Resonancia magnética nuclear

Resumen

En 2004, los campos de Mangala, Aishwariya y Bhagyam fueron

descubierto en Rajasthan, India. Viscosidad del aceite es un factor principal

controlar el rendimiento de estos parafínico de alta permeabilidad

embalses. Datos PVT muestran variaciones zonales y vertical en el crudo

propiedades. Medida por metro corrobora los datos básicos geoquímicos

variaciones verticales en la composición del petróleo. Continua por cable

mediciones de resonancia magnética nuclear (RMN) las propiedades

y las propiedades de la estación de RMN de los pozos perforados con base de agua

(WBM) y aceite sintético basado en los lodos (MAB) también fueron

utiliza para calcular un perfil de viscosidad. En este trabajo se correlaciona los resultados

de todas las técnicas, y muestra cómo las mediciones de RMN puede

proporcionar los perfiles de viscosidad del aceite en el de composición del complejo piscinas.

Negro de aceite de las muestras PVT suele probar varios metros de embalse,

mientras Rajasthan geoquímica de datos está disponible en metros a gran escala.

Registros de RMN proporcionan datos continuos, y calibrado para PVT y

geoquímica, puede proporcionar la imagen más detallada de in situ

variaciones de viscosidad.

Los resultados se utilizó para construir una descripción detallada de espacial

el depósito es la viscosidad del aceite in situ. Los datos de RMN ayudó a definir

una zona de hasta el aceite biodegradable en ~ 25 metros de espesor por encima de la oilwater

póngase en contacto con (OWC), y mostró acumulaciones finas de higherviscosity

de aceite en la parte superior de menores capas de esquisto en las columnas de petróleo.

La conclusión principal es que se detalla en los perfiles de viscosidad del aceite in situ

puede ser desarrollado a partir de las mediciones convencionales de telefonía fija de T2.

Las técnicas presentadas permiten el cálculo rápido y preciso del petróleo

perfiles de viscosidad de los registros por cable, y puede reducir la necesidad de

que consumen mucho tiempo las mediciones geoquímicas detalladas. Resultados

impactado directamente el modelado estático y dinámico de la

Rajasthan campos y diseños propuestos de inyección de agua (diferente para

cada campo). Los procedimientos descritos son aplicables en general a

embalses con bases de datos similares. Por último, la riqueza de datos

presentado permite un examen detallado de la viabilidad de varias

enfoques defendido para estimar la viscosidad del aceite situ a partir de

las mediciones de RMN de telefonía fija.

Introducción de datos y disponible

Este trabajo presenta estimaciones de viscosidad del aceite para Mangala y

Aishwariya utilizando una variedad de datos fija y una variedad de

métodos. El objetivo ha sido investigar y utilizar cualquier

correlaciones entre telefonía fija y de laboratorio de RMN

mediciones in situ y propiedades PVT (especialmente el petróleo

viscosidad), medido en muestras de aceite recogidas de los campos.

Además, las correlaciones se han elaborado con los análisis geoquímicos

toma de muestras de campo. El resultado es la estimación de en aceite in situ

viscosidad como una función de la profundidad en los pocillos en su caso

se dispone de datos, junto con el campo en toda la correlación de la viscosidad

como una función de la altura por encima de la OWC. Una propiedad deseable

de las estimaciones de viscosidad es que tienen la misma profundidad

resolución como los datos de registro alámbricas de los cuales se derivan.

Los datos disponibles consisten en suites de rutina completos de telefonía fija

registros, combinables de Resonancia Magnética (CMR +) los registros, magnético

Resonancia de Fluidos (MRF) las mediciones de la estación realiza mediante el

CMR + equipos, propiedades PVT medidas en el depósito de aceite

Las muestras y los datos detallados geoquímica. La Tabla 1 resume

los tipos de datos disponibles por el bien y la Tabla 2 se resume la PVT

los datos disponibles para los pozos y los campos de Mangala Aishwariya.

Descripción del campo

Los campos de Mangala, Aishwariya y Bhagyam se encuentran dentro del

Barmer Cuenca, una estrecha NNW-SSE-orientado cuenca de rift forma

durante el Paleoceno en el noroeste de la India. El aceite está contenido en el

Fatehgarh areniscas del Grupo y está atrapado en bloque de falla inclinada

estructuras. El Grupo de Fatehgarh es una edad Paleoceno fluviallydominated

unidad que consta de ~ 250 m de media a gruesa

camas, fino a grano grueso con intercalaciones de areniscas ironrich

lodolitas. Las arenas se depositaron en una variedad de trenzado

de sinuosos canales serpenteantes y se componen casi

totalmente de maduros granos de cuarzo.

El Fatehgarh contiene excelentes arenas, con la calidad del yacimiento

porosidades de 18-33% (promedio 25%) y permeabilidades de hasta

20D (media 5D). Neto a bruto (N / G) arena varía de 45% en

la Fatehgarh superior al 90% en el del Bajo de archivo Fatehgarh.1

depósito de aceite inicialmente en el lugar (STOIIP) es 1.202 MMBN de Mangala,

408mmstb de Bhagyam y 249mmstb de Aishwariya.

Deshacer cambios

De datos de telefonía fija de presión y las pruebas indican que la interferencia y

cada campo tiene su propio y único campo en toda la OWC, y lo es

concluyeron que, aunque existen fallos, compartimentación en

cada campo es menor o inexistente.

Petrofísicas y Rock Datos de la Propiedad

Modelo petrofísico se llevó a cabo el 8 Managala pozos, 6

Aishwariya pozos y 10 pozos Bhagyam. El determinista

interpretación que genera valores para el volumen de la arcilla húmeda, total y

porosidad efectiva, y la saturación de agua total y eficaz. La

volumen de la arcilla se obtuvo utilizando una combinación de rayos gamma y

densidad de neutrones técnicas. La porosidad total se calculó utilizando

el registro de densidad con una densidad variable de la matriz, aunque son eficaces

porosidad se calculó a partir de la porosidad total y arcilla estimado

volumen. Saturaciones de agua se calcula utilizando el agua de doble

ecuación.

Durante el desarrollo del modelo petrofísico, se hizo un esfuerzo para

emplean procedimientos uniformes de modelos petrofísicos a cada

campo. Amplias derivados de laboratorio de rutina de análisis de los datos básicos era

utilizado y se hicieron esfuerzos para hacer que el modelo coherente con el

base disponible y los datos geológicos.

Además, numerosos análisis básicos especiales (SCAL) han sido

llevó a cabo para determinar las presiones capilares, wettabilities, en relación

permeabilidades, propiedades eléctricas, y la iniciales y residuales

saturaciones de petróleo. Todos los resultados SCAL nativo del estado y restaurado el estado

indicar una con mixto al depósito de aceite ligeramente húmedo, Amott-

Harvey índices de mojabilidad un promedio de -0,35. Estas pruebas apoyan

otras mediciones que muestran saturaciones iniciales muy bajos de agua,

e indicar bajo saturaciones de aceite residual bajo inyección de agua.

Propiedades PVT del petróleo y sus repercusiones

El aceite contenido en cada uno de los campos es muy parafínico, con en

temperaturas in situ cerca de la temperatura de la apariencia de cera (WAT)

y el punto de congelación (WPP). Por ejemplo, el promedio de depósito de Mangala

la temperatura es de ~ 65 º C con WAT ~ 60 º C y WPP ~ 40 º C. La

bajo GOR aceites son casi saturado, con la presión del punto de burbuja en el

o justo por debajo de la presión inicial del yacimiento. En Mangala, la densidad del aceite

varía de 21 a 30 º API y un promedio de 28 º API, viscosidades del aceite

van desde un mínimo de 9cp a un máximo de 13cp 62cp y media.

Trabajo geoquímica detallada indica el emplazamiento de un complejo de aceite de

y la trampa historia con múltiples cargos de aceite, fugas de trampa,

y biodegradación cerca de la base de la columna que conduce a una

~ Zona 25m de espesor de más aceite viscoso justo por encima del OWC. Uno

resultado de esta compleja historia es una vista vertical y lateral grande

variación de la viscosidad del aceite.

El desarrollo del campo inicial consistirá en una combinación de la vertical

Superior pozos

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