The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects
We present the developed theoretical-empirical technique for predicting of rocks’ oil-and-gas bearing in wells sections according to acoustic logging (AL) and core research (CR) and its variants by using data of other loggings and also the results of testing them on wells sections data in the Wester...
Збережено в:
| Дата: | 2021 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | English |
| Опубліковано: |
Subbotin Institute of Geophysics of the NAS of Ukraine
2021
|
| Онлайн доступ: | https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/225545 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Geofizicheskiy Zhurnal |
Репозитарії
Geofizicheskiy Zhurnal| id |
journalsuranua-geofizicheskiy-article-225545 |
|---|---|
| record_format |
ojs |
| institution |
Geofizicheskiy Zhurnal |
| collection |
OJS |
| language |
English |
| format |
Article |
| author |
Skakalska, L. Nazarevych, A. Kosarchyn, V. |
| spellingShingle |
Skakalska, L. Nazarevych, A. Kosarchyn, V. The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects |
| author_facet |
Skakalska, L. Nazarevych, A. Kosarchyn, V. |
| author_sort |
Skakalska, L. |
| title |
The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects |
| title_short |
The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects |
| title_full |
The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects |
| title_fullStr |
The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects |
| title_full_unstemmed |
The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects |
| title_sort |
theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. new aspects |
| title_alt |
Теоретико-эмпирическая методика прогнозирования углеводородов в разрезах скважин. Новые аспекты Теоретико-емпірична методика прогнозування вуглеводнів у розрізах свердловин. Нові аспекти |
| description |
We present the developed theoretical-empirical technique for predicting of rocks’ oil-and-gas bearing in wells sections according to acoustic logging (AL) and core research (CR) and its variants by using data of other loggings and also the results of testing them on wells sections data in the Western oil and gas bearing region of Ukraine (WOGR). The mathematical apparatus of the created technique is based on a mathematical model of solid porous rock, empirical relationships between elastic and reservoir characteristics of rocks and acoustic logging data for specific studied wells. The key parameter in the calculations is the rock compressibility. Determination of the porosity of rocks and prediction of the type of pore filler (water, oil, gas) is implemented by comparing the results of calculating the velocities using theoretical and constructed empirical relationships with the actual data of the AL, by the parameter of compressibility of rocks, by the density of the pore filler fluid.
Additional versions of the technique have been developed based on correlation dependences and data from other logging methods — gamma-ray logging (GL), electric logging (EL/SP), offset method and seismic logging (SL). They are used in case of absence of AL data for the studied wells or for the intervals of their sections, and also for improving the reliability of prediction the oil and gas content of these sections. The software for the implementation of the technique was developed in Fortran, C# and Excel software environments.
The technique was tested on the data of wells of a number of structures of the WOGR of Ukraine (Lishchyns’ka, Buchats’ka, Ludyns’ka, Zaluzhans’ka, Zarichnyans’ka and Nyklovyts’ka).The technique ensures reliable prediction of petrophysical characteristics, porosity and oil-gas-water saturation of rock layers of different thicknesses (including thin layers — from 0.1—0.2 m) in well sections. For this, in addition to the data of the general parametric base of the WOGR reservoir rocks, the specially constructed refined empirical relations for various specific types and subtypes of the WOGR reservoir rocks are used, they are based on the results of analysis of petrophysical characteristics of those rocks. |
| publisher |
Subbotin Institute of Geophysics of the NAS of Ukraine |
| publishDate |
2021 |
| url |
https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/225545 |
| work_keys_str_mv |
AT skakalskal thetheoreticalempiricaltechniqueofhydrocarbonspredictioninwellssectionsnewaspects AT nazarevycha thetheoreticalempiricaltechniqueofhydrocarbonspredictioninwellssectionsnewaspects AT kosarchynv thetheoreticalempiricaltechniqueofhydrocarbonspredictioninwellssectionsnewaspects AT skakalskal teoretikoémpiričeskaâmetodikaprognozirovaniâuglevodorodovvrazrezahskvažinnovyeaspekty AT nazarevycha teoretikoémpiričeskaâmetodikaprognozirovaniâuglevodorodovvrazrezahskvažinnovyeaspekty AT kosarchynv teoretikoémpiričeskaâmetodikaprognozirovaniâuglevodorodovvrazrezahskvažinnovyeaspekty AT skakalskal teoretikoempíričnametodikaprognozuvannâvuglevodnívurozrízahsverdlovinnovíaspekti AT nazarevycha teoretikoempíričnametodikaprognozuvannâvuglevodnívurozrízahsverdlovinnovíaspekti AT kosarchynv teoretikoempíričnametodikaprognozuvannâvuglevodnívurozrízahsverdlovinnovíaspekti AT skakalskal theoreticalempiricaltechniqueofhydrocarbonspredictioninwellssectionsnewaspects AT nazarevycha theoreticalempiricaltechniqueofhydrocarbonspredictioninwellssectionsnewaspects AT kosarchynv theoreticalempiricaltechniqueofhydrocarbonspredictioninwellssectionsnewaspects |
| first_indexed |
2024-04-21T19:43:15Z |
| last_indexed |
2024-04-21T19:43:15Z |
| _version_ |
1796974675418415104 |
| spelling |
journalsuranua-geofizicheskiy-article-2255452021-03-13T07:23:36Z The theoretical-empirical technique of hydrocarbons prediction in wells sections. New aspects Теоретико-эмпирическая методика прогнозирования углеводородов в разрезах скважин. Новые аспекты Теоретико-емпірична методика прогнозування вуглеводнів у розрізах свердловин. Нові аспекти Skakalska, L. Nazarevych, A. Kosarchyn, V. We present the developed theoretical-empirical technique for predicting of rocks’ oil-and-gas bearing in wells sections according to acoustic logging (AL) and core research (CR) and its variants by using data of other loggings and also the results of testing them on wells sections data in the Western oil and gas bearing region of Ukraine (WOGR). The mathematical apparatus of the created technique is based on a mathematical model of solid porous rock, empirical relationships between elastic and reservoir characteristics of rocks and acoustic logging data for specific studied wells. The key parameter in the calculations is the rock compressibility. Determination of the porosity of rocks and prediction of the type of pore filler (water, oil, gas) is implemented by comparing the results of calculating the velocities using theoretical and constructed empirical relationships with the actual data of the AL, by the parameter of compressibility of rocks, by the density of the pore filler fluid. Additional versions of the technique have been developed based on correlation dependences and data from other logging methods — gamma-ray logging (GL), electric logging (EL/SP), offset method and seismic logging (SL). They are used in case of absence of AL data for the studied wells or for the intervals of their sections, and also for improving the reliability of prediction the oil and gas content of these sections. The software for the implementation of the technique was developed in Fortran, C# and Excel software environments. The technique was tested on the data of wells of a number of structures of the WOGR of Ukraine (Lishchyns’ka, Buchats’ka, Ludyns’ka, Zaluzhans’ka, Zarichnyans’ka and Nyklovyts’ka).The technique ensures reliable prediction of petrophysical characteristics, porosity and oil-gas-water saturation of rock layers of different thicknesses (including thin layers — from 0.1—0.2 m) in well sections. For this, in addition to the data of the general parametric base of the WOGR reservoir rocks, the specially constructed refined empirical relations for various specific types and subtypes of the WOGR reservoir rocks are used, they are based on the results of analysis of petrophysical characteristics of those rocks. Представлена разработанная теоретико-эмпирическая методика прогнозирования нефтегазоносности пород в разрезах скважин по данным акустического каротажа и керновых исследований (КИ) и ее варианты с использованием данных других каротажных методов, а также апробация ее для исследования геологических разрезов скважин Западного нефтегазоносного региона (ЗНГР) Украины. Математический аппарат созданной методики базируется на математической модели твердой пористой горной породы, эмпирических соотношениях между упругими и коллекторскими характеристиками горных пород и данных акустического каротажа по конкретным исследуемым скважинам. Ключевым в расчетах является параметр сжимаемости пород. Тип заполнителя пор породы (воды, нефти, газа) прогнозируется путем сравнения результатов расчета скоростей по теоретическим и эмпирическим зависимостям и фактических данных АК, по сжимаемости или по плотности флюида — заполнителя пор. Разработаны дополнительные варианты методики на основе корреляционных зависимостей и данных других каротажных методов — гамма-каротажа, электрокаротажа, метода офсетов и сейсмокаротажа. Они используются в случае отсутствия данных АК для исследуемых скважин или отдельных интервалов их разрезов, а также для повышения надежности прогнозирования нефтегазоносности этих разрезов. Программное обеспечение для реализации методики разработано в средах Fortran, C# и Excel. Методика апробирована на данных скважин структур Западного нефтегазоносного региона Украины (Лищинской, Бучацкой, Лудинской, Залужанской, Заричнянской, Никловицкой). Методика обеспечивает надежное прогнозирование петрофизических характеристик, пористости и нефтегазоводонасыщенности пластов пород различной толщины (включая тонкие пласты — от 0,1—0,2 м) в разрезах скважин. Для этого в дополнение к данным общей параметрической базы пород-коллекторов региона используются специально построенные по результатам анализа петрофизических характеристик различных конкретных типов и подтипов пород-коллекторов ЗНГР уточненные эмпирические соотношения для них. Наведено розроблену теоретико-емпіричну методику прогнозування нафтогазоносності порід у розрізах свердловин за даними акустичного каротажу і кернових досліджень та її варіанти з використанням даних інших каротажних методів, а також апробацію її для дослідження геологічних розрізів свердловин Західного нафтогазоносного регіону України. Математичний апарат створеної методики базується на математичній моделі твердої пористої гірської породи, емпіричних співвідношеннях між пружними і колекторськими характеристиками гірських порід і даних акустичного каротажу по конкретних досліджуваних свердловинах. Ключовим у розрахунках є параметр стисливості порід. Пористість порід і прогнозування типу заповнювача пор (води, нафти, газу) визначено шляхом порівняння результатів обчислення швидкостей за теоретичними та емпіричними залежностями з фактичними даними АК, за параметром стисливості порід, за густиною флюїду — заповнювача пор. Розроблено додаткові варіанти методики на основі кореляційних залежностей і даних інших каротажних методів — гамма-каротажу, електрокаротажу, методу офсетів і сейсмокаротажу. Їх використано в разі відсутності даних АК для досліджуваних свердловин чи окремих інтервалів їх розрізів, а також для підвищення надійності прогнозування нафтогазоносності цих розрізів. Програмне забезпечення для реалізації методики розроблено в середовищах Fortran, С# та Excel. Методику апробовано на даних свердловин структур Західного регіону України (Ліщинської, Бучацької, Лудинської, Залужанської, Зарічнянської, Никловицької). Методика забезпечує надійне прогнозування петрофізичних характеристик, пористості і нафтогазоводонасиченості пластів порід різної товщини (зокрема тонких пластів — від 0,1—0,2 м) у розрізах свердловин. Для цього як доповнення до даних загальної параметричної бази порід-колекторів регіону використано спеціально побудовані за результатами аналізу петрофізичних характеристик різних конкретних типів і підтипів порід-колекторів уточнені емпіричні співвідношення для них. Subbotin Institute of Geophysics of the NAS of Ukraine 2021-03-13 Article Article application/pdf https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/225545 10.24028/gzh.0203-3100.v43i1.2021.225545 Geofizicheskiy Zhurnal; Vol. 43 No. 1 (2021); 160-180 Геофизический журнал; Том 43 № 1 (2021); 160-180 Геофізичний журнал; Том 43 № 1 (2021); 160-180 2524-1052 0203-3100 en https://journals.uran.ua/geofizicheskiy/article/view/225545/226238 http://creativecommons.org/licenses/by/4.0 |