Pórovitost plynu - Gas porosity - Wikipedia

Poréznost plynu v odlitcích viz Pórovitost plynu (lití).

Pórovitost plynu je zlomek skály nebo sedimentu naplněného a plyn.

Určení pravdy pórovitost formace naplněné plynem byl v ropném průmyslu vždy problémem. Zatímco zemní plyn je uhlovodík podobně jako u ropy jsou fyzikální vlastnosti tekutin velmi odlišné, takže je velmi obtížné správně kvantifikovat celkové množství plynu ve formaci. Interpretace interpretace množství uhlovodíků v pórovém prostoru formace závisí na tekutině, kterou je olej. Plyn je ve srovnání s ropou lehký a způsobuje těžbu dřeva (gama paprsek emitující senzory) na základě měření k produkci anomálních signálů. Podobně měření, která se spoléhají na detekci vodík (neutron emitující senzory) může chybět detekce nebo správná interpretace přítomnosti plynu kvůli nižší koncentraci vodíku v plynu ve srovnání s ropou.

Správnou kombinací dvou chybných odpovědí z hustoty a neutron protokolování, je možné dosáhnout přesnější pórovitosti, než by bylo možné interpretací každého z měření samostatně.

Skutečná pórovitost zásobníku plynu

Populární metoda získávání odhadu pórovitosti formace je založena na současném použití protokolů neutronů a hustoty. Za normálních podmínek protokolování se odhady pórovitosti získané z těchto nástrojů shodují, pokud jsou vyneseny na vhodné litologie a tekutinová stupnice. Avšak v případě zásobníku, kde je v prostoru pórů místo vody nebo oleje plyn, se tyto dva pórovité kmeny oddělují, aby se vytvořilo takzvané křížení plynu. Za těchto podmínek leží skutečná pórovitost formace mezi naměřenými hodnotami neutronů a hustoty. Tlumočníci protokolu často považují za obtížné přesně odhadnout skutečnou pórovitost formace z těchto dvou křivek.

Nástroje pro záznam neutronů a hustoty mají různé reakce na přítomnost plynu ve formaci kvůli rozdílům ve fyzice měření. Odezva neutronového nástroje je citlivá hlavně na počet atomů vodíku ve formaci. Během procesu kalibrace se k vytvoření pórovitosti používají vodou naplněné formace algoritmy, a za těchto podmínek je nižší počet atomů vodíku ekvivalentní nižší pórovitosti. V důsledku toho, když je zaznamenána formace naplněná plynem, která má nižší počet atomů vodíku než formace naplněná vodou se stejnou pórovitostí, odhad pórovitosti bude nižší než skutečná pórovitost.

Nástroj pro měření hustoty na druhé straně měří celkový počet formovacích elektronů. Stejně jako neutronový nástroj se při procesu kalibrace používají formace naplněné vodou. Za těchto podmínek je nižší počet elektronů ekvivalentní nižší hustotě formace nebo vyšší pórovitosti formace. Proto protokolování formace naplněné plynem vede k odhadu pórovitosti, který je vyšší než skutečná pórovitost. Překrytí křivek neutronů a hustoty v zóně nesoucí plyn má za následek klasickou separaci křížení.

Pórovitost plynu v přítomnosti invaze kapaliny z vrtu do nádrže

Proces odhadu pravdy pórovitost v oblasti plynu závisí na vhodném použití dvou protokolů pórovitosti. Proces je dále komplikován účinky invaze tekutin do vrtů. Invaze má tendenci vytlačovat plyn z formace a nahradit ji tekutinou ve vrtu. Neutronový nástroj začíná pociťovat přítomnost více atomů vodíku a poskytuje odhad pórovitosti, který je vyšší než dříve, když byl přítomen pouze plyn; u nástroje pro měření hustoty nastává opak. Zvýšení množství vody v blízké formaci, tj. Zvýšení počtu elektronů, je interpretováno algoritmem hustotního nástroje jako vyšší hustota, která se promítne do odhadu nižší porozity. Konečným výsledkem je, že vzdálenost mezi oběma křivkami začíná mizet, jak se vpředu invaze zvětšuje v radiální hloubce. Rychlost, s jakou se dva protokoly pórovitosti blíží skutečné pórovitosti, závisí na jejich radiální citlivosti a jejich příslušných hloubkách vyšetřování (DOI).

Jak se čelo invazní tekutiny dostává hlouběji do rezervoáru, měření neutronové a hustotní pórovitosti se blíží skutečné pórovitosti. U mělké invaze, tj. Mělké s ohledem na hloubky vyšetřování (DOI) těchto dvou nástrojů, jsou odpovědi těchto nástrojů prostorově vážené průměry napadených a neinvazovaných oblastí formace. Výsledkem je snížená výhybka. U hluboké invaze (invaze obou nástrojů za DOI) zmizí indikace křížení a dva protokoly nerozpoznají přítomnost plynu.

Hlavní komplikace při odvozování přesné pórovitost v přítomnosti mělké invaze pochází ze skutečnosti, že zařízení pro záznam neutronů a hustoty mají obvykle různé DOI. Je dobře známo, že 50% DOI nástroje pro tepelnou neutronovou pórovitost je 6 až 12 palců (15 až 30 cm) v závislosti na pórovitosti a nasycení plynu formací a 50% DOI nástroje pro hustotu je přibližně 2 až 3 palce (5 až 8 cm). Když je přední strana invaze větší než 30 cm, oba nástroje vidí pouze vodou naplněné útvary a dva odhady pórovitosti souhlasí a čtou skutečnou pórovitost. Pokud je přední strana invaze menší než 30 cm, ale větší než 15 cm, nástroj pro hustotu vidí pouze napadenou formaci, zatímco neutronový nástroj je citlivý na napadenou i neinvazovanou oblast. Za těchto podmínek je odhad hustoty pórovitosti skutečnou hodnotou, zatímco odhad neutronové pórovitosti je stále nízký. Pod 6 cm (15 cm) invaze jsou oba nástroje citlivé na napadené i neinvazivní oblasti. Proto je pro určité rozmezí hloubek invaze přesné stanovení pórovitosti formace velmi obtížné.

Bez znalosti hloubky fronty invaze je stanovení poréznosti v mezilehlém rozsahu invaze prakticky nemožné. Techniky křížového vykreslování se však spoléhají na kombinace údajů o neutronech a hustotě, které lze vyladit na konkrétní hloubku přední invaze. Například běžně používané Střední kvadratická (RMS) rovnice pro zásobníky plynu:

φformace = ((φHustota2 + φNeutron2)/2 )0.5 (1)

poskytuje přesné odhady pórovitosti pro každou mělkou invazi přibližně 2,5 cm, ale může být až 5 p.u. příliš nízký pro invaze 4 palce (10 cm). Jednoduchý aritmetický průměr odhadů, který stále používá mnoho analytiků protokolů, přináší ještě větší chyby. Techniky s více proměnnými mohou v zásadě správně modelovat hustotu a neutronové reakce pro jakýkoli průměr invaze. Protože je však tento průměr zřídka znám, je běžnou praxí nepřijímat žádnou invazi. V takových případech lze pórovitost a objemy plynu získat správně pouze při velmi mělké nebo žádné invazi.

Byly hlášeny nedávné pokusy o získání lepších odhadů pórovitosti za těchto podmínek. Tyto pokusy ukazují, že použití zařízení s neutronovou pórovitostí, které má hodnotu DOI podobnou zařízení s hustotou, by mohlo zjednodušit hodnocení pórovitosti v zásobnících plynu. Jak však již bylo uvedeno, v částečně napadené informaci o plynu může dojít k velké chybě při určování skutečné pórovitosti pomocí měření hustoty nebo neutronu. Proto je potřebný prostředek pro stanovení skutečné pórovitosti při neznámé hloubce invaze formace pomocí měřené hustoty a pórů neutronů v plynové zóně nebo částečně nasycené plynové zóně.

Nejlepší odhad pórovitosti zásobníku plynu, zejména v případě invaze, se získá lineární kombinací měření hustoty a neutronů pomocí korekčního faktoru A.

φformace = A * φhustota + (1-A) * φneutron/ A (2)

Tato metoda poskytuje mnohem přesnější odhad pórovitosti skutečné formace v přítomnosti plynu, zejména ve formacích, které nejsou napadeny tekutinami z vrtu.

Reference