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

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