Wyniki wyszukiwania - BazTech

1

Analiza wpływu zwilżalności ośrodka skalnego na parametry termiczne na podstawie profilowań geofizycznych i danych laboratoryjnych

Lis-Śledziona Anita, Słota-Valim Małgorzata, Stadtmüller Marek

Nafta-Gaz

|

2023

|

R. 79, nr 4

227--243

PL

Celem prowadzonych badań była analiza i oszacowanie wpływu systemu zwilżalności ośrodka skalnego na jego parametry termiczne. W zależności od temperatury, składu mineralnego, porowatości i nasycenia wodą skałę charakteryzuje określona przewodność cieplna. Jednak nie tylko ilość wody w formacji wpływa na przewodność cieplną. Ważne jest także rozmieszczenie wody w skale, które w znacznym stopniu determinowane jest przez zwilżalność. Woda w skałach wodozwilżalnych pokrywa ziarna i tworzy tzw. film wodny na powierzchni minerałów, wypełnia także małe pory skały, tworząc strugi, ścieżki perkolacji dla migracji fazy przewodzącej ciepło (wody), ale też przewodzącej prąd elektryczny. W skałach hydrofobowych film wodny na powierzchni ziaren mineralnych jest nieciągły lub w ogóle go brak, gdyż większa część powierzchni skały pokryta jest ropą, natomiast woda w większości wypełnia centralną część porów o dużych średnicach. W pracy wykazano, że istnieje zależność pomiędzy systemem zwilżalności skały a przewodnością termiczną oraz przeprowadzono modelowanie ilościowe. Analizowano dane literaturowe z badań na hydrofilowych i hydrofobowych próbkach piasku przy różnym stopniu nasycenia wodą. Obserwacja eksperymentu prowadzącego do zmiany charakteru zwilżalności skały z hydrofilowej na hydrofobową na drodze powleczenia ziaren piasku polimerem zainspirowała autorów niniejszej pracy do zaproponowania dwóch równań przedstawiających zależność przewodności termicznej (λ) od współczynnika nasycenia wodą (Sw) dla skał wodozwilżalnych i skał ropozwilżalnych. W skałach wodozwilżalnych zaobserwowano wykładniczy wzrost przewodności cieplnej wraz ze wzrostem współczynnika nasycenia wodą, natomiast w skałach ropozwilżalnych zależność λ od Sw przedstawiono przy wykorzystaniu funkcji logistycznej. W ramach testowania modeli wykonano serię obliczeń dla czterech hipotetycznych skał klastycznych i czterech skał węglanowych. Przeprowadzono analizę wyników i obliczono przewodność termiczną w rzeczywistym ośrodku skalnym, wykształconym w postaci piaszczysto-ilastych utworów paleozoicznych, dla którego istniały opracowane wcześniej przez autorów wyniki interpretacji parametrów litologiczno-złożowych. Jednym z takich parametrów była obliczona i skalibrowana z wynikami badań laboratoryjnych krzywa zwilżalności. Stanowiła ona podstawę do podziału interpretowanego interwału na strefy wodozwilżane i ropozwilżalne. Ostatecznym wynikiem pracy jest estymacja zakresów zmienności przewodności cieplnej analizowanych skał w funkcji zwilżalności oraz parametrów petrofizycznych (zailenie Vcl, porowatość efektywna PHI, współczynnik nasycenia wodą Sw).

EN

The study aimed to evaluate the impact of the rock medium's wettability system on the thermal properties of the rock. The rock exhibits a specific thermal conductivity depending on the temperature conditions, mineral composition, porosity, and water saturation. However, it is not only the amount of water in the rock that affects its thermal conductivity. The water distribution in the rock, which is mostly determined by its wettability, is also essential. Water in the water-wet rocks covers the grains and creates a so-called water film on the minerals' surfaces. It also fills the tiny pores of the rock, creating streams and percolation paths for the migration of the heat-conducting and electrically conductive phases. In hydrophobic rocks, the water film on the surfaces of the minerals grains is discontinuous or non-existent as most of the rock surface is covered with oil, while water fills the central part of the pores of larger diameters. The results of the study confirmed the existence of a relationship between the rock wettability system and thermal conductivity based on the quantitative modeling that was carried out. The data from the literature were analyzed and tested by taking the hydrophilic and hydrophobic sand samples at various degrees of water saturation. The results of the experiment found in the literature leading to a change in the characteristics of the sand samples from initially hydrophilic into hydrophobic by coating sand grains with thermosensitive polymer led to an idea of proposing two equations presenting the dependence of thermal conductivity on the water saturation coefficient for water-wet and oil-wet rocks. In water-wet rocks, an exponential increase in thermal conductivity was observed with an increase in the water saturation coefficient. In contrast, in oil-wet rocks, the dependence of thermal conductivity λ on Sw was expressed using a logistic function. As part of model testing, a series of calculations were carried out for four hypothetical clastic rocks and four carbonate rocks. The analysis of the obtained results allowed to calculate thermal conductivity for real clastic rock medium represented by Paleozoic sandy claystone formation, with previously developed by the authors lithological interpretation and 1D models of reservoir properties. Among these parameters, a wettability curve was calculated and calibrated with the laboratory data. The wettability was used to distinguish interpreted intervals into the water- and oil-wet zones. Finally, as a result, the variability ranges of thermal conductivity of analyzed rocks were estimated as a function of wettability and petrophysical parameters (Vcl clay volume, PHI effective porosity, Sw water saturation).

2

Multiscale evaluation of a thin-bed reservoir

Lis-Śledziona Anita

Geology, Geophysics and Environment

|

2021

|

Vol. 47, no. 1

5--20

EN

A thin-bed laminated shaly-sand reservoir of the Miocene formation was evaluated using two methods: high resolution microresistivity data from the XRMI tool and conventional well logs. Based on high resolution data, the Earth model of the reservoir was defined in a way that allowed the analyzed interval to be subdivided into thin layers of sandstones, mudstones, and claystones. Theoretical logs of gamma ray, bulk density, horizontal and vertical resistivity were calculated based on the forward modeling method to describe the petrophysical properties of individual beds and calculate the clay volume, porosity, and water saturation. The relationships amongst the contents of minerals were established based on the XRD data from the neighboring wells; hence, the high-resolution lithological model was evaluated. Predicted curves and estimated volumes of minerals were used as an input in multimineral solver and based on the assumed petrophysical model the input data were recalculated, reconstructed and compared with the predicted curves. The volumes of minerals and input curves were adjusted during several runs to minimalize the error between predicted and recalculated variables. Another approach was based on electrofacies modeling using unsupervised self-organizing maps. As an input, conventional well logs were used. Then, the evaluated facies model was used during forward modeling of the effective porosity, horizontal resistivity and water saturation. The obtained results were compared and, finally, the effective thickness of the reservoir was established based on the results from the two methods.

3

Wpływ zailenia na wartości parametrów sprężystych w osadach miocenu

Lis-Śledziona Anita, Mroczkowska-Szerszeń Maja

Nafta-Gaz

|

2020

|

R. 76, nr 1

18--21

PL

Parametry sprężyste minerałów ilastych są słabo rozpoznane głównie z powodu niewielkich rozmiarów ziaren tych minerałów i trudności w wyizolowaniu pojedynczych kryształów tak, aby pomierzyć ich własności akustyczne. Do tej pory własności sprężyste minerałów ilastych określano za pomocą obliczeń teoretycznych lub przez połączenie wyników badań eksperymentalnych i obliczeń teoretycznych. Celem artykułu było określenie wpływu zawartości minerałów ilastych na wartości prędkości fali P oraz fali S. Jak wiadomo, wartości parametrów sprężystych ściśle zależą od porowatości. Jednak niebagatelny wpływ na te wartości ma także zawartość minerałów ilastych. W badanym ośrodku do głównych minerałów ilastych zaliczamy: illit (25–30%), minerały mieszanopakietowe illit/smektyt (5–10%) oraz kaolinit (0,5–1,3%). Występują także krzemiany warstwowe w postaci chlorytu (2–9%). Pierwszym etapem pracy było przeprowadzenie badań laboratoryjnych na dziewięciu próbkach pochodzących z osadów miocenu z profilu odwiertu R-1. Pomiary zawartości poszczególnych minerałów wykonano metodą spektroskopii w podczerwieni FTIR (Fourier-transform infrared spectroscopy) za pomocą przystawki ATR (attenuated total reflectance). Ponadto przeprowadzono pomiary prędkości fali P i fali S. Z uwagi na wysoką kruchość badanych próbek pomiary prędkości wykonano w warunkach statycznych. Na podstawie otrzymanych prędkości policzono wartości modułów sprężystości. W oparciu o pomierzone parametry zbudowano model mineralogiczny oraz wyliczono porowatość. Pomierzone statyczne wartości prędkości fal P i S przeliczono do wartości dynamicznych. Korzystając ze wzoru Castagny, obliczono wartości prędkości fali S. Finalnym etapem pracy było określenie zależności pomiędzy zawartością minerałów ilastych a wartościami prędkości fali P, prędkością fali S oraz modułami sprężystości: modułem Younga i modułem sprężystości objętościowej. Przedstawiono także zależność prędkości fali P od wartości prędkości fali S dla różnych zakresów zawartości materii ilastej przy wykorzystaniu modelu Greenberga–Castagny dla utworów piaszczysto-ilastych.

EN

The elastic parameters of clay minerals are poorly recognized mainly due to the small size of clay minerals and the difficulty in isolating individual crystals to measure their acoustic properties. So far the effective elastic properties of clays have been derived either by theoretical computation, or by a combination of theoretical and experimental investigations on clay mixtures. The aim of the article was to determine the effect of clay mineral content on the values of P-wave velocity and S-wave velocity. In the research area, the main clay minerals are: illite (25–30%), interstratified clay minerals illite/smectite (5–10%) and kaolinite (0.5–1.3%). There are also silicates present in the formation in the form of chlorite (2–9%). The first stage of the work consisted in laboratory tests on nine samples from Miocene deposits from the R-1 well. The FTIR (Fourier Transformed Infrared Spectroscopy) was used to measure the content of individual minerals using ATR (Attenuated Total Reflectace) technique. In addition, P- and S-waves velocity measurements were performed. Due to the high brittleness of the tested samples, the velocity measurements were performed under static conditions. The values of the elastic modulus were calculated based on measured velocities. The mineralogical model was built and calibrated based on the measured clay content and porosity was calculated. As is well known, the values of elastic parameters are closely related to the porosity. However, the content of clay minerals also has a considerable impact on the values of elastic parameters. Static values of P-wave and S-wave velocity were converted to dynamic values. Using the Castagna formula, the values of S-wave velocity were calculated. The final stage of the work consisted in determining the relationship between the clay mineral content and P-wave velocity values, S-wave velocity and elastic moduli: the Young modulus, the bulk modulus. The relationship between P-wave velocity and S-wave velocity for different ranges of clay content was presented using the Greenberg–Castagna model for clastic silicate rocks.

4

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.

5

Determining irreducible water saturation based on well log data and laboratory measurements

Lis-Śledziona Anita, Stadtmüller Marek

Nafta-Gaz

|

2019

|

R. 75, nr 5

239--246

EN

Unconventional resources, explored recently in Poland, require alternative methods of interpretation as the methods used in the conventional reservoir characterization often lead to misleading solutions that differ from the results of field tests and laboratory analyses. This paper presents novel methods of estimating irreducible water saturation in the tight gas sandstones based on the well log data and the results of laboratory analyses, including the NMR results. The first stage of the interpretation included calculating the quartz and shale volume, and calibrating the results with the laboratory measurements (XRD). Respectively, porosity and permeability were calculated and the pore-size distribution was evaluated. Based on porosimetry measurements, there were two porosities determined with pore-sizes below 1 m and above 1 m. Based on the relationships between laboratory NMR results and parameters calculated using well log data, capillary water content and mobile water saturation was estimated. The final stage of the analysis involved the calculation of irreducible water content by the following methods: evaluating the NMR data, using the Hong model lv (Hong et al., 2017), and calculating irreducible water saturation according to Zawisza’s formula, and assuming that irreducible water saturation is related to pore space with pore-diameter below m. Irreducible water saturation identified with critical water saturation is an important parameter which should be taken into account when determining the water saturation. When the Montaron model is used, the critical water saturation values, Sc, are crucial for the correctly calculating the Water Connectivity Index (WCI). The aim of this paper was to assess the suitability of using the results of NMR measurements performed in the tight gas formations in determining irreducible water saturation. The recognition of pore diameters enables to determine the pore space occupied by free hydrocarbons and hydrocarbons stored in “tight”, micro-pore space, the exploitation of which will require the fracturing process.

PL

Prowadzone obecnie w Polsce poszukiwania w skałach o charakterze niekonwencjonalnym wymagają zastosowania alternatywnych metod interpretacyjnych, gdyż metody wykorzystywane w interpretacji złóż konwencjonalnych często prowadzą do rozwiązań sprzecznych z wynikami testów złożowych i analiz laboratoryjnych. W pracy przeanalizowano zawartość wody nieredukowalnej w piaskowcach typu tight, opierając się na profilowaniach geofizyki wiertniczej oraz wynikach analiz laboratoryjnych z uwzględnieniem wyników pomiarów NMR. Pierwszy etap pracy obejmował rozpoznanie składu litologicznego i skalibrowanie objętościowej zawartości kwarcu i minerałów ilastych z wynikami badań XRD. Kolejno wyznaczono przepuszczalność i porowatość badanej formacji oraz oszacowano rozkład wielkości porów budujących przestrzeń porową. Korzystając w wyników pomiarów porozymetrycznych, obliczono także porowatość dla porów o średnicach poniżej i powyżej 1 m. Opierając się na zależnościach pomiędzy wynikami pomiarów NMR oraz parametrami oznaczonymi na podstawie danych geofizyki wiertniczej, oszacowano zawartości poszczególnych rodzajów wód: związanej kapilarnej oraz wolnej. Finalnym etapem analizy było obliczanie zawartości wody nieredukowalnej różnymi metodami: na podstawie badań NMR, korzystając ze wzoru Honga lv (Hong et al., 2017) oraz przyjmując jako zawartość wody nieredukowalnej wartości obliczone wg wzoru Zawiszy. Woda nieredukowalna, utożsamiana z krytycznym nasyceniem wodą, jest ważnym parametrem, którego wartości należy znać i uwzględniać podczas oznaczania współczynnika nasycenia wodą. W przypadku stosowania modelu Montarona w szacowaniu współczynnika nasycenia wodą wartości krytycznego nasycenia wodą Sc są kluczowe dla poprawnego wyznaczenia WCI (water connectivity index) – współczynnika ciągłości przepływu. Celem pracy była ocena przydatności i możliwości wykorzystania wyników pomiarów NMR wykonanych w formacjach typu tight w wyznaczaniu zawartości wody nieredukowalnej. Rozpoznanie wielkości średnic porów pozwala wydzielić potencjalną przestrzeń akumulacji węglowodorów wolnych w złożach konwencjonalnych oraz węglowodorów w formacjach typu tight, których eksploatacja wymagać będzie procesu szczelinowania.

6

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.