Informacja

Drogi użytkowniku, aplikacja do prawidłowego działania wymaga obsługi JavaScript. Proszę włącz obsługę JavaScript w Twojej przeglądarce.

Wyszukujesz frazę "formacje typu tight" wg kryterium: Wszystkie pola


Wyświetlanie 1-2 z 2
Tytuł:
Determining irreducible water saturation based on well log data and laboratory measurements
Wyznaczenie zawartości wody nieredukowalnej na podstawie pomiarów geofizyki wiertniczej oraz wyników badań laboratoryjnych
Autorzy:
Lis-Śledziona, Anita
Stadtmüller, Marek
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1835022.pdf
Data publikacji:
2019
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
irreducible water saturation
Swir
NMR
well log data
capillary water
free water
clay bound water
tight gas formation
współczynnik nasycenia wodą nieredukowalną
profilowania geofizyki wiertniczej
woda kapilarna
woda wolna
woda związana
formacje typu tight
Opis:
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.
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.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2019, 75, 5; 239-246
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
Tytuł:
Laboratoryjna symulacja wgniatania ziaren podsadzki w formację złożową typu tight gas
Laboratory simulation of proppant embedment into a tight gas formation
Autorzy:
Masłowski, Mateusz
Powiązania:
https://bibliotekanauki.pl/articles/1834400.pdf
Data publikacji:
2020
Wydawca:
Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
Tematy:
wgniatanie podsadzki
hydrauliczne szczelinowanie
materiał podsadzkowy
płyn szczelinujący
złoża niekonwencjonalne
proppant embedment
hydraulic fracturing
proppant
fracturing fluid
unconventional reservoirs
Opis:
This paper presents the issue of damage to the fracture wall surface, after hydraulic fracturing of the hydrocarbons reservoir. It is caused by proppant embedment into the fracture wall and the impression of rock material from the fracture wall surface. These phenomena have a negative effect on the flow of hydrocarbons from the rock to the fracture and on maintaining the width of fracture after the closing of the rock mass, when the pressure drops below the fracturing pressure. The developed methodology for imagining the size of the embedment phenomenon and the rock material impression was verified by laboratory tests. The tests were performed for Rotliegend sandstone (tight gas formation) from Polish unconventional reservoirs. It was characterized by a quartz content of 73.3%. The tests were conducted for an initially soaked rock (crosslinked natural polymer). The fracture was packed with proppant ceramics ISP 20/40 with grain size from 0.850 mm to 0.425 mm and the surface concentration of the proppant was 4.88 kg/m2 . The laboratory simulation of the embedment phenomenon was performed for compressive stress of 86.5 MPa for 6 hours at 127°C. Based on the imagining of the core faces (fracture walls) in 3D and their analyses, the total average depth of proppant embedment into the fracture walls was 0.091 mm and the total average height of the rock material squeezed out was 0.077 mm. The total decrease of the fracture width packed with proppant grains was 0.168 mm. The average damage of the fracture surface by the proppant grains was 31.5%. The test procedure applied might be used in the evaluation of the susceptibility of reservoir rock to the embedment phenomenon and the rock material squeezed out, as well as for the selection of frac fluid and proppant for fracturing of hydrocarbon reservoirs.
Źródło:
Nafta-Gaz; 2020, 76, 4; 261-269
0867-8871
Pojawia się w:
Nafta-Gaz
Dostawca treści:
Biblioteka Nauki
Artykuł
    Wyświetlanie 1-2 z 2

    Ta witryna wykorzystuje pliki cookies do przechowywania informacji na Twoim komputerze. Pliki cookies stosujemy w celu świadczenia usług na najwyższym poziomie, w tym w sposób dostosowany do indywidualnych potrzeb. Korzystanie z witryny bez zmiany ustawień dotyczących cookies oznacza, że będą one zamieszczane w Twoim komputerze. W każdym momencie możesz dokonać zmiany ustawień dotyczących cookies