdziły odmienność proweniencji skał w profilu Dzikowa zalegających na głębokości większej i mniejszej niż 900 m. Skały z większych głębokości pochodzą z kratonu i wykazują wysoką dojrzałość mineralogiczną, wyrażającą się bardzo małymi zawartościami minerałów ilastych, skaleni, dolomitu i syderytu. Są to arenity kwarcowe, czasami z wysoką zawartością kalcytu. Materiał detrytyczny skał z mniejszych głębokości pochodzi z Karpat i wykazuje charakterystyczne zróżnicowanie w funkcji uziarnienia. W skałach gruboziarnistych wzrasta zawartość kwarcu, skalenia potasowego i cyrkonu. Maksimum zawartości plagioklazu pojawia się w skałach średnioziarnistych. Zawartości pozostałych składników mineralnych: kalcytu (z kilkoma wyjątkami), Fe-dolomitu, syderytu, pirytu, barytu, halitu, celestynu, apatytu, anatazu, chlorytu i illitu+smektytu oraz substancji organicznej rosną systematycznie wraz ze zmniejszaniem się uziarnienia. W skałach pochodzenia karpackiego modelowanie wykazało obecność charakterystycznych trendów w składzie frakcji illitowo-smektytowej, chlorytu, Fe—dolomitu i syderytu. Ich wspólną cechą jest wzrost zawartości żelaza we wszystkich tych minerałach pochodzących ze skał gruboziarnistych. W syderycie rośnie ponadto zawartość Mn, a w illicie—smektycie zawartość K, Mg i Ca, a maleje Na. Głównym czynnikiem kontrolującym wartości parametrów petro- i geofizycznych jest zailenie, a w szczególności udział frakcji illitowo-smektytowej (% IS). Mocną liniową korelację z tym parametrem stwierdzono dla wyliczonych wartości Σ i Vsh (frakcja objętościowa minerałów zawierających H). Korelacje Pe, Φ, gęstości ziarnowej oraz ppm NaCl w wodzie porowej są również liniowe, ale słabsze i z szeregiem wyjątków, zapewne związanych z podwyższoną zawartością węglanów, a zwłaszcza kalcytu. ppM NaCl zmieniają się od wartości charakterystycznych dla wód lądowych w piaskowcach do wartości zbliżonych do wód morskich w iłowcach. Korelacja GR(API) jest również liniowa do wartości 10% IS, ale poniżej wartości GR (API) są nieproporcjonalnie niskie, co prawdopodobnie należy wiązać z nieliniowym spadkiem zawartości apatytu. Wartości CEC i zależnego od CEC parametru równania Waxmana—Smitsa Qv zmieniają się wykładniczo ze wzrostem % IS, co wiąże się z bardziej smektytowym składem tej frakcji w skałach drobnoziarnistych.

EN

Borehole samples of all lithologies (sandstones to claystones and carbonates) from Dzików gas field of the Carpathian Foredeep were studied by XRD and chemical analysis using QUANTA and BESTMIN computer programs (proprietary of Chevron), in order to establish trends in quantitative mineral composition, chemical composition of individual minerals, and to calculate petrophysical and geophysical parameters from these data. Two source areas identified by sedimentologists were found clearly distinguishable by the quantitative mineral composition. Clear trends of the quantitative mineral composition with respect to the rock grain size also were identified. Chemical composition of variable minerals (carbonates, feldspars, clays) was also found to vary with respect to the rock grain size. The most characteristic trend detected is the increase of Fe content of clays and carbonates in more coarse-grained rocks. The content of illite+smectite fraction of the rock (% IS) was identified as the main parameter controlling its petrophysical and geophysical properties. Linear correlations with % IS were established for Σ, Vsh (strong), Pe, Φ, grain density and ppm NaCl in pore water (weaker with exceptions), and GR(API) (only to 10% IS, below disturbed by very low contents of apatite). The correlations with CEC and Qv (parameter of Waxman—Smits equation) are exponential, due to more smectitic composition of the illite+smectite fraction in fine-grained rocks.

12

Wykorzystanie różnych typów sieci neuronowych do oceny właściwości petrofizycznych skał

Darłak B., Włodarczyk M.

Prace Instytutu Nafty i Gazu

|

2004

|

nr 130

119--122

PL

Celem pracy było znalezienie skutecznej metody pozwalającej poszerzyć bazę danych przez uzupełnienie profli petrofizycznych do dalszej analizy pod kątem właściwości zbiornikowych, wykorzystując technikę sieci neuronowych. Jako baza do obliczeń posłużyły dane laboratoryjne i wyniki otworowe. Podstawowym zadaniem było wyszukanie najkorzystniejszych do danego zagadnienia algorytmów uczenia i doboru z wielu przetestowanych sieci, takiej, która najskuteczniej pozwoli zminimalizować czas obliczeń, uprościć procedury uczące i otrzymać najbardziej wiarygodne wyniki. Znalezienie optymalnej metody obliczeniowej pozwoliło na odtworzenie brakujących parametrów petrofizycznych i poszerzenie bazy danych. Skuteczność metod kontrolowana była poprzez zastosowanie podstawowej metody korelacyjnej.

EN

The main goal of this work was to find an effective method to make the database wider. It was possible to complete data logs by using the new neural network methods. Using the petrophysical parameters as a base to neural simulations there were find and applied six types of neural network. Two of them — the most efficient nets - were applied to reconstruct petrophysical profiles. These methods gave good results verified by basic common correlation methods and there are very useful in cases of small amount of data.

13

Pomiary właściwości petrofizycznych w skałach słabo i nieskonsolidowanych

Myśliwiec M., Baczyński A.

Nafta-Gaz

|

1999

|

R. 55, nr 2

70--76

PL

W nawiązaniu do prowadzonych obecnie badań poszukiwawczych gazu ziemnego w północno-wschodniej części zapadliska przedkarpackiego, w niniejszym artykule zostały omówione zasady pobierania, przygotowania próbek i wykonywania pomiarów ze skał słabo i nieskonsolidowanych. Podano również podstawowe dane charakteryzujące ten typ skał oraz określono implikacje dla poszukiwań naftowych. Pobranie próbek i przygotowanie ich opisaną metodą pozwoliło na wykonanie serii badań laboratoryjnych w celu szczegółowego opisania przestrzeni porowej oraz kalibracji metody obliczania przepuszczalności absolutnych i fazowych na podstawie profilowań geofizyki wiertniczej.

EN

Referring to gas explorations in north-eastern part of Carpathian Foredeep there have been reported some rules for sampling, preparing of samples, and measuring low-consolidated or unconsolidated rocks. Basic characteristic properties of the rocks are given, as well as are considered issuing implications for gas searches. Applying reported rules to sampling and preparing samples for a series of laboratary examinations resulted in detailed descriptions of pore spaces and enabled calibration of a method to calculate absolute and phase permeabilities from well-logging data.