Search Results

You are looking at 1 - 7 of 7 items for :

  • "petrophysical parameters" x
  • Refine by Access: All Content x
Clear All

In the paper a 2D joint inversion method is presented, which is applicable for the simultaneous determination of layer thickness variation and petrophysical parameters by processing well-logging data acquired in several boreholes along the profile. The so-called interval inversion method is tested on noisy synthetic data sets generated on hydrocarbon-bearing reservoir models. Numerical experiments are performed to study the convergence and stability of the inversion procedure. Data and model misfit, function distance related to layer thickness fitting are measured as well as estimation errors and correlation coefficients are computed to check the accuracy and reliability of inversion results. It is shown that the actual inversion procedure is stable and highly accurate, which arises from the great over-determination feature of the inverse problem. Even a case study is attached to the paper in which interval inversion procedure is applied for processing of multi-borehole logging data acquired in Hungarian hydrocarbon exploratory wells in order to determine petrophysical parameters and lateral changes of layer thicknesses.

Restricted access

In the paper a combined inversion algorithm solving the nonlinear geophysical well-logging inverse problem is presented. We apply a successive combination of a float-encoded Genetic Algorithm as a global optimization method and the well-known linearized Marquardt algorithm forming a fast inversion procedure. The technique is able to decrease the CPU run time at least one order of magnitude compared to the Genetic Algorithm and gives the parameter estimation errors having a few linearized optimization steps at the end of the iteration process. We use depth-dependent tool response equations to invert all the data of a greater depth-interval jointly in order to determine petrophysical parameters of homogeneous or inhomogeneous layers in one inversion procedure. The so-called interval inversion method gives more accurate and reliable estimation for the petrophysical model parameters than the conventional point by point inversion methods. It also enables us to determine the layer-thicknesses that can not be extracted from the data set by means of conventional inversion techniques. We test the combined interval inversion method on synthetic data, and employ it to the interpretation of well logs measured in a Hungarian hydrocarbon exploratory borehole.

Restricted access

Abstract

This study demonstrates a method to identify and characterize some facies of turbiditic depositional environments. The study area is a hydrocarbon field in the Sava Depression (Northern Croatia). Its Upper Miocene reservoirs have been proved to represent a lacustrine turbidite system. In the workflow, first an unsupervised neural network was applied as clustering method for two sandstone reservoirs. The elements of the input vectors were the basic petrophysical parameters. In the second step autocorrelation surfaces were used to reveal the hidden anisotropy of the grid. This anisotropy is supposed to identify the main continuity directions in the geometrical analyses of sandstone bodies. Finally, in the description of clusters several parametric and nonparametric statistics were used to characterize the identified facies. Obtained results correspond to the previously published interpretation of those reservoir facies.

Restricted access

Wireline logging surveys are routinely used for the reconnaissance and quantitative characterization of multi-mineral hydrocarbon structures. The interpretation of well-logging data, however, is quite a challenging task, because the conventionally used local inversion procedure becomes either an underdetermined or a slightly overdetermined problem that may result in poor parameter estimation. In order to determine the petrophysical model composed of several parameters, such as specific volumes of matrix components, water saturation, primary and secondary porosity and numerous zone-parameters, in a more reliable way a new inversion methodology is required. We suggest a joint inversion technique for the estimation of model parameters of multi-mineral rocks that inverts data acquired from a larger depth interval (hydrocarbon zone). The inverse problem is formulated assuming homogeneous intervals within the zone to get a highly overdetermined inversion procedure. The interval inversion method has been applied to shaly sandy hydrocarbon reservoirs, in this study, that is used for the estimation of petrophysical parameters of complex reservoirs. Numerical results with synthetic and field data demonstrate the feasibility of the inversion method in investigating carbonate and metamorphic structures.

Restricted access

Abstract

Over the years many studies have been conducted to understand the delta system of the Algyő field, many of them dealing with the Ap-13 reservoir. In the present study, therefore, several papers have been reviewed and analyzed to provide the basis for a more detailed description of this reservoir.

A macro-scale sedimentological model was developed using Markov analysis. Golden Software's Surfer 8.1 and Strater were used to construct the maps and to define the vertical sedimentological facies of the A-993 borehole. The mega-scale sedimentological 3-D model and the petrophysical parameters of 144 boreholes were analyzed using the Rockware RockWorks 15 and SPSS software.

It is concluded, when comparing the vertical section of the A-993 borehole (from the core description) with the sand content from the 3-D model at similar depth, considering the results of the embedded Markov model and the 3-D sedimentological model, that the reservoir is a deep-marine sand body, with a sand content less than 55% and siltstone content of around 30%. It is characterized by the features of proximal middle fan systems.

Restricted access

Supercritical CO2 injection in moderate-tight hydrocarbon reservoirs, a preliminary case study

Szuperkritikus szén-dioxid besajtolása kis áteresztőképességű szénhidrogén tárolók esetén – előzetes esettanulmány.

Rezervoár szimuláció CO2 besajtolására és tárolására
Scientia et Securitas
Author:
Gábor Pál Veres

Summary.

The research deals with the investigation of one alternative of carbon-dioxide utilization – underground storage – from a petroleum geoscience point of view. The basic assumptions and the results of the laboratory studies to be carried out later are based on a specific hydrocarbon field in Hungary. The previously measured and studied geological and petrophysical parameters of the reservoir (porosity, permeability, saturation, capacity, etc.) will be restudied and specified, based on the results of the new concept of laboratory experiments.

By defining these parameters, a 3D geological model, a “Dynamic model” will be created to understand the effect of carbon-dioxide injection on the dynamic behavior of a moderate-tight sandstone reservoir. Based on the results of the dynamic model, the storage capacity will be defined. The carbon-dioxide injection laboratory experiments will contribute to understanding these underground geo-chemical reactions (e.g. carbonation ability, compositional variation) and flow characteristics.

Összefoglalás.

Korunk egyik legmeghatározóbb problémája az üvegházhatású gázok, különösen a szén-dioxid kibocsátásának csökkentése. Alapvetően két fő ágra oszlanak ezen törekvések: egyrészt a kibocsátásért felelős technológiák optimalizálására/„zöldítésére”, másrészt a már kibocsátott szén-dioxid hasznosítására (CCU), illetve befogására és letárolására (CCS). A kutatás a szén-dioxid hasznosítás egyik alternatívájával, a föld alatti letárolás lehetőségének vizsgálatával foglalkozik földtudományi aspektusból.

A kézirat alap felvetései és a későbbiekben magmintákon elvégzendő laborkísérletek eredményei egy konkrét, Magyarországon található szénhidrogén mezőre vonatkoznak. Emiatt más szén-dioxid tárolására alkalmas földtani képződmény (sókaverna, széntelep, illetve sósvizes aquifer) vizsgálatára a tanulmány nem tér ki. A laborkísérletek eredményeinek segítségével az előzetesen a mérnöki gyakorlatban használt és ismert tárolói paraméterek (porozitás, permeabilitás, kapacitás, telítettség stb.) kerülnek pontosításra. Az elvégzendő labormérések: higany besajtolásos porozitás vizsgálat, centrifugális kapilláris nyomásgörbe és relatív permeabilitási görbék meghatározása, röntgendiffrakciós anyagvizsgálat. Ezen paraméterek ismeretében egy pontosított földtani modell kerül megalkotásra.

A kutatás első fázisában a már meglévő, ipari gyakorlatban alkalmazott kőzetvizsgálati módszerek kerültek felülvizsgálatra, és egy új szemléletű, az eddigi módszereket pontosító eljárás került kidolgozásra a hazai geológiai formációkra vonatkoztatva. A későbbiekben a kőzetmintákon végzett tárolói paramétereket szimuláló szén-dioxid besajtolási kísérletek a föld alatti reakciók (pl. karbonátosodási képesség) és az áramlástani sajátosságok megértéséhez és modellezéséhez is hozzájárulhatnak. Feltételezhetően a föld alatti reakcióknak köszönhetően egy, a korábbi becslésektől eltérő tárolótérfogatot lehet meghatározni.

Megállapításra került, hogy a szén-dioxid szuperkritikus állapotban besajtolva, rétegvízzel rendelkező zárt rétegekben egybefüggő „csóvaként” vándorol a porózus kőzeteken keresztül, amely a gravitációs szegregáció következtében vertikálisan kitágul a fedőkőzet alatt. Az oldalirányú szén-dioxid expanzió folyamatát a folyadékok csapdázódása korlátozza. Ezért a többfázisú áramlás és csapdázódás alapos vizsgálata elengedhetetlen a tárolókapacitás pontos meghatározásának érdekében.

A szén-dioxid besajtolhatóságát és a tárolási kapacitást nagymértékben befolyásolja a szén-dioxiddal telített sóoldat relatív permeabilitása, amely erősen függ a kőzet heterogenitásától. Miljkovic (2006) sóoldattal telített homokkő minták szimulációs méréseit hasonlította össze, amelyek csak a heterogenitás tekintetében tértek el egymástól. Megmutatta, hogy a kis strukturálatlan heterogenitás, úgy tűnik, nem befolyásolja jelentősen a CO2 telítettségét és ennek következtében a tárolási kapacitást. Ezzel ellentétben Kuo és társai (2011) kimutatták, hogy a telítési profilt erősen befolyásolja a mag heterogenitása, és nagy injektálási sebességre van szükség ahhoz, hogy a heterogén közeg relatív állandó telítettségét elérje a homogénhez képest. Hozzájuk hasonlóan Shi és társai (2009) heterogén homokkő magokon szimulálták a szén-dioxiddal telített sóoldat elvezetését és beszívódását. Kimutatták, hogy a porozitás változása szignifikáns hatással volt a CO2 migrációs mintázatára alacsony kiszorítási sebesség mellett és ez fokozatosan eltűnik az injektálási sebesség növelésével.

Fontos célkitűzésként jelenik meg a kutatásokban ezen tézisek vizsgálata, valamint a többfázisú áramlási kísérletek elvégzése a magyarországi CCS potenciális jelöltjeként számon tartott tároló magmintáin. A víz-gáz elvezetési relatív permeabilitási vizsgálatok szimulált tározókörülmények között szintén fontos új információkat fognak szolgáltatni, melyek lehetőséget teremtenek a CO2 front végső eloszlásának meghatározására, valamint javaslattételre a tárolási kapacitás pontosítására és a geokémiai változásokra az adott tárolórétegekre jellemző heterogenitás függvényében.

Open access

aquifer, and therefore reducing the number of cells. Stage 4A – Property modelling of V1-Bb consists of 205 steps ( Fig. 4 and Table 1 ). With an empty 3D grid, the next step is the distribution of the petrophysical parameters to the interwell space

Restricted access