Gasporositet
Gasporositet är den del av en sten eller ett sediment som är fyllt med en gas .
Att bestämma den sanna porositeten hos en gasfylld formation har alltid varit ett problem inom oljeindustrin. Medan naturgas är ett kolväte , liknande olja, är vätskornas fysikaliska egenskaper mycket olika, vilket gör det mycket svårt att korrekt kvantifiera den totala mängden gas i en formation. Tolkning av brunnsloggning av mängden kolväte i porutrymmet i en formation är beroende av att vätskan är olja. Gas är lätt jämfört med olja som orsakar densitetsloggning ( gammastrålningssensorer ) baserade mätningar för att producera onormala signaler. På samma sätt kan mätningar som bygger på att detektera väte ( neutronavgivande sensorer) missa att detektera eller korrekt tolka närvaron av gas på grund av den lägre vätekoncentrationen i gasen, jämfört med olja.
Genom att korrekt kombinera de två felaktiga svaren från densitet och neutronloggning är det möjligt att komma fram till en mer exakt porositet än vad som skulle vara möjligt genom att tolka var och en av mätningarna separat.
Sann porositet hos en gasreservoar
En populär metod för att erhålla en uppskattning av formationsporositet är baserad på samtidig användning av neutron- och densitetsloggar. Under normala loggningsförhållanden överensstämmer de porositetsuppskattningar som erhålls från dessa verktyg när de plottas på en lämplig litologi- och vätskeskala. Men i fallet med en reservoar där det finns gas i stället för vatten eller olja i porutrymmet, separeras de två porositetsstockarna för att bilda vad som kallas gaskorsning. Under dessa förhållanden ligger den sanna formationsporositeten mellan de uppmätta neutron- och densitetsvärdena. Loggtolkare har ofta svårt att exakt uppskatta den sanna formationsporositeten från dessa två kurvor.
Neutron- och densitetsloggningsverktyg har olika svar på närvaron av gas i formationen på grund av skillnader i mätningarnas fysik. Ett neutronverktygssvar är främst känsligt för antalet väteatomer i formationen. Under kalibreringsprocessen används vattenfyllda formationer för att utveckla porositetsalgoritmer, och under dessa förhållanden är ett lägre antal väteatomer ekvivalent med en lägre porositet. Följaktligen, när en gasfylld formation loggas, som har ett lägre antal väteatomer än en vattenfylld formation med samma porositet, kommer porositetsuppskattningen att vara lägre än den verkliga porositeten.
Densitetsverktyget, å andra sidan, mäter det totala antalet bildningselektroner. Liksom neutronverktyget används vattenfyllda formationer i dess kalibreringsprocess. Under dessa förhållanden är ett lägre antal elektroner ekvivalent med en lägre formationstäthet eller en högre formationsporositet. Därför resulterar loggning av en gasfylld formation i en porositetsuppskattning som är högre än den sanna porositeten. Att överlagra neutron- och densitetskurvorna i en gasförande zon resulterar i den klassiska korsningsseparationen.
Gasporositet i närvaro av invasion av borrhålsvätska in i reservoaren
Processen för att uppskatta den verkliga porositeten i gasområdet bygger på lämplig användning av de två porositetsloggarna. Processen kompliceras ytterligare av effekterna av borrhålsvätskeinvasion. Invasion tenderar att tvinga gasen från formationen och ersätta den med borrhålsvätska. Neutronverktyget börjar känna av närvaron av fler väteatomer och ger en porositetsuppskattning som är högre än tidigare när bara gasen var närvarande; motsatsen inträffar för densitetsverktyget. Ökningen av mängden vatten i den närliggande formationen, dvs ökningen av antalet elektroner, tolkas av densitetsverktygsalgoritmen som en högre densitet vilket översätts till en lägre porositetsuppskattning. Slutresultatet är att separationen mellan de två kurvorna börjar försvinna när invasionsfronten ökar i radiellt djup. Den hastighet med vilken de två porositetsloggarna närmar sig den sanna porositeten beror på deras radiella känsligheter och deras respektive undersökningsdjup (DOI).
När invasionsvätskefronten kommer djupare in i reservoaren närmar sig neutron- och densitetsporositetsmätningarna den sanna porositeten. För grund invasion, dvs grunt med avseende på undersökningsdjupet (DOI) för de två verktygen, är verktygens svar rumsligt viktade medelvärden av de invaderade och icke-invaderade områdena i formationen. Resultatet är en minskad crossover. För djup invasion (invasion bortom DOI för båda verktygen) försvinner korsningsindikeringen och de två loggarna kommer inte att känna igen närvaron av gas.
En huvudkomplikation för att härleda en exakt porositet i närvaro av ytlig invasion kommer från det faktum att neutron- och densitetsloggningsanordningarna vanligtvis har olika DOI. Det är välkänt att 50 % DOI för verktyget för termisk neutronporositet är 6 till 12 tum (15 till 30 cm) beroende på formationens porositet och gasmättnad och 50 % DOI för densitetsverktyget är cirka 2 till 3 tum (5 till 8 cm). När invasionsfronten är större än 12 tum (30 cm) ser båda verktygen bara vattenfyllda formationer och de två porositetsuppskattningarna stämmer överens och visar sann porositet. När invasionsfronten är mindre än 12 tum (30 cm) men större än 6 tum (15 cm), ser densitetsverktyget endast den invaderade formationen medan neutronverktyget är känsligt för både den invaderade och den icke-invaderade regionen. Under dessa förhållanden är densitetsporositetsuppskattningen det verkliga värdet, medan neutronporositetsuppskattningen fortfarande är låg. Under 6 tum (15 cm) av invasion är båda verktygen känsliga för både de invaderade och icke-invaderade områdena. Sålunda, för ett visst intervall av invasionsdjup, blir noggrann bestämning av formationens porositet mycket svår.
Utan kunskap om invasionsfrontens djup blir porositetsbestämning i det mellanliggande invasionsområdet praktiskt taget omöjligt. Crossplottekniker förlitar sig dock på kombinationer av neutron- och densitetsdata som kan ställas in till ett visst invasionsfrontdjup. Till exempel, den vanligaste Root mean square (RMS) för gasreservoarer:
φ -bildning = ((φ Densitet 2 +φ Neutron 2 )/2 ) 0,5 (1)
ger exakta porositetsuppskattningar för varje ytlig invasion på cirka 1 tum (2,5 cm), men kan vara upp till 5 pu för lågt för 4 tum (10 cm) invasioner. Det enkla aritmetiska medelvärdet av uppskattningarna, som fortfarande används av många logganalytiker, introducerar ännu större fel. Multivariata tekniker kan i princip modellera densiteten och neutronsvaren korrekt för alla invasionsdiameter. Men eftersom denna diameter sällan är känd, är den vanliga praxisen att inte anta någon invasion. I sådana fall kan porositet och gasvolymer erhållas korrekt endast för mycket ytlig, eller ingen invasion.
Nyligen genomförda försök att erhålla bättre porositetsuppskattningar under dessa förhållanden har rapporterats. Dessa försök visar att användningen av en neutronporositetsanordning som har en DOI liknande den för densitetsanordningen skulle kunna förenkla porositetsutvärderingen i gasreservoarer. Men som tidigare nämnts, i en delvis invaderad gasinformation, kan det finnas ett stort fel i bestämningen av den sanna porositeten med användning av antingen densitets- eller neutronmätningen. Därför behövs ett medel för att bestämma den verkliga porositeten vid ett okänt formationsdjup av invasionen med användning av den uppmätta densiteten och neutronporositeterna i en gaszon eller delvis mättad gaszon.
Den bästa uppskattningen av gasreservoarens porositet, särskilt i närvaro av invasion, erhålls genom att linjärt kombinera densitets- och neutronmätningarna med en gaskorrigeringsfaktor A.
φ -bildning =A*φ densitet +(1-A)*φ neutron /A (2)
Denna metod ger en mycket mer exakt uppskattning av den verkliga formationens porositet, i närvaro av gas, särskilt i formationer som inte invaderas av fluider från borrhålet.
- DasGupta, Toni; Metod för att bestämma porositet i en invaderad gasreservoar, US-patent 5684299, utfärdat den 4 november 1997