Тематический рубрикатор статей

Георесурсы T.24.№4.2022
Стр.
Скачать статью

Применение компьютерной томографии и ЯМР для петротипизации сложнопостроенных терригенных коллекторов

А.А. Чистяков, Е.В. Швалюк, А.А. Калугин

Оригинальная статья

DOI https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.9

102-116
rus.

open access

Under a Creative Commons license
В данной работе предлагается новый подход к петротипизации терригенных коллекторов, включающих низкоомные и слабопроницаемые породы, на примере отложений васюганской свиты верхнеюрского возраста ряда месторождений Западной Сибири. Разработанный подход основан на комплексной интерпретации результатов стандартных лабораторных исследований и микроструктурных характеристик, полученных методами компьютерной томографии (КТ) и ядерно-магнитного резонанса (ЯМР). Данный комплекс специальных лабораторных исследований для изучаемых отложений был проведен впервые.

Разрез васюганской свиты представлен в основании алевролитами, которые постепенно сменяются песчаниками по направлению к кровле пласта. Алевролиты являются низкоомными и слабопроницаемыми породами. Изначально предполагалось, что только песчаники являются нефтесодержащими породами, а алевролиты – водонасыщенными. При этом для подсчёта запасов ко всему пласту применялось единое уравнение Арчи.

Однако, несмотря на относительно низкую проницаемость и ожидаемую высокую водонасыщенность нижней части пласта, в ходе проведения испытаний скважин из него был получен значительный приток нефти. Для корректного выделения пропущенных продуктивных интервалов целевого пласта необходимо было разработать новый подход к его петротипизации, учитывающий полиминеральный состав, разнообразие микроструктуры, широкий диапазон значений пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности.

Предложенная программа лабораторных экспериментов включает в себя измерения коэффициентов пористости и проницаемости, капилляриметрических и электрических свойств, а также исследования методами ЯМР и КТ. Весь комплекс лабораторных экспериментов проводился на одних и тех же образцах керна, что позволило установить достоверную корреляцию между измеряемыми параметрами.

Интерпретация индикатора зоны фильтрации, рассчитанного как функция пористости и остаточной водонасыщенности, совместно с результатами петрофизических и микроструктурных исследований позволила провести надежную петротипизацию, которая послужит петрофизической основой для выделения пропущенных раннее продуктивных интервалов в низкоомных частях пласта.

Разработанные программа лабораторных исследований и алгоритм проведения петротипизации изученных отложений могут быть рекомендованы к применению также на других месторождениях.
 
компьютерная томография, ядерно-магнитный резонанс, петротипизация, терригенные породы, низкоомные коллектора, слабопроницаемые коллектора
 
  • Богданович Н.Н., Казак А.В., Якимчук И.В. и др. (2014). Низкопроницаемые продуктивные доломиты Преображенского горизонта Верхнечонского месторождения. Нефть. Газ. Новации, 183(4), с. 41–91.
  • Amaefule J.O., Altunbay M., Tiab D., Kersey D.G., and Keelan D.K. (1993). Enhanced reservoir description: using core and log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored intervals. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, pp. 205–220. https://doi.org/10.2118/26436-MS
  • Archie G.E. (1942). The Electrical Resistivity Log as an Aid in Determining Some Reservoir Characteristics. Petroleum Transactions of the AIME, 146, pp. 54–62. https://doi.org/10.2118/942054-G
  • Coates G.R., Xiao,L., Prammer M.G. (1999). NMR Logging. Ebooks,  253 p.
  • Eltom H.A. (2020). Limitation of laboratory measurements in evaluating rock properties of bioturbated strata: A case study of the Upper Jubaila Member in central Saudi Arabia. Sedimentary Geology, 398, 105573. https://doi.org/10.1016/j.sedgeo.2019.105573
  • Fheed A., Krzyżak A., Świerczewska A. (2018). Exploring a carbonate reef reservoir – nuclear magnetic resonance and computed microtomography confronted with narrow channel and fracture porosity. Journal of Applied Geophysics, 151, pp. 343–358. https://doi.org/10.1016/j.jappgeo.2018.03.004
  • Fitzsimons D., Oeltzschner G., Ovens C., Radies D., Schulze F. (2016). Integration and Data Analysis of Conventional Core Data with NMR and CT Data to Characterize An Evaporitic Carbonate Reservoir. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Abu Dhabi, UAE, p. D031S068R002. https://doi.org/10.2118/183145-MS
  • Gholami V., Mohaghegh S.D. (2009). Intelligent upscaling of static and dynamic reservoir properties. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, pp. 2238–2252. https://doi.org/10.2118/124477-MS
  • Haikel S., Rosid M.S., Haidar M.W. (2018). Study comparative rock typing methods to classify rock type carbonate reservoir Field “s” East Java. Journal of Physics: Conference Series. Institute of Physics Publishing. 10.1088/1742-6596/1120/1/012047
  • Kolodzie S. (1980). Analysis of pore throat size and use of the waxman-smits equation to determine OOIP in spindle field, Colorado. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. https://doi.org/10.2118/9382-MS
  • Liu X. et al. (2017). Pore-scale characterization of tight sandstone in Yanchang Formation Ordos Basin China using micro-CT and SEM imaging from nm- to cm-scale. Fuel, 209, pp. 254–264. https://doi.org/10.1016/j.fuel.2017.07.068
  • McPhee C., Reed J., Zubizarreta I. (2015). Core Analysis: A Best Practice Guide. Developments in Petroleum Science, 64, pp. 2–829.
  • Mirzaei-Paiaman A., Ostadhassan M., Chen Z. (2018). A new approach in petrophysical rock typing. Journal of Petroleum Science and Engineering, 166, pp. 445–464. https://doi:10.1016/j.petrol.2018.03.075
  • Mustafa A., A.Mahmoud M., Abdulraheem A. (2019). A Review of Pore Structure Characterization of Unconventional Tight Reservoirs. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. Abu Dhabi, UAE, p. D031S098R001. https://doi.org/10.2118/197825-MS
  • Pires L.O., Fiorelli G.L., Winter A., Trevisan O.V. (2017). Petrophysical Characterization of Carbonates Heterogeneity. OTC Brasil. Rio de Janeiro, Brazil, p. D021S015R001. https://doi.org/10.4043/28098-MS
  • Pires L.O., Winter A., Trevisan O.V. (2019). Dolomite cores evaluated by NMR. Journal of Petroleum Science and Engineering, 176, pp. 1187–1197. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2018.06.026
  • Pittman E.D. (1992). Relationship of porosity and permeability to various parameters derived from mercury injection-capillary pressure curves for sandstone. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 76, pp. 191–198. https://doi.org/10.1306/BDFF87A4-1718-11D7-8645000102C1865D
  • Salimidelshad Y. et al. (2019). Experimental investigation of changes in petrophysical properties and structural deformation of carbonate reservoirs. Petroleum Exploration and Development, 46, pp. 565–575. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(19)60036-4
  • Saxena N., et al. (2019). Rock properties from micro-CT images: Digital rock transforms for resolution, pore volume, and field of view. Advances in Water Resources, 134, p. 103419. https://doi.org/10.1016/j.advwatres.2019.103419
  • Skalinski M., et al. (2010). Updated Rock Type Definition and Pore Type Classification of a Carbonate Buildup, Tengiz Field, Republic of Kazakhstan (Russian). SPE Caspian Carbonates Technology Conference. SPE Caspian Carbonates Technology Conference, Society of Petroleum Engineers. Atyrau, Kazakhstan. https://doi.org/10.2118/139986-RU
  • Skalinski M., Kenter J.A.M. (2015). Carbonate petrophysical rock typing: integrating geological attributes and petrophysical properties while linking with dynamic behaviour. Geological Society, London, Special Publications, 406, pp. 229–259. https://doi.org/10.1144/SP406.6
  • Tiab D., Donaldson E.C. (2016). Petrophysics (Fourth Edition). Elsevier Inc. https://doi.org/10.1016/C2014-0-03707-0
  • Wang M., et al. (2020). Determination of NMR T2 Cutoff and CT Scanning for Pore Structure Evaluation in Mixed Siliciclastic–Carbonate Rocks before and after Acidification. Energies, 13, p. 1338. https://doi.org/10.3390/en13061338
  • Xiao D., et al. (2016). Combining nuclear magnetic resonance and rate-controlled porosimetry to probe the pore-throat structure of tight sandstones. Petroleum Exploration and Development, 43, pp. 1049–1059. https://doi.org/10.1016/S1876-3804(16)30122-7
  • Yarmohammadi S., Kadkhodaie A., Hosseinzadeh S. (2020). An integrated approach for heterogeneity analysis of carbonate reservoirs by using image log based porosity distributions, NMR T2 curves, velocity deviation log and petrographic studies: A case study from the South Pars gas field, Persian Gulf Basin. Journal of Petroleum Science and Engineering, 192. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2020.107283
  •  
Алексей Андреевич Чистяков – профессор, Сколковский институт науки и технологий
Россия, 121205, Москва, ул. Сикорского, д. 11
 
Елизавета Викторовна Швалюк – аспирант, Сколковский институт науки и технологий
Россия, 121205, Москва, ул. Сикорского, д. 11
 
Александр Александрович Калугин – начальник управления, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»
Россия, 109028, Москва, Покровский бул., д. 3, стр. 1
 

Для цитирования:

Чистяков А.А., Швалюк Е.В., Калугин А.А. (2022). Применение компьютерной томографии и ЯМР для петротипизации сложнопостроенных терригенных коллекторов. Георесурсы, 24(4), c. 102–116. https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.9

For citation:

Tchistiakov A.A., Shvalyuk E.V., Kalugin A.A.(2022). The rock typing of complex clastic formation by means of computed tomography and nuclear magnetic resonance. Georesursy = Georesources, 24(4), pp. 102–116. https://doi.org/10.18599/grs.2022.4.9

 

© 2025 Коллектив авторов