Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти

Хабаров, Алексей Владимирович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти
ВАК РФ 25.00.10, Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти"

рукописи

Хабаров Алексей Владимирович

МЕТОДИКА ИНТЕРАКТИВНОГО ПЕТР0ФИЗИЧЕСК0Г0 МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ (по данным керна, ГИС и истории разработки месторождений салымской группы)

Специальность 25.00.10 - геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 4 ОКТ 2010

Москва - 2010

004610533

Работа выполнена в организации «Салым Петролеум Девелопмент».

Научный руководитель: Доктор физ.-мат. наук профессор

Лухминский Борис Евгеньевич

Официальные оппоненты: Доктор геол.-мин. наук профессор

Кузнецов Юрий Иванович

Кандидат технических наук Малинин Андрей Викторович

Ведущая организация: ВНИГНИ

Защита диссертации состоится 28 октября 2010 г. в 15.00 на заседании Диссертационного совета Д.212.121.07 в Российском государственном геологоразведочном университете им. Серго Орджоникидзе по адресу:

117997, Москва, ул. Миклухо-Маклая, 23, РГГРУ, ауд. 6-38.

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке РГТРУ.

Автореферат разослан

и размещен на сайте РГГРУ °9 2010 г.

www .msgpa.edu.ru

Ученый секретарь Диссертационного совета /¡-^

д.ф.-м.н., профессор А. Д. Каринский

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Большинство «классических» нефтяных месторождений Западной Сибири (ЗС) представлены малоамплитудными залежами нефти с развитой зоной переходного насыщения и наличием свободной воды выше принятого водо-нефтяного контакта (ВНК). Разработка подобных «недонасыщенных» залежей сопряжена с существенными сложностями оценки потенциала скважин и риском получения высокой обводненности скважинной продукции с самого начала эксплуатации.

В такой ситуации понимание строения и свойств зоны переходного насыщения является непременным условием успешного управления разработкой «недонасыщенных» месторождений нефти. Для решения этой задачи необходимо построение гибких интерпретационных алгоритмов, ядром которых является модель переходной зоны (МПЗ), органично взаимосвязанная с моделями всех индивидуальных характеристик коллекторов. Задача создания подобной интерактивной системы петрофизического моделирования для нефтяных месторождений ЗС весьма актуальна и своевременна.

Цель работы

Разработка методики интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных коллекторов переходной зоны по данным керна, ГИС и промысловой информации.

Апробация полученной методики на продуктивных пластах-коллекторах АС10-11 месторождений салымскр

группы (Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхне-Салымское месторождения).

Задачи исследования

• Построение МПЗ.

• Оценка пористости и нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов.

• Прогноз проницаемости коллекторов различной литологии. Согласование фактической и прогнозной продуктивности скважин.

Научная новизна

Впервые применительно к пластам-коллекторам АС10-11 месторождений салымской группы получены следующие результаты :

• Построена капиллярная модель зоны переходного насыщения.

• Разработан комплексный алгоритм деконволюции плотностного каротажа.

• Разработана методика комплексирования электрической и капиллярной моделей с целью повышения достоверности оценки нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов.

• Разработана методика комплексирования радиоактивных и электрических методов ГИС (в рамках единой модели переходной зоны) для оценки проницаемости малоглинистых песчано-алевролитовых коллекторов.

Основные защищаемые положения

• Модель переходной зоны нефтяной залежи может быть представлена в виде зависимости водонасыщенности коллекторов от их проницаемости, пористости и высоты над зеркалом чистой воды (ЗЧВ).

• Применение капиллярной модели насыщенности позволяет более точно (в сравнении с данными электрометрии) определять Кн пластов-коллекторов толщиной менее 1-2 м.

• Сравнительный анализ оценок водонасыщенности по электрическим и капиллярным данным позволяет выявлять интервалы с неудовлетворительной оценкой проницаемости и проводить ее последующую коррекцию.

• Комплексный анализ и интерпретация данных стандартного комплекса ГИС (включающего КС, ГГКп, НКТ, ГК) позволяют прогнозировать начальный дебит и обводненность скважин.

Практическая ценность

В результате выполненных исследований и работ повышена достоверность оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов-коллекторов АС10-11 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая эффективность освоения скважин и дальнейшего управления разработкой этих месторождений.

Личный вклад автора

Материалы, положенные в основу диссертации, получены самим автором или с его непосредственным участием

при работе в качестве главного технического специалиста - геофизика НК «Салым Петролеум Девелопмент» в 2006-2010 гг.

Реализация работы

Созданная технология легла в основу информационного петрофизического обеспечения разработки Западно-Салымского, Ваделыпского и Верхне-Салымского месторождений. Некоторые элементы диссертации были использованы при подготовке и защите оперативного подсчета запасов Западно-Салымского и Ваделыпского месторождений (2009 г.).

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на международной конференции геофизиков и геологов «Тюмень - 2007»; XIII научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» - 15-19 ноября 2009 г., г. Ханты-Мансийск; техническом семинаре молодежной секции международного общества нефтяников SPE - 17 марта 2010 г., г. Москва; техническом семинаре SPE «Синергия статического и динамического моделирования» - 23-25 марта 2010 г., г. Москва; международной технической конференции SPE «Петрофизика XXI - Традиции и Инновации» - 17-19 мая 2010 г., г. Тюмень.

Публикации

Результаты диссертации изложены в 6 научных работах. 6

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения, содержит 110 страниц, в том числе 64 рисунка и 3 таблицы. Список литературы включает 70 наименований.

В ходе выполнения работы автор широко пользовался программным обеспечением «Techlog» компании «Techsia» (отделение компании «Schlumberger»), являющимся продуктом совместной разработки компаний «Techsia», «Shell», «Schlumberger», а также ряда других сервисных и добывающих компаний.

Благодарности

Автор выражает глубокую признательность своему научному руководителю д.ф.-м.н. профессору Лухмин-скому Б.Е. за неизменное внимание, ценные замечания, консультации и руководство при подготовке и защите диссертации.

Автор выражает благодарность руководству и всему коллективу отдела геологии и разработки компании «Салым Петролеум Девелопмент». Отдельную благодарность - специалистам этого отдела Быдзану А.Ю. и Сахибгарееву P.P.

Особо автор хочет отметить неоценимую помощь и большое влияние на содержание работы главного геофизика компании «Салым Петролеум Девелопмент» Волокити-на Я.Е., p.h.d..

Отдельная благодарность - профессору кафедры ГИС ТюмГНГУ, к.г.-м.н. Хабарову Владимиру Васильевичу.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении приведено краткое описание геологического строения и особенностей эксплуатации месторождений салымской группы (МСГ), разрабатываемых компанией «Салым Петролеум Девелопмент» (совместное предприятие 50/50 Shell и Сибирь Энерджи).

В административном отношении МСГ (Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхне-Салымское) находятся на территории Нефтеюганского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в Салымском нефтегазоносном районе Среднеобской нефтегазоносной области. В пределах рассматриваемой территории установлена продуктивность нижне-меловых и юрских горизонтов (пласты АС10-11, БС8, ачимовская, баженовская и тюменская свиты). Компанией «СПД» ведется промышленная эксплуатация пластов группы АС10-11, являющихся основным нефтеносным объектом. В отношении их запасов углеводородного сырья наибольший интерес представляет Западно-Салымское месторождение, разбуренное более чем 400 эксплуатационными скважинами и дающее в настоящее время около 23000 м3/сут нефти.

Продуктивные пласты АС10-11 представляют собой серии песчаных тел ограниченной толщины (от первых единиц до первых десятков метров), формировавшихся в прибрежно-морской и дельтовой обстановках осадконакопления. Средние величины их фильтрационно-емкостных свойств составляют: К - 17-18%, К - 50-60% и К - 20-30 мД. В литологиче-

п 7 н пр ~

ском отношении коллекторы представлены мелкозернистыми полимиктовыми песчаниками кварц-полевошпатового состава с преобладанием каолинита в составе глинистого цемента.

Характерной чертой разрабатываемых залежей является их малая высота - не более 50 м (рис. 1), что обусловливает, совместно с в целом невысокими коллекторскими свойствами, их существенную недонасыщенность нефтью (рис. 2). 8

АС11.1

АС11.2

Я АС11.3

Рис.1. Геологический разрез пластов АС10-11 Западно-Салымского

месторождения.

» { * £ * £ ГГ1Я

%1\ 11* у

• * £ £ ! г в г > ' V ь I г Г 4Г , I

ГГ ? Г I1 Г

Рис. 2. Площадная схема скважинных профилей пористости и нефтенасыщенности пласта АС11.2 Западно-Салымского месторождения.

В такой ситуации понимание строения и свойств недо-насыщенных залежей является непременным условием их успешной разработки. При этом, особую роль в решении этой проблемы играет задача построения зоны переходного насыщения.

Первая глава посвящена описанию истории развития представлений о моделировании зоны переходного насыщения и выбору оптимальной модели для месторождений салымской группы.

В разделе 1.1 упомянуты зарубежные и отечественные ученые, внесшие значительный вклад в изучение свойств недонасыщенных залежей нефти и капиллярных свойств коллекторов.

Так, еще в середине прошлого столетия такие исследователи, как J.Amiks, D.Bass, M.C.Leverett, R.H.Brooks, A.T.Corey, J.H.M.Thomeer и др. доказали, что профиль водонасыщенности переходной зоны может быть успешно смоделирован на основе капиллярных исследований кер-новых данных.

Среди отечественных ученых стоит особо отметить таких советских и российских исследователей, как Со-хранов H.H., Гаттенберг Ю.П., Венделыитейн Б.Ю., Ханин A.A., Азаматов В.И., Васильев В.М., Мелик-Пашаев B.C., Кошляк В.А., Якупов И.А., Лиходедов В.П., Орлинский Б.М., Гильманшин А.Ф., Перников М.Ш., Белов Ю.А., Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г., Билибин С.И., Дьяконова Т.Ф.

В отечественной практике широкое применение нашла методика, разработанная группой авторов (Петерсилье В.И., Пороскун В.И., Яценко Г.Г., 1989). Суть метода заключается в следующем. Измеренное в лаборатории на образцах керна капиллярное давление может быть трансформировано в высоту положения коллекторов над зерка-10

лом чистой воды (ВНЗЧВ). Далее, зная значения пористости, соответствующие каждой капиллярной кривой, можно перестроить капиллярные данные в виде зависимости во-донасыщенности от пористости и высоты над зеркалом чистой воды (рис. 3). Имея подобную зависимость, можно рассчитать коэффициент водонасыщенности способом, не зависимым от данных скважинной электрометрии. Метод рекомендован как дополнительное контрольное средство оценки нефтегазонасыщенности при проведении подсчетов запасов.

Предложенный метод прост и легкореализуем, но его ограничением является то, что одному значению пористости могут соответствовать капиллярные кривые разной формы, в результате чего возникает усреднение различных значений водонасыщенности при одних и тех же значениях пористости, что приводит к снижению точности прогноза Кв по капиллярной модели в условиях переменной литологии разреза.

100 90 во

70 Ж 60 Ь* 50 40 30 20 10 0

14 16 18 20 22

К.,%

Рис. 3. Пример зависимости Кв от Кп и ВНЗЧВ (высоты коллекторов над зеркалом чистой воды).

-К* ■

-А-Зм

-А»5м

▲ А "

-Л »40II А

лж>р

В такой ситуации наиболее уместно применение более сложных, но в то же время более гибких моделей, таких, как Лямбда, Брукс-Кори или Томир. В рамках проведенного моделирования было отдано предпочтение модели Брукс-Кори, позволившей добиться наилучшей настройки.

В разделе 1.2 приведено описание настройки модели Брукс-Кори.

Модель представлена следующим выражением:

где Кд - водонасыщенность в д.е., Кт - остаточная во-донасыщенностъ в д.е. (последняя точка капиллярной кривой), Рслаб ~ капиллярное давление в барах, Рсвх -входное капиллярное давление, при котором водонасыщенность становится меньше 100%, в барах, п - коэффициент кривизны капиллярных кривых.

Сущность методики последующего построения модели переходной зоны по капиллярным данным заключается в следующем:

В процессе настройки модели каждая капиллярная кривая описывается функцией Брукс-Кори со своими уникальными величинами К , Р и п (рис. 4).

НО с*вх

Затем капиллярное давление трансформируется в высоту над зеркалом чистой воды (ВНЗЧВ) посредством выражений:

К,=Кео+{\-КтХРс,„1Рс,,а6У ■

ВНЗЧВ = 10.19. Рс„1{р,-р„).

8 7 6 5 4 3 2 1

О •

Рис. 4 Аппроксимирование капиллярных кривых моделью Брукс-Кори

где ВНЗЧВ - высота над зеркалом чистой воды [м], Рс пл -капиллярное давление в резервуаре [бар], рд и рм -плотности воды и нефти [г/см3], iftnji и iftM6 - межфазовое натяжение в системах нефть-вода (пласт) и воздух-вода (лаборатория) [dyne/cm] , впл и 0лаб -контактный угол нефть-вода (пласт) и воздух-вода (лаборатория). Межфазовое натяжение и контактный угол определяются экспериментально или извлекаются из справочных данных.

Далее коэффициенты Кво, Рсвх и п выражаются как функции Кдр, или Кпр/Кп. Уровень зеркала чистой воды

определяется в первом приближении по данным гидродинамического каротажа.

Таким образом, капиллярная модель выражается как непрерывная многомерная функция К=!(Кпр, Кп, ВНЗЧВ) (рис. 5).

Полученная таким образом модель переходной зоны позволяет определить Кв коллекторов по данным ГИС способом, не зависимым от скважинной электрометрии (рис. 6).

Сравнение керновых данных, электрической и капиллярной моделей насыщения (рис. 6) свидетельствует

Кпр.мД

Рис. 5. Зависимость коэффициента водонасыщенности коллекторов от высоты над ЗЧВ и ФЕС.

об их хорошей сходимости в интервалах залегания гомогенных коллекторов большой мощности. Таким образом, результаты независимых оценок Кн подтверждают друг друга.

Однако, для гетерогенных микрослоистых разностей происходит значительное занижение Кн по каротажным данным вследствие влияния вмещающих пород и шунтирования тока, обусловленного наличием проводящих непроницаемых микропрослоев. В то же время насыщенность, определенная по данным МПЗ, хорошо согласуется с керновыми данными во всем литологическом диапазоне пород-коллекторов.

Таким образом, оценка нефтенасыщенности маломощных и слоисто-неоднородных коллекторов (в особенности в интервалах переходного насыщения) может являться особой областью применения подобных капиллярных моделей в ситуации, когда электрическая модель насыщенности не позволяет осуществить уверенную оценку Кн.

При этом, применение специальных инверсионных технологий (рассмотренных в следующей главе), направленных на улучшение оценки ФЕС маломощных и микрослоистых разностей, приводит к еще большему повышению достоверности определения Кн тонкослоистых гетерогенных коллекторов.

Во второй главе представлена комплексная методика оценки пористости тонко- и микрослоистых коллекторов. С этой целью разработан способ повышения вертикальной разрешающей способности плотностного каротажа путем настройки и последовательного применения технологий «альфа»-процессинга и «сизр»-деконволюции (рис. 7). 16

уточнение оценки Кп тонкослоистых коллекторов

повышение резкости границ

фото керн УФ ДС

Рис. 7. Уточнение оценки пористости тонкослоистых коллекторов в результате проведения деконволюции плотностного каротажа.

Кп станд

Кп деконв Кн

нк

ГГКп

эл. сопр.

Кроме этого, была использована технология прогноза долевого содержания слоисто-неоднородных проницаемых разностей (методика Томаса-Штайбера), результатом чего явилось дальнейшее повышение достоверности оценки емкостных характеристик маломощных и тонкослоистых коллекторов.

В результате повышения точности определения Кп тонкослоистых коллекторов было достигнуто повышение достоверности оценки их нефтенасыщенности по данным капиллярной модели (см. главу 1), а также проницаемости коллекторов ограниченной толщины и неоднородной структуры.

В главе 3 излагается методика прогноза проницаемости и продуктивности. В разделе 3.1 анализируются традиционные методы каротажного прогноза проницаемости, а также существующие неопределенности, связанные с оценкой Кпр. Раздел 3.2 описывает сбор, подготовку и анализ керновых данных при подготовке к прогнозированию Кпр по данным ГИС.

В разделе 3.3 излагаются выбор, настройка и проверка модели проницаемости, учитывающей структуру порового пространства. Анализируются наиболее распространенные эмпирические модели Кпр, базирующиеся на взаимосвязи Кпр и Кп с учетом характеристик скелета и порового пространства. Осуществляется выбор уравнения Тимура как оптимального (в данных условиях) способа прогноза проницаемости (рис. 8):

Рис. 8. Сопоставление результатов оценки проницаемости по данным

керна и ГИС.

тгЬ

= а п

пр К*'

где а,Ъ и с - настроечные коэффициенты.

К числу основных положительных результатов, достигнутых по окончании апробации новой модели, необходимо отнести существенное уточнение предсказания Кпр в области наилучших коллекторов, когда дальнейший рост проницаемости не сопровождается более ростом пористости (рис. 8). В результате этого модель Тимура заместила старую модель Кдр(Кп) и была принята для повсеместного использования как базовая методика прогноза проницаемости.

В разделе 3.4 рассмотрена проблема прогнозирования начальной обводненности и продуктивности скважин при разработке недонасыщенных залежей с длинной переходной зоной. Проанализированы неопределенности, связанные с каротажными и эксплуатационными данными. Осуществлено построение эмпирической модели обводненности скважинной продукции. Проведена аппроксимация относительных фазовых проницаемостей горных пород (ОФП) посредством модели Кори. Выполнена итеративная оптимизация модели ОФП путем согласования расчетных и реальных величин обводненности продукции скважин (рис. 9).

Далее излагается методика прогноза продуктивности скважин на основании уравнения Дарси для случая полустационарного режима фильтрации:

_ Моб. мот

Ре НК сост. притока

Кпр вода иОТ

ГК ггкп эл.сопр. Кп Кн Кпр нефть Ко6в нефть вода

10м

Рис. 9. Сопоставление профиля обводненности скважинной продукции по данным ГИС и фактического состава притока по материалам МБТ.

1 =

Ы{Рш-Рш6)

(г Л

18.41 ¡иВ 1п - 0.75 + £

время притока

где q - дебит (м3/сут), К - проницаемость (мД), Л - эффективная толщина пласта (м), Рпл - среднее пластовое давление (атм), Рзаб - забойное давление (атм), ц - вязкость флюида в пластовых условиях, В - объемный коэффициент (м3/м3), гдр -радиус дренирования (м), гс - радиус скважины (м), 5 - скин-фактор.

Осуществляя оценку эксплуатационных показателей скважины, удобнее оперировать ее коэффициентом продуктивности, не зависящим от величины депрессии:

Р1= ч - Кк

- / Л -

оо 1п (% -0.75 + 5"

и J

Р -Р

пл заб

При этом, с учетом фазовых проницаемостей для нефти и воды:

Р1 Л =Р1 +Р1 ,

общ н в

где Р1н и Р1д - коэффициенты продуктивности по

нефти и воде соответственно.

Сопоставление прогнозной и фактической продуктивности скважин (рис.10) показало удовлетворительную сходимость данных в области их низких величин, в то время как в области высоких значений наблюдается систематическое завышение фактической продуктивности над прогнозной (рис.10).

Это явилось подтверждением информации, поступавшей со стороны специалистов-технологов, о возможном занижении предсказанной проницаемости. Такие ситуации отмечались, в первую очередь, при вводе в эксплуатацию

0 1 2 3 4 5 6

К продуктивности (ПРОГНОЗ)

Рис. 10. Сопоставление фактической и прогнозной продуктивности

скважин.

новых скважин с наилучшими коллекторскими свойствами. Все это приводило к тому, что насосные установки, подобранные по результатам прогноза Кпр, оказывались зачастую недостаточно высокой производительности, и скважины эксплуатировались в неоптимальном режиме.

Также по результатам проведенного динамического моделирования была установлена нехватка проницаемости, наблюдаемая, в первую очередь, в зонах с наилучшими коллекторскими свойствами.

В разделе 3.5 излагается видоизмененная комплексная методика прогноза проницаемости.

Результаты выполненного анализа обусловили необходимость поиска иных методик прогноза Кпр, более чувстви-22

тельных к изменению проницаемости в области ее максимальных величин. Однако, ни один из дополнительных способов прогноза Кпр путем различного комплексирования радиоактивных методов ГИС (ГК, НК, ГГКп и ГГКс(фото зл}) и привлечения различных алгоритмов (лито-фациальные модели Кпр, множественные регрессии, нейронные сети и т.д.) не позволил устранить проблему несоответствия фактической и прогнозной продуктивности для наиболее вы-сокодебитных скважин.

По всей видимости, это объясняется тем, что с достижением определенного порогового значения дальнейшее увеличение проницаемости контролируется исключительно увеличением размера зерен скелета и улучшением их сортировки и упаковки. В то же время емкостные и минералогические характеристики таких высокопроницаемых разностей остаются неизменными, что влечет за собой и неизменность показаний радиоактивных методов ГИС.

В разделе 3.6 излагается тема удельного электрического сопротивления (УЭС) и его связи с изменением ФЕС горных пород.

Как известно, удельное электрическое сопротивление является еще одним из параметров, чувствительных к изменению фильтрационно-емкостных свойств горных пород. Вместе с тем, природа этой взаимосвязи более сложна по сравнению с иными методами ГИС. Причиной этого является изменчивость характера насыщения пород-коллекторов.

Разными авторами были получены аналитические или графические зависимости между удельным электрическим сопротивлением и проницаемостью горных пород. Так, например, для слабоглинистых коллекторов предложена формула «Шлюмберже» Кпр=6,255*104*Кпэф6Рн2. Для ряда нефтеносных объектов используют упрощенную формулу Кпр=аРнь , где а и Ь - эмпирические коэффициенты, при-

нимающие различные значения для конкретных объектов, а Рн — отношение УЭС нефтенасыщенной породы к ее УЭС в условиях ее 100%-го водонасыщения. Так, для пластов БВ8-10 Самотлорского месторождения Е.И. Леонтьевым предложены величины а=1.369, Ь=0.99.

Таким образом, если бы все продуктивные коллекторы залегали в зоне предельного нефтенасыщения, то их проницаемость можно было бы определять, зная их УЭС и Кп.

К сожалению, малоамплитудные залежи Западной Сибири представлены, в основном, недонасыщенными коллекторами зоны переходного насыщения. Месторождения салымской группы не является исключением. В связи с этим, применение электрического сопротивления в его непосредственном виде не представляется возможным.

В такой ситуации решение проблемы может быть найдено путем сравнительного анализа электрической и капиллярной моделей насыщенности.

Суть метода заключается в следующем. Теоретически, правильно построенная капиллярная модель и надежная каротажная оценка пористости (а главное -проницаемости) позволяют добиться высокой точности реконструкции начальной нефтенасыщенности. Таким образом, при наблюдении общей сходимости электрической и капиллярной моделей насыщенности (рис. 11) их выявленные локальные расхождения в оценке Кн свидетельствуют (для мощных однородных коллекторов), скорее всего, о неверном определении проницаемости в этих интервалах.

С целью коррекции Кпр в выявленных таким образом зонах была применена мультипликативная коррекция проницаемости. При этом, значения корректировочных коэффициентов подбирались таким образом, чтобы достичь совпадения величин нефтенасыщенности, опреде-24

до коррекции Кпр после коррекции Кпр

1> I / 1\Ш>& 1 к ш ........Й

Рис. 11. Пример коррекции Кпр с целью улучшения сходимости электрической и капиллярной

моделей насыщения. §

ленных посредством электрической и капиллярной моделей (рис. 11).

По результатам коррекции Кп было установлено, что применявшиеся поправки характеризовались, как правило, положительным знаком, приводя в среднем к двух-трехкратному выборочному увеличению проницаемости в области ее средних и чаще максимальных значений.

После выполненной корректировки Кпр была осуществлена повторная оценка сходимости прогнозной и фактической продуктивности скважин, убедительно продемонстрировавшая улучшение точности предсказания Кпр в области высоких значений (рис.12).

Р 6

О О X

СС О

а с

О : о 1 ОТ

! о О о /

О о О г\.. / С о

1 г г 1 У - и / ->-, < ( / ) - о ? / _ и / Л / О о <- о О

: с

о '

012345678 К продуктивности (ПРОГНОЗ)

Рис. 12. Сопоставление фактической и прогнозной продуктивности скважин после коррекции проницаемости.

В ходе комплексного анализа геофизических данных также было проведено сопоставление скорректированной каротажной проницаемости с результатами интерпретации кривых восстановления давления. С этой целью были рассчитаны коэффициенты гидропроводности по данным ГИС и ГДИ. Полученные результаты тоже подтвердили актуальность выполненной коррекции Кпр.

Таким образом, методика комплексирования электрометрических данных с капиллярной моделью насыщения позволяет повысить достоверность прогноза Кпр как в области предельного нефтенасыщения, так и в «переходной» зоне. При этом капиллярная модель может служить своего рода фильтром, позволяющим выделить информацию, связанную с проницаемостью коллекторов, из общего сигнала УЭС.

В главе 4 изложен принцип общего интерактивного алгоритма интерпретации данных ГИС.

В результате проведенных исследований и работ сформировался комплексный интерактивный алгоритм интерпретации. При этом термин интерактивный алгоритм несет специальную смысловую нагрузку.

В соответствии с электронной энциклопедией «Ви-кипедиЯ» www.wikipedia.org: «Интерактивность - это принцип организации системы, при котором цель достигается информационным обменом элементов этой системы».

Таким образом, интерактивность разработанного алгоритма заключается в информационном обмене между электрической и капиллярной моделями насыщенности коллекторов переходной зоны (рис.13).

При этом, такой информационный обмен, применительно к рассматриваемым месторождениям, позволил достоверно решить сразу несколько интерпретационных задач:

ю 00

Радиоактивные методы ГИС

Кп

Кн

(компл.)

1 V I

—\

Фазовые Кпр <—> проницае-— мости

Электрическая

модель насыщенности

Капиллярная

модель насыщенности

Электрические методы ГИС

Положение ЗЧВ

Прогноз

Кпрод, <<->

Кобв Кпрод,

Кобв

Данные добычи

Рис. 13. Комплексный алгоритм интерактивной интерпретации.

• провести уточненную оценку нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов путем замещения электрической модели на капиллярную;

• осуществить дополнительную настройку прогноза Кпр путем согласования электрической и капиллярной моделей насыщенности;

• выполнить окончательную верификацию результатов интерпретации ГИС по промысловым данным в рамках сохранения общей непротиворечивости электрической и капиллярной модели насыщенности;

• увязать в виде единой взаимосвязанной системы все оценки индивидуальных петрофизических характеристик, таких, как: К , К , К и т.д.

' п' пр' в ^

В результате такого интерактивного комплексирова-ния была достигнута сбалансированность (и непротиворечивость) общей интерпретационной модели, что является важным дополнительным критерием достоверности комплексной оценки фильтрационно-емкостных свойств недо-насыщенных коллекторов переходной зоны.

В заключении сделан вывод о том, что исследования, выполненные автором, позволили впервые для терриген-ных коллекторов салымской группы месторождений решить поставленные перед ним задачи и получить следующие результаты:

• Построена капиллярная модель зоны переходного насыщения в виде зависимости водонасыщенности коллекторов от их фильтрационно-емкостных свойств и высоты над зеркалом чистой воды. Проведена независимая от данных электрометрии оценка нефтенасыщенности горных пород по данным МПЗ.

• Проведена уточненная оценка нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов. Решение задачи достигнуто замещением электрической модели на капиллярную в интервалах залегания гетерогенных и тонкослоистых коллекторов.

• Сравнительный анализ оценок водонасыщенности по электрическим и капиллярным данным позволил выявить интервалы с неудовлетворительной оценкой проницаемости и провести ее последующую коррекцию.

• Разработанная методика интерпретации стандартного комплекса ГИС (включающего КС, ГГКп, НКТ, ГК) позволяет прогнозировать начальный дебит и обводненность скважин.

В целом, в результате выполненных исследований и работ повышена достоверность оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов-коллекторов АС10-11 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая эффективность освоения скважин и дальнейшего управления разработкой этих месторождений.

Основные положения диссертации изложены в следующих опубликованных работах:

1. А. В. Хабаров, Я. Е. Волокитин. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологи-ческой классификации терригенных коллекторов // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189. С. 83-128.

2. А. В. Хабаров, Я. Е. Волокитин, Э.-Я. Боркент. Методика оценки пористости тонкослоистых пластов-коллекторов. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189. С. 129-143.

3. Я. Е. Волокитин, А. В. Хабаров. Комплексная методика оценки коэффициента нефтенасыщенности гетерогенных коллекторов. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189. С. 143-166.

4. А. В. Хабаров, Я. Е. Волокитин. Оценка проницаемости терригенных пластов-коллекторов по керну, каротажу и промысловым данным. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189. С. 167-211.

5. Я. Е. Волокитин, А. В. Хабаров, Р. Р. Сахибгареев, А. Ю. Быдзан, Э.-Я. Боркент. Методика интеграции каротажных и промысловых данных с целью прогноза продуктивности скважин и их начальной обводненности. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189. С. 212-226.

6. A. Khabarov, Y.Volokitin, Characterisation of Reservoir Rock Types for West Salym field through neural net application // Shell Journal of Upstream Technology Special Issue: Petrophysics - EP 2010-7021. 2010. P. 10-16.

Хабаров Алексей Владимирович

МЕТОДИКА ИНТЕРАКТИВНОГО ПЕТРОФИЗИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НЕДОНАСЫЩЕННЫХ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ

Подписано в печать 08.09.2010 г. Формат 47x65/8. Бумага мелованная 115 г/м2. Гарнитура SchoollBook. Усл. печ. л. 1.93 Тираж 100 экз. Заказ № 812.

ОАО «Тюменский дом печати» 625002, г. Тюмень, ул. Осипенко, 81, тел. (3452) 75-15-81

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Хабаров, Алексей Владимирович

Общая характеристика работы.

Введение.

Глава 1. Модель зоны переходного насыщения.

1.1 История-развития моделирования переходной зоны. Обзор различных капиллярных моделей насыщенности.

1.2 Практическое применение модели Брукс-Кори.

1.3 Определение положения зеркала чистой воды.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти"

Актуальность работы

Большинство« «классических» нефтяных месторождений Западной Сибири* (ЗС) представлены, малоамплитудными залежами; нефти; с: развитой зоной переходного насыщения4 и наличием свободной воды выше; принятого водо-нефтяного контакта? (ВНК)< Разработка подобных «недонасыщенных» залежей-* сопряжена с существенными сложностями-оценки потенциала скважин и; риском получения высокой обводненности: скважинной продукции с самого начала эксплуатации;

В такой, ситуации, понимание строения- и свойств зоны переходного насыщения , является непременным; условием, успешного управления разработкой «недонасыщенных» месторождений нефти: Для решения этой задачи s необходимо построение гибких интерпретационных алгоритмов, ядром которых является модель> переходной зоны (МПЗ), органично? взаимосвязанная* с моделями-всех индивидуальных характеристик коллекторов; Задача? создания прдобнош интерактивной системы петрофизического моделирования^ для нефтяных месторождений 3G весьма актуальна, и.своевременна;

Цели и задачи работы • Цель работы

Разработка методики» интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных коллекторов переходной зоны по данным керна, ГИС и промысловой информации.

Апробация полученной методики на продуктивных пластах-коллекторах АС 10-11 месторождений Салымской группы (Западно-Салымское, Ваделыпское и Верхне-Салымское месторождения)

Задачи исследования

• Построение МПЗ

• Оценка пористости и нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов

Научная новизна

Впервые применительно к пластам-коллекторам АС 10-11 месторождений Салымской группы получены следующие результаты :

• Построена капиллярная модель зоны переходного насыщения.

• Разработан комплексный алгоритм деконволюции плотностного каротажа

Основные защищаемые положения

• Применение капиллярной модели насыщенности позволяет более точно (в сравнении с данными электрометрии) определять К„ пластов-коллекторов толщиной менее 1-2м.

• Комплексный- анализ и интерпретация данных стандартного каротажа1, (KG, ГГКп, НКТ, ГК),' позволяют прогнозировать начальный дебит и обводненность скважин;

Практическая ценность

В результате выполненных исследований и работ повышена достоверность- оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов-коллекторов AGI 0-11 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая эффективность освоения скважин и дальнейшего, управления разработкой этих месторождений.

Личный вклад автора

Материалы, положенные в основу диссертации, получены, самим автором или с его. непосредственным участием' при работе в качестве главного технического специалиста - геофизика НК «Салым Петролеум Девелопмент» в 2006-2010 г.г.

Реализация и апробация работы Реализация работы

Созданная технология легла в основу информационного петрофизического'обеспечения разработки Западно-Салымского, Ваделыпского и Верхне-Салымского месторождений. Некоторые элементы диссертации были использованы при подготовке и защите оперативного подсчета запасов Западно-Салымского и Ваделыпского месторождений (2009г.).

Апробация работы

Основные положения и результаты работы докладывались на международной конференции геофизиков и геологов «Тюмень -2007»; ХШ-ой научно-практической конференции «Пути реализации нефтегазового и рудного потенциала Ханты-Мансийского автономного округа - Югры» - 15-19 ноября

2009 года, г. Ханты-Мансийск; техническом семинаре, молодежной * секции международного общества нефтяников SPE - 17 марта 2010г., г. Москва; техническом семинаре SPE «Синергия статического и динамического моделирования» - 23-25 марта 2010г., г. Москва; международной * технической конференции SPE «Петрофизика XXI - Традиции- и Инновации» - 17-19 мая 2010; г. Тюмень.

Публикации

Результаты диссертации изложены в 6-ти научных работах

Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, 4-х глав, заключения, содержит 103 страницы, в том числе 64 рисунка и 3 таблицы. Список литературы включает 78 наименований.

Заключение Диссертация по теме "Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых", Хабаров, Алексей Владимирович

3.7. Выводы по результатам анализа различных способов прогноза проницаемости

Применительно к рассматриваемому геологическому объекту, а также объему и качеству располагаемых данных, были сформулированы следующие основные выводы относительно прогноза проницаемости пород-коллекторов:

• В очередной раз подтверждена низкая эффективность методики прогноза проницаемости на основании зависимости Кпр(Кп)

• Установлено, что использование эмпирических моделей, учитывающих изменение, литологии и структуры порового пространства горных пород, позволяет существенно повысить предсказательность проницаемости коллекторов. Так, применение модели Тимура, использующей плотностной и нейтронный каротаж в качестве входных параметров; позволяет добиться значительного улучшения проницаемости в области максимальных значений Кпр.

• Вместе с тем, несмотря на достигнутое улучшение прогноза проницаемости, анализ прогнозной и фактической продуктивности скважин отразил недостаток Кпр для самых высокопродуктивных скважин.

• Дальнейшее усложнение методик прогноза за счет введения литологической дифференциации зависимости Кпр(Кп), позволило добиться понимания природы изменения ФЕС пород-коллекторов, однако, полученный положительный эффект при прогнозировании К11р можно охарактеризовать как крайне незначительный при существенно возросшем^ времени подготовки'и обработки данных.

•> Последующее применение многомерных корреляций^ таких как множественная- регрессия» и- нейронные сети также не привели к выраженному улучшению прогноза- проницаемости. Вместе^ с тем; как инструмент предсказания, они еще раз доказали свою эффективность при их адекватной настройке и обучении. Так, в ходе анализа полученных результатов, не было выявлено никаких аномальных «выбросов» и иных принципиальных расхождений с прочими методиками.

Таким» образом, обобщая-этот этап исследований, необходимо признать, что в данной ситуации, по всей видимости, ни увеличение числа входных каротажных параметров, ни видоизменение предсказательной методики не позволяют добиться дальнейшего существенного улучшения прогноза максимальных величин Кпр в сравнении с базовой методикой Тимура. Последнее, как указывалось ранее, объясняется, видимо, тем, что, с достижением определенного порогового значения, при отсутствиии или минимуме глинистости, дальнейшее увеличение проницаемости контролируется исключительно увеличением размера зерен скелета и улучшением их сортировки и упаковки. В то же время емкостные и минералогические характеристики таких высокопроницаемых разностей остаются неизменными, что влечет за собой и неизменность присущих им геофизических признаков.

Как показывает выполненный анализ, единственным стандартным геофизическим параметром, чувствительным к изменению КпрМдх является удельное электрическое сопротивление горных пород, эффективное (в чистом виде) исключительно в области предельного насыщения продуктивных коллеторов.

В такой ситуации, представленная ранее, методика комплексирования электрометрических данных с капиллярной моделью насыщения позволяет повысить достоверность прогноза Кпр как в области предельного нефтенасыщения, так и в «переходной» зоне. При этом капиллярная модель может служить, своего рода, фильтром позволяющим выделить информацию, связанную с проницаемостью коллекторов из общего сигнала УЭС.

ГЛАВА 4. ИНТЕРАКТИВНЫЙ ИНТЕРПРЕТАЦИОННЫЙ АЛГОРИТМ

В результате проведенных исследований и работ сформировался комплексный интерактивный алгоритм интерпретации материалов ГИС. При этом термин интерактивный алгоритм несет специальную смысловую нагрузку.

В соответствии с электронной энциклопедией «ВикипедиЯ» www.wikipedia.org : «Интерактивность - это принцип организации системы, при котором цель достигается информационным обменом элементов этой системы».

Радиоактивные

Рис.64 Комплексный алгоритм интерактивной интерпретации

• провести уточненную оценку нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов путем замещения элекрической модели на капиллярную;

• увязать в виде единой взаимосвязанной системы все оценки индивидуальных петрофизических характеристик, таких как: Кп, Кпр, Кв и т.д.

В результате такого интерактивного комплексирования была достигнута сбалансированность (и непротиворечивость) общей интерпретационной модели, что является важным дополнительным критерием достоверности комплексной оценки фильтрационно-емкостных свойств недонасыщенных коллекторов переходной зоны.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В заключении сделан вывод о том, что исследования, выполненные автором, позволили впервые для терригенных коллекторов Салымской группы месторождений решить поставленные перед ним задачи и получить следующие результаты:

• Проведена уточненная оценка нефтенасыщенности тонко- и микрослоистых коллекторов. Решение задачи достигнуто замещением электрической модели на капиллярную модель насыщенности в интервалах гетерогенных и тонкослоистых коллекторов.

• Разработанная методика интерпретации стандартного комплекса ГИС (КС, ГГКп, НКТ, ГК) позволяет прогнозировать начальный дебит и обводненность скважин.

В результате выполненных исследований и работ повышена достоверность оценки подсчетных параметров недонасыщенных пластов-коллекторов АС 1011 Западно-Салымского, Верхне-Салымского и Ваделыпского месторождений. Как следствие, достигнута высокая эффективность освоения скважин и дальнейшего управления разработкой этих месторождений.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Хабаров, Алексей Владимирович, Москва

1. Азаматов В.И: Переходная зона и водонефтяной контакт горизонта Д1 Ромашкинского и Ново-Елховского месторождению // В сб. Вопросы' геологии; разработки нефтяного месторождения;, гидродинамики- и физики;пласта: Труды ТатНИИ; вып;6; Л;, Недра, 196Ф

2. Амикс Дж., Басс Д; Уайтинг Р. Физика нефтяного пласта // М., Гостоптехиздат, 1962, 571с.

3. Белов Ю.Я. Усовершенствование капилляриметрического метода исследования пород-коллекторов для определения: ряда параметров подсчета запасов нефти и газа // Диссертация к.г.-м.н., М., ВНИГНИ, 1980, 181с.

4. Васильев В.М. К вопросу определения водонефтяных контактов и контуров нефтеносности в трещиноватых коллекторах // В сб. Геология и нефтегазоносность Восточного и Центрального Предкавказья. Труды ГрозНИИ, вып. 18

5. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В. Комплексная методика оценки коэффициента нефтенасыщенности гетерогенных коллекторов. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189, 143-166с.

6. Волокитин Я. Е., Хабаров А. В., Сахибгареев P.P., Быдзан А.Ю., Боркент

7. Э.-Я. Методика интеграции каротажных и промысловых данных с цельюпрогноза продуктивности скважин и их начальной обводненности. // НТВ «Каротажник». 2009. Вып. 189, 212-226с.

8. Дахнов В.Н. Электрические и;магнитные методы исследования скважин // Москва «Недра» 1967 ,

9. П. Демушкин Ю.И., Акбашев B.C., Князева А.И. Учет геологических закономерностей распределения пластовых вод при оценке результатов косвенных методов измерения остаточной воды // НТС Нефть и газ Тюмени, вып.9, 1971

10. Добрынин В.М. Интерпретация результатов геофизических исследований нефтяных и газовых скважин // Москва, Недра, 198813: Дьяконов Д.И., Леонтьев Е.И., Кузнецов Г.С. Общий курс геофизических исследований скважин // Москва, Недра, 1984

11. Кокшаров В.З. Волна Лэмба и ее связь с проницаемостью // Исследования по многоволновому акустическому каротажу и сейсмомоделированию. Новосибирск: Изд. ИГиГ СО АН СССР. 1990. 3-12с.

12. Кошляк В.А., Якупов И.А. О формировании водонефтяного раздела в нефтяной залежи//Нефтегазовая геология и геофизика, вып.5, 1963

13. Крутин В.Н., Марков М.Г., Юматов А.Ю. Скорость и затухание волн Лэмба-Стоунли в скважине, окруженной насыщенной пористой средой // Изв. АН СССР. Сер. "Физика Земли". М.: Наука. 1987. № 9. 33-38 с.

14. Леоньтьев Е.И., Дорогиницкая Л.М., Кузнецов Г.С., Малыхин А .Я. Изучение коллекторов нефти и газа месторождений Западной Сибири геофизическими методами//Москва, Недра, 1974

15. Лиходедов В.TL, Орлинский Б.М., Гильманшин А'.Ф. Влияние особенностейjзалежей-нефти на форму поверхности ВНК немощность переходной зоны // Геология ¡нефти и газа, вып;5, 1970

16. Мелик-Пашаев' B.C. О» так называемой переходной зоне при определении водонефтяного« контакта // Геология нефти и газа; вьщ.2, 1959

17. Перников М.Ш. О переходной зоне и определении положения ВНК // Геология нефти и газа, вып.2, 1971

18. Петерсилье В.И., Белов Ю.Я. Опыт применения капилляриметрических измерений для оценки размеров и характера распределения флюидов переходных зон. // В сб. Методика разведки и подсчета запасов месторождений нефти и газа. Труды ВНИГНИ; вып.201, М., 1977

19. Петерсилье В.И., Порскун В.И., Яценко Г.Г. Методические рекомендации по подсчету геологических запасов нефти и газа объемным методом // Москва-Тверь, ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика», 2003

20. Сохранов H.H. О переходной зоне и определении водонефтяного контакта по геофизическим измерениям // Геология нефти и газа. I960

21. Ушатинский И.Н., Зарипов О.Г. Минералогические и геологические показатели нефтегазоностности мезозойских отложений Западно-Сибирской,плиты // Тр. ЗапСиб НИГНИ 1978, вып.96, 208с.

22. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Методика комплексного анализа данных керна и ГИС с целью литологической классификации терригенных коллекторов//НТВ «Каротажник». 2009, вып. 189. 83-128 с.

23. Хабаров А. В., Волокитин Я. Е. Оценка проницаемости терригенных пластов-коллекторов по керну, каротажу и промысловым данным // НТВ «Каротажник». 2009, вып. 189, 67-211с.

24. Хабаров* А. В., Волокитин Я. Е., Боркент Э1-Я. Методика^ оценки пористости тонкослоистых пластов-коллекторов. // НТВ «Каротажник». 2009, вып. 189, 129-НЗс.

25. Хабаров А.В., ВолокитинЯ.Е., Боркент Е. Методика» оценки ФЕС тонкослоистых коллекторов ас 10-11 салымской группы месторождений // Сборник тезисов докладов, Международная конференция геофизиков и геологов, г.Тюмень, Россия, 4-7 декабря 2007 г.

26. Хабаров В.В. Поиск алгоритмов учета влияния глинистых минералов на петрофизические и геофизические характеристики пластов-коллекторов // Проблемы интерпретации данных ГИС на ЭВМ. М., Геоинформмарк, 1992, 110 с.

27. Ханин А.А. Остаточная вода в коллекторах нефти и газа // М., Гостоптехиздат, 1963, 207с.

28. Adams S.J., and Van den Oord RJ. Capillary Pressure and Saturation-Height Functions // Report EP 93-0001, SIPM BV, January 1993.

29. Altunbay M., Georgi D., and Takezaki H.M. Permeability Prediction for Carbonates: Still a Challenge? // paper SPE 37753 presented at the 1997 SPE Middle East Oil Show and Conference, Manama, Bahrain, 17-20 March.

30. Baker Atlas. Introduction to Wireline Log Analysis, 1995

31. Bakker G.G., Lippincott R.G. Overvier of Petrophysics // Shell Learning, 3rd edition, July 2004

32. Bassiouni Z., Theory, measurement, and interpretation of well logs // SPE textbook series vol.4, 1994

33. Berkhin P. Survey of Clustering Data Mining Techniques // Accrue Software, 2002.

34. Berg R.R. Method for Determining Permeability From Reservoir Rock Properties // Trans., Gulf Coast Assn. of Geol. Soc. (1973) 57, No.2, 349.

35. Brooks R.H. and Corey A.T. Properties of porous media« affecting fluid" flow // J. of the Irrigation and Drainage Division, Proc. ofASCE, 92, No.IR2, (1966) 61-68

36. Brooks R.H. and Corey A.T. Hydraulic Properties of Porous Media- // Colorado State University Hydrology Paper No. 3, 1964.

37. Callan R. The Essence of Neural Networks, 1999 Prentice Hall, Europe, 232pp

38. Carman P. Fluid Flow Through Granular Beds // Trans. Inst.Chem. Eng., 1937

39. Coates G. and Denoo S. // The Producibility Answer Product // The Technical Review, Schlumberger, Houston (June 1981) 29, No. 2, 55.

40. Czubek, J.A. Quantitative interpretation of gamma-ray logs in the presence of random noise // paper KKK presented at the 1986 SPWLA Annual logging symposium, Aberdeen

41. Darcy H. Les Fontaines Publiques de la Ville de Dijon // Dalmont, Paris, 1856

42. DelshadiMv SEE, TheiU., Idaho.Natll

43. Di Carlo D.A., Sahni A., Blunt; M.J:, Stanford U. Three-phase relative permeability of water-wet, oil-wet & mixed-wet sandpacks // SPE Journal 5 (1), March 2000

44. Flaum C., Galford J.E., Hastings A. Enhanced vertical resolution processing of dual detector gamma-gamma density logs // SPWLA Twenty-Eight Annual Logging Symposium, June29-July2, 1987

45. Galford J.E., Flaum C., Gilchrist W.A., and Duckett S.W. Enchanced resolution processing- of compensated neutron logs // paper SPE 15.441 presentad at the 1986 SPE Annual« technical conference and? exhibition; New Orleans

46. Gunter G. W., Finneran J. M., Hartman D. J., and Miller J. D. // Early determination of reservoir flow units using an integrated petrophysical method, SPE paper 38679: Society ofPetroleum;Engineers, 1997

47. Gurney K. An Introduction to Neural Networks, 1997 UCL Press, 234pp

48. Hartmann D.J. and Farina J. Integrated reservoir analysis: prediction reservoir performance through collaboration // Houston: Occidational oil & gas corporation: course workbook, 2004

49. Jain, Murty and Flynn. Data Clustering // ACM Comp. Surv., 1999.

50. Khabarov A., Volokitin Y. Characterisation of Reservoir Rock Types for West Salym field through neural net application // Shell Journal of Upstream Technology Special Issue: Petrophysics EP 2010-7021. 2010. P.10-16

51. Krumbein W.C! and Monk G.D // Permeability as a Function: of the Size Parameters of Unconsolidated Sand," Thm?., AIME , 1943

52. Leverett M.C. Capillary behaviour in porous solids // Transactions of the AIME (142): 159-172. 1941

53. Looyestijn W.J. Deconvolution of. petrophysical logs: applications and limitations // SPWLA 23rd Annual Logging Symposium, July 6-9

54. Paillet F.L. Qualitative and quantitative interpretation of fracture permeability using acoustic full-waveform logs // The Log Analyst, v. 32, № 3. 1991. pp. 256-270.

55. Schlumberger. Log Interpretation Principles/Applications, 1989

56. Silva F. P. T., Ghano A. A., A1 Mansoori A., and Bahar A. Rock type constrained 3d reservoir characterization and modeling // SPE paper 78504: Soci ety of Petro leum Engi neers, 2002

57. Skalinski M., Gottlib-Zeh S., and Moss B. Defining and Predicting Rock Types in Carbonates — Preliminary Results from an Integrated Approach using Core and Log Data from the Tengiz Field // PETROPHYSICS, VOL. 47, NO. 1, Feb. 2006

58. Swanson B.F. A Simple Correlation Between Permeabilities and Mercury Capillary Pressure // JPT (December 1981) 2498.

60. Thomeer J.H.M. Introduction of a pore geometrical factor defined by the capillary pressure curve // JPT March 1960, pp 73-77.

61. Tiab D. and Donaldson E. Theory and Practice of measuring reservoir rock and fluid transport properties, 1999

62. Timur A. An Investigation of Permeability and Porosity, and Residual Water Saturation Relationship for Sandstone Reservoirs // TheLog Analyst (July-August 1968) 9, No. 4, 8.

63. Tixier M.P. Evaluation of Permeability From Electric-Log Resistivity Gradients // Oil and Gas J. (June 1949) 48, No. 6, 113.

64. Van Baaren J.P. Quick-Look Permeability Estimates Using Sidewall Samples and Porosity Logs // paper presented at the 1979 Annual European Logging Symposium, London.

65. Wyatt D.F., Gadeken L.L., Merchant G.A., Lacobson L.A. Resolution enhancement of nuclear measurements through deconvolution // SPWLA 31st Annual Logging Symposium, June24-27, 1990

Информация о работе

Хабаров, Алексей Владимирович
кандидата технических наук
Москва, 2010
ВАК 25.00.10

Диссертация

Методика интерактивного петрофизического моделирования недонасыщенных залежей нефти - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы