Resonancia magnética nuclear
Enviado por changooo • 9 de Agosto de 2012 • Resumen • 2.393 Palabras (10 Páginas) • 581 Visitas
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,
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