CC BY
0
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY ^ 2023. T. 25. № 4. С. 115-120
gr/A<\
ОРИГИНАЛЬНАЯ СТАТЬЯ
DOI: https://doi.Org/10.18599/grs.2023.4.8 * УДК622.276
Обоснование граничных значений открытой пористости и газопроницаемости с использованием данных потоковых исследований для карбонатных коллекторов порового типа
C.B. Сидоров, З.М. Ризванова*
Казанский (Приволжский) федеральныйуниверситет, Казань, Россия
В настоящей работе предложена методика определения граничных значений открытой пористости (Кпо ) и газопроницаемости (Кпр ) карбонатных пород-коллекторов порового типа на примере турнейских отложений одного из месторождений нефти Республики Татарстан. При обосновании граничных значений используются две базы данных по керновым исследованиям: 1) по стандартным исследованиям керна (используется в основном для подсчёта запасов (ПЗ) углеводородов (УВ)); 2) по специальным исследованиям керна (используется для технологических проектов разработки). В предлагаемой методике коэффициент остаточной нефтенасыщенности (Кно) не является константой, а принимается по данным потоковых исследований или вычисляется из керно-вых зависимостей. При определении нижних пределов пористости и проницаемости по обеим базам данных получены приблизительно одинаковые значения Кпо гр = 0,11 д.ед., Кпр гр = 210~3 мкм2 и Кпр гр = 1,7-10~3мкм2, но они отличаются от значений, принятых специалистами-петрофизиками в ПЗ рассматриваемого месторожде-ния-КП0 гр = 0,09 д.ед., К^р гр = 1 -10~3 мкм2. Такое различие при определении граничной пористости может существенно повлиять на подсчёт запасов УВ, на технологические расчёты и планирование разработки месторождения.
Ключевые слова: граничное значение пористости, граничное значение проницаемости, карбонатные коллектора, турнейский ярус, петрофизические зависимости
Для цитирования: Сидоров C.B., Ризванова З.М. (2023). Обоснование граничных значений открытой пористости и газопроницаемости с использованием данных потоковых исследований для карбонатных коллекторов поровоготипа. Георесурсы, 25(4),с. 115-120. https://doi.Org/10.18599/grs.2023.4.8
Введение
Обоснование граничных значений пористости открытой (Кпо гр) и газопроницаемости (Кпр гр) пород-коллекторов порового типа в рамках подсчётов запасов - одна из основных задач, по результатам решения которой породы разделяются на коллекторы и неколлекгоры. Многие авторы предлагают различные методики оценки граничных значений пористости и газопроницаемости. Ф.И. Котяхов (Методика определения..., 1975) предложил оценивать граничное значение пористости составлением корреляционной зависимости коэффициента водонасыщенности (Кв) с коэффициентами пористости (Кп) и проницаемости (Кпр), но в результате получается разброс значений, что приводит к большим погрешностям. Г.Г. Яценко и A.B. Ручкин (Яценко, Ручкин, 1975) предложили метод определения граничных значений проницаемости и пористости, который основан на корреляционных связях коэффициента проницаемости (Кпр) с коэффициентами открытой пористости (Кпо) и эффективной пористости (Кп ). В.И. Петерсилье с соавторами (Методические рекомендации..., 2003) предложил аналогичную методику, согласно которой необходимо сопоставить Кпо и Кп эф (для газовых залежей) или динамическую пористость
* Ответственный автор: Зиля Марселевна Ризванова e-mail: zilya.rizvanova@mail.ru © 2023 Коллектив авторов
Контент доступен под лицензией Creative Commons Attribution 4.0 License (https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/)
^п_дин (для нефтяных залежей). Определение нижнего предела пористости и проницаемости является важной и актуальной задачей на сегодняшний день.
В регионах России могут применяться различные методики для решения этой задачи. Результат имеет большое влияние на определение количества запасов углеводород-дов (УВ) в недрах, на построение геологических моделей, на расчёты в фильтрационных моделях и на планирование разработки месторождений.
Методика и результаты работы
В данной статье предлагается усовершенствовать один из методов (Методические рекомендации..., 2003), в котором используется динамическая пористость (Кп^ин).
Как известно Кп^инрассчитывается по формуле:
Кп^дин =Кпо '(1_КВО " Кно)>
(1)
где Кп^дИН- коэффициент динамической пористости, д. ед.; Кпо- коэффициент открытой пористости, д.ед.; Кво- коэффициент остаточной водонасыщенности, д.ед.; Кно - коэффициент остаточной нефтенасыщенности, д.ед.
Кпо и Кво определяются на образцах керна при выполнении стандартных исследований. Кпо может определяться методом жидкостенасыщения, Кво - центрифугированием (водоудерживающая способность - Квс) на полупроницаемой мембране, редко - на аппарате Закса. В Республике Татарстан (РТ) наиболее многочислены исследования по определению Кво на центрифуге.
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Из всех входящих в формулу 1 коэффициентов наиболее неоднозначным является Кно. Этот коэффициент определяется по результатам потоковых исследований и в перечень стандартных исследований не входит. К тому же количество определений Кно небольшое, т.к. специальные исследования проводятся в ограниченном объёме. Таким образом, параллельно существуют две базы данных по керну, которые используются разными специалистами.
1. База по стандартным исследованиям, которая используется в том числе и для обоснования петрофизи-ческих зависимостей, применяемых для интерпретации материалов геофизических исследований скважин (ТИС) (используется в основном для подсчёта запасов УВ).
2. База по специальным исследованиям, в которой содержится информация о смачиваемости, капилляриме-трии, 1-функции, относительных фазовых проницаемо-стях (ОФП), Кно и т.д. Кно используется для обоснования коэффициента вытеснения (Квьгг) (используется в технологических проектах разработки (ТПР)).
Зачастую эти базы данных одновременно не анализируются и перекрёстно не используются. В настоящей работе предлагается внести коррективы, насколько это возможно, в сложившуюся практику, путём объединения данных обеих баз.
Многие специалисты при обосновании Кпо гр и К пр гр присваивают Кно некоторую «общепринятую» константу, никак не объясняя принятое значение (Ханбикова, 2017), или избегают конкретики (Шишлова, Габдулбаянова, 2021). Используемая константа вносит ошибки в ряд значений Кп^дин, тем самым искажая в результате Кпо гр и Кпр гр При анализе влияния фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) на Кно установлено, что коэффициент достигает максимума в породах с низкими ФЕС и минимума в породах с высокими ФЕС (рис. 1). Попробуем далее развить эту мысль, используя в качестве примера результаты потоковых исследований на образцах керна карбонатных пород турнейского возраста одного из месторождений РТ.
Карбонатные породы турнейского яруса представлены различными типами известняков. Согласно работе
1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0
0.4184Х + 0.8059 I?2 = 0.6689 ■А*
У = •
0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1
Начальная нефтенасыщенность, доли ед.
Рис. 1. ЗависимостьКноотКнн, турнейскийярус (пример)
(Коцюбинский и др., 1982): «Известняки представлены в основном четырьмя генетическими типами пород: фораминиферово-детритовым, шламово-детритовым, сгустково-детритовым и комковатым. Наилучшими кол-лекторскими свойствами, как правило, обладают сгустко-во-детритовые и комковатые известняки. Многообразие типов пород и их переходных разностей обусловливает большую послойную и зональную неоднородность карбонатов по разрезу, литологическую прерывистость отдельных прослоев, упруго-механические и ёмкостно-фильтрационные свойства...».
Для начала рассмотрим, какими данными, входящими в таблицу результатов по определению Квьгр можно оперировать, чтобы построить зависимость Кпо от Кп^ин. В сокращённой табл. 1, кроме прочих параметров, присутствуют значения Кво и Кно, которые и нужны для расчёта Кп^ин. Рассчитанные значения Кп^ин находятся в столбце 12.
Используя отмеченные данные построим зависимость Кпо от Кп^дИН (рис. 2). При подстановке в формулу Кпо = 0,97К ИН+ 0,11 значения 0, получаем значение
Кп
равное 0,1097 д.ед. или округлённо - 0,11 д.ед.
Полученное значение является завышенным по сравнению
Номер Номер Горизонт, Литотип Прони- Пористость Остаточная Нефтенасыщенность, Коэфф. Линейная К = ^п.дин
скв. обр. пласт цаемость, открытая, водона- доли ед. вытеснения, скорость Kп0■(1-Kв0-Kн0),
10-3 мкм2 д.ед. сыщенность, д.ед. вытеснения, д.ед.
д.ед. начальная остаточная м/сут
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12
188 8б турнейский известняк 8,8 0,150 0,271 0,729 0,492 0,325 5,82 0,0356
188 10б турнейский известняк 17,8 0,156 0,224 0,776 0,497 0,359 4,59 0,0435
188 12б турнейский известняк 5,6 0,139 0,314 0,686 0,472 0,312 6,72 0,0297
188 15б турнейский известняк 37,7 0,163 0,176 0,824 0,434 0,473 2,96 0,0636
185 23 б турнейский известняк 22,6 0,163 0,211 0,789 0,491 0,377 3,94 0,0486
185 27б турнейский известняк 6,7 0,143 0,296 0,704 0,511 0,274 7,18 0,0276
176р 12б турнейский известняк 30,2 0,162 0,192 0,808 0,451 0,442 3,47 0,0578
176р 13б турнейский известняк 50,2 0,177 0,154 0,846 0,435 0,486 2,95 0,0727
176р 15б турнейский известняк 12,7 0,148 0,247 0,753 0,525 0,303 6,22 0,0337
169р 6б турнейский известняк 108,0 0,140 0,119 0,881 0,448 0,492 3,26 0,0606
169р 9б турнейский известняк 9,8 0,139 0,262 0,738 0,509 0,310 7,23 0,0318
169р 12б турнейский известняк 46,2 0,149 0,162 0,838 0,586 0,300 5,26 0,0375
169р 15б турнейский известняк 59,2 0,115 0,147 0,853 0,537 0,371 5,19 0,0363
169р 18б турнейский известняк 77,8 0,117 0,130 0,870 0,453 0,480 4,30 0,0488
169р 21б турнейский известняк 3,7 0,103 0,376 0,624 0,563 0,100 33,10 0,0063
Табл. 1. Результаты исследований по определению КВЫТ
ВС1ЕМТ1ПСАМЭТЕСНГ41СМ..ГСиЯ№1.
ГЕОРЕСУРСЫ / ОЕОРЕ8Ш8У
gr/A^
2023. Т. 25. № 4. С. 115-120
Рис. 2. Зависимость Кпо от К,
-ПЛИН, турнеискии ярус
0.02 0.04 0.06
Пористость динамическая, доли ел.
Рис. 3. Зависимость К„„ от К„
\р от турнеискии ярус
со значениями, к которым специалисты-петрофизики стараются прийти в данном регионе - 0,07-0,09 д.ед. Однако, согласно лабораторным данным, Кпо гр равен 0,11 д.ед.
Используя доступные данные построим зависимость газопроницаемости Кпр от Кп^ин (рис. 3). При подстановке в формулу Кпр = 2,35-е43Д8Кп-дин значения 0, получаем значение Кпр гр равное 2,3518-10~3 мкм2 или округлённо -2-10"3мкм2. Полученное значение является завышенным по сравнению со значениями, к которым специалисты-петрофизики стараются прийти в данном регионе - приблизительно 1-10"3мкм2. Однако, согласно лабораторным данным, Кпр грравен 2-10~3мкм2
Чтобы проверить полученные значения Кпо гр и Кпр гр обратимся к каталогу с более многочисленными керновы-ми данными (фрагмент), составленному по результатам стандартных исследований (табл. 2). Распределения значений Кпо и Кпр в каталоге данных стандартных исследований керна представлены на рис. 4. Количество керновых значений в выборке для Кпо составило 287 образцов, для Кпр - 255 образцов. Разброс значений Кпо составляет 0,005-0,162 д.ед., среднее арифметическое значение - 0,09 д.ед. Разброс значений Кпр составляет
(0,01-118,37)-10~3 мкм2, среднее арифметическое значение- 7,24-10~3 мкм2. Средние значения, принимаемые чаще всего при подсчётах запасов нефти, составляют для Кпо - 0,13-0,15 д.ед., для Кпр - (30-100)-10~3 мкм2.
В представленной табл. 2 для выведения зависимостей К„„ от К„ „„„ и К„п от К„ „„„ необходимо сначала вычис-
ПО П_ДИН ПР п_дин ^
лить значения Кно. Для этого, используя данные табл. 1, получаем зависимость Кно отКво (рис. 5). Затем добавляем в таблицу 2 два дополнительных столбца Кно и Кп^дин, и рассчитываем их значения (табл. 3, столбцы 12 и 13). Значения Кп^дИН, имеющие отрицательные величины, относящиеся к образцам с низкими ФЕС (неколлекгорам), игнорируются при построении зависимостей Кпо от Кп^ин
иКПРотКП^ДИН (Рис- 5> 6>
Количество использованных керновых значений - 55
образцов (рис. 6). При подстановке в формулу Кпо =
0,68Кп^дИН + 0,11 значения 0, получаем значение Кпо гр
равное 0,1084 д.ед. или округлённо - 0,11 д.ед. Полученное
значение совпадает с рассчитанным ранее из данных табл. 1
(рис. 2). Для разделения пород на коллектор и неколлекгор
следует использовать значение Кпо равное 0,11 д.ед.,
т.к. оно получено на значительном количестве образцов
(табл. 3).
Номер Номер Литотип Пористость Объёмная Содержание Пористость Параметры Средний Проницаемость
скв. обр. открытая, плотность, связанной эффективная, эквивалентный по газу, 10-3 мкм2 цилиндры
д.ед. 10 3кг/м3 воды, д.ед. д.ед. пористости насыщения диаметр пор и каналов, мкм
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
411р 1б известняк 0,100 2,390 0,511 0,049 114,00 4,22 8,00 1,53
411р 2б известняк 0,057 2,510 0,764 0,013 206,00 1,84 2,00 0,05
411р 5б известняк 0,042 2,55 0,633 0,015 380,00 3,18 21,00 2,28
411р 7б известняк 0,072 2,460 0,588 0,030 226,00 2,75 12,00 1,28
411р 8б известняк 0,063 2,480 0,664 0,021 180,00 2,98 5,00 0,34
411р 11б известняк 0,062 2,480 0,764 0,015 180,00 2,41 6,00 0,56
411р 13б известняк 0,097 2,390 0,662 0,033 86,00 3,00 0,37
411р 14б известняк 0,086 2,410 0,686 0,027 87,00 2,83 9,00 4,19
411р 18б известняк 0,095 2,390 0,617 0,036 92,00 1,71 5,00 1,15
411р 21б известняк 0,081 2,430 0,706 0,024 171,00 1,33 4,00 0,19
411р 22б известняк 0,075 2,450 0,726 0,021 111,00 2,56 3,00 0,22
Табл. 2. Результаты стандартных исследований на образцах керна, турнейскийярус (фрагмент)
НЮЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Кпо, доли ед.
Рис. 4. Распределение значений КПО и Кпр стандартные исследования керна, турнейский ярус
0.6
3" 0.5
0.4
о.з
•
Г""4 .
U.4ÖUSX+ U.J/ Rz = 0.6436
♦ Месторождение
D.1 0.2 0.3
Остаточная еодонасыщенность, доли ед.
Рис. 5. Зависимость Кно от К,
.во> турнеискии ярус
Рис. 6. Зависимость Кпо от К,
0.02 0.04 0.06
Пористость динамическая, доли ед.
Рис. 7. Зависимость Кпр от турнейский ярус
Количество использованных парных значений - 55 образцов (рис. 7). При подстановке в формулу Кпр = 1,69 еб4'3б'Кп дин значения 0, получаем значение Кпр равное 1,6853Т03 мкм2 или округлённо - 1,7Т0 3мкм2. Полученное значение близко к рассчитанному ранее из данных табл. 1 (рис. 3). Для разделения пород на коллектор и неколлектор следует использовать значение Кпр грт равное 1,7Т03 мкм2, т.к. оно получено на значительном количестве образцов (табл. 3).
Таким образом, по результатам проведённого анализа рекомендованные значения Кпо гр и Кпр гр для карбонатных отложений данного месторождения равны 0,11 д.ед. и 1.7Т0"3 мкм2 соответственно.
.njm, турнеискии ярус
Выводы
1. Предложен способ для определения граничных значений открытой пористости и газопроницаемости с использованием данных потоковых и стандартных исследований керна для карбонатных коллекторов порового типа на примере одного из месторождений Республики Татарстан.
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
ГЕОРЕСУРСЫ / GEORESURSY ^ 2023. Т. 25. № 4. С. 115-120
gr/A<\
л я
a1 s ^ *
О й
SC « л и
о
о л
К 'S ^ о
=
х i-с iS
ч
я о
13 ч о
н s
о й
s й
Л hQ
О Л
С «
S
х го
й о
I
а
¡О hi
tO i-
1С о
О 0 1
5 3 § §
й «
6 «
§ «
и § Si
я U
О й
н я
й «
s ы
л Н
о S
С щ
о
й &
с
S
л о с
« -с
:S н 5 к
Ч м
u а
л а
U s а х
о
л и
о §
с м
cL ®
Р S
о О й ^
Я Ь
Л "
с §
а
а
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
411р 1б известняк 0,100 2,390 0,511 0,049 114,00 4,22 8,00 1,53 0,616 -0,013
411р 2б известняк 0,057 2,510 0,764 0,013 206,00 1,84 2,00 0,05 0,738 -0,028
411р 5б известняк 0,042 2,55 0,633 0,015 380,00 3,18 21,00 2,28 0,674 -0,013
411р 7б известняк 0,072 2,460 0,588 0,030 226,00 2,75 12,00 1,28 0,653 -0,017
411р 8б известняк 0,063 2,480 0,664 0,021 180,00 2,98 5,00 0,34 0,689 -0,022
411р 11б известняк 0,062 2,480 0,764 0,015 180,00 2,41 6,00 0,56 0,738 -0,031
103 6б известняк 0,131 2,335 0,381 0,081 52,951 5,659 9,13 7,00 0,553 0,009
103 7б известняк 0,070 2,491 0,858 0,010 0,05 0,782 -0,045
103 8б известняк 0,133 2,319 0,409 0,079 61,841 4,792 7,92 3,81 0,567 0,003
103 9б известняк 0,117 2,352 0,464 0,063 69,223 2,687 4,78 1,25 0,593 -0,007
103 10б известняк 0,118 2,354 0,470 0,063 80,072 2,419 6,27 1,60 0,596 -0,008
103 11б известняк 0,097 2,424 0,438 0,054 95,338 3,784 7,67 2,06 0,581 -0,002
103 12б известняк 0,115 2,364 0,542 0,053 62,356 2,707 3,55 0,87 0,631 -0,020
103 13б известняк 0,094 2,432 0,620 0,036 89,669 2,098 2,84 0,33 0,668 -0,027
103 14б известняк 0,072 2,488 0,610 0,028 126,26 3,367 6,52 1,15 0,663 -0,020
103 15б известняк 0,093 2,417 0,567 0,040 97,915 3,105 12,53 5,43 0,643 -0,020
103 16б известняк 0,072 2,475 0,677 0,023 139,4 1,612 2,81 0,17 0,696 -0,027
103 17б известняк 0,071 2,494 0,809 0,014 229,33 1,775 0,45 0,759 -0,040
103 18б известняк 0,042 2,549 0,824 0,007 365,89 1,725 0,55 0,766 -0,025
103 19б известняк 0,070 2,500 0,815 0,013 190,68 1,41 0,02 0,762 -0,041
103 20б известняк 0,067 2,481 0,753 0,017 163,34 1,546 3,62 0,23 0,732 -0,032
103 21б известняк 0,095 2,378 0,628 0,035 73,131 2,483 3,95 0,95 0,672 -0,029
103 22б известняк 0,091 2,412 0,724 0,025 76,013 1,458 1,65 0,16 0,718 -0,040
103 23б известняк 0,079 2,425 0,750 0,020 100,74 1,462 1,92 0,14 0,730 -0,038
103 24б известняк 0,097 2,399 0,716 0,028 81,363 1,349 1,91 0,18 0,714 -0,042
103 25б известняк 0,107 2,339 0,716 0,030 0,42 0,715 -0,046
103 26б известняк 0,100 2,351 0,708 0,029 91,695 1,31 3,09 0,35 0,711 -0,042
103 27б известняк 0,097 2,409 0,826 0,017 61,326 1,479 1,44 0,17 0,767 -0,058
Табл. 3. Результаты стандартных исследований на образцах керна с добавленными значениями Кно и КП^ИН, турнейский ярус (фрагмент)
2. При увеличении количества потоковых исследований точность определения значений Кпо гр и Кпр гр будет возрастать.
3. Отбор образцов на потоковые исследования рекомендуется проводить из той же выборки, на которой был проведен стандартный комплекс исследований для сопоставления значений в обеих базах данных по всему продуктивному разрезу.
4. Данный способ расчёта граничных значений позволит получать корректные данные по запасам УВ.
Финансирование
Работа выполнена при поддержке Министерства науки и высшего образования Российской Федерации по соглашению № 075-15-2022-299 в рамках программы создания и развития НЦМУ «Рациональное освоение запасов жидкихуглеводородов планеты».
Литература
Коцюбинский В.Л., Карпова Л.Г., Горюнова С.М. (1982). Трещиноватость известняков турнейского яруса нефтяных месторождений Татарии. Геология нефти и газа, (7).
Методика определения коллекторских свойств горных пород по результатам анализа керна и гидродинамических данных (1975). ВНИИ. М.: Недра, 89 с.
Методические рекомендации по подсчёту геологических запасов нефти и газа объёмным методом (2003). Под ред. В.И. Петерсилье, В.И. Пороскуна, Г.Г. Яценко; ВНИГНИ, НПЦ «Тверьгеофизика». М.: Тверь, 260 с.
Ханбикова P.P. (2017). Сравнение методик определения граничных-значений пористости и проницаемости по данным исследования керна. Нефтяная провинция, 4(12), с. 65-82.
Шишлова Л. М., Габдулбаянова Э. И. (2021). Определение граничных значений фильтрационно-емкостных свойств. E-SCIO, (12), с. 445-452.
Яценко Г.Г., Ручкин A.B. (1975). Обоснование нижних пределов проницаемости и пористости коллекторов по данным исследований образцов керна. Геология нефти и газа, (12), с. 42-44.
Сведения об авторах
Сергей Владимирович Сидоров - научный сотрудник, НОЦ «Моделирование ТРИЗ», Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский (Приволжский) федеральный университет
Россия, 420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4
НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКИЙ ЖУРНАЛ
Зиля Марселевиа Ризванова - инженер, НОЦ Статъяпоступилавредакцию13.08.2023;
«Моделирование ТРИЗ», Казанский (Приволжский) фе- к иублих^ии 01.12.2023;
ОпубликованаЗО.12.2023
деральныи университет
Россия, 420008, Казань, ул. Большая Красная, д. 4 e-mail: zilya.rizvanova@mail.ru
ORIGINAL ARTICLE
Justification ofthe boundary values ofopen porosity and gas permeability using data from flow studies for porous carbonate reservoirs
S.V. Sidorov, Z.M. Rizvanova*
Kazan Federal University, Kazan, Russian Federation
*Corresponding author: ZilyaM. Rizvanova, e-mail: zilya.rizvanova@mail.ru
Abstract. This paper proposes a method for determining the boundary values of open porosity (Kpo ) and gas permeability (KpR ) of porous-type carbonate reservoir rocks using the example of Tournaisian deposits of one of the oil fields of the Republic of Tatarstan. When justifying the boundary values, two databases on core studies are used: 1) on standard core studies (used mainly to calculate hydrocarbon (HC) reserves); 2) on special core studies (used for technological development projects). In the proposed method, the residual oil saturation factor is not a constant, but is taken from flow studies or calculated from core dependencies. When determining the lower limits of porosity and permeability from both databases, approximately the same boundary values were obtained: Kpo GR = 0.11 fr. un., KpRGR = 2-10-3 ^m2 and KpRGR = 1.710 3 ^m2, but they differ from the values, accepted by petrophysicists when calculating the reserves of considered deposit - Kpo GR = 0.09 fr. un., KpRGR= 110- ^m2. Such a difference in determining the boundary porosity can significantly affect the calculation of hydrocarbon reserves, technological calculations and field development planning.
Keywords: open porosity, boundary value, gas permeability, carbonate reservoir, Tournaisian stage, petrophysical relationship
Acknowledgements
The work was carried out with the support of the Ministry of Science and Higher Education of the Russian Federation under the agreement 075-15-2022-299 within the framework of the program of creation and development of NCMU "Rational development of liquid hydrocarbon reserves of the planet".
Recommended citation: Sidorov S.V, Rizvanova Z.M. (2023). Justification of the boundary values of open porosity and gas permeability using data from flow studies for porous carbonate reservoirs. Georesursy = Georesources, 25(4), pp. 115-120. https://doi.Org/10.18599/grs.2023.4.8
References
Kotsyubinskii V.L., Karpova L.G., Goryunova S.M. (1982). Fracturing of limestones of the Tournaisian stage of oil fields of Tatarstan. Geologiya nefti i gaza = Russion oil and gas geology, (7). (In Russ.)
Methodological recommendations for calculating geological reserves of oil and gas using the volumetric method. Ed. V.I. Petersil'e, V.I. Poroskun, G.G. Yatsenko. Moscow - Tver: VNIGNI, NPTs Tver'geofizika, 260 p. (In Russ.)
Methodology for determining reservoir properties of rocks based on the results of core analysis and hydrodynamic data. Moscow: Nedra, 89 p. (In Russ.)
Khanbikova R.R. (2017). Comparison of methods for determining the boundary values of porosity and permeability based on core study data. Neftyanayaprovintciya, 4(12), pp. 65-82. (In Russ.)
ShishlovaL. M., Gabdulbayanova E. I. (2021). Determination of boundary values offiltration-capacitive properties. E-SCIO, (12), pp. 445-452. (In Russ.)
Yatsenko G.G., Ruchkin A.V. (1975). Justification of the lower limits of permeability and porosity of reservoirs based on studies of core samples. Geologiya nefti i gaza = Russian oil and gas geology, (12),pp. 42-44. (In Russ.)
About the Authors
Sergey V. Sidorov -Researcher, Hard-to-Recover Reserves Simulation Research and Educational Center, Institute of Geology and Petroleum Technology, Kazan Federal University
4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111, Russian Federation
ZilyaM. Rizvanova - Engineer, Hard-to-Recover Reserves Simulation Research and Educational Center, Institute of Geology and Petroleum Technology, Kazan Federal University
4 Bolshaya Krasnaya st., Kazan, 420111, Russian Federation, e-mail: zilya.rizvanova@mail.ru
Manuscript received 13 August 2023; Accepted 1 December 2023; Published 30December 2023
SCIENTIFIC AND TECHNICAL JOURNAL
GEDRESURSY
