Zeitschrift für Erdöl- und Umweltbiotechnologie

Abstrakt

Permeabilitätsschätzung von gebrochenen und vuggigen Karbonatreservoirs mithilfe der Permeabilitätsmultiplikatormethode im Bai Hassan-Ölfeld im Nordirak

Sadeq QM*, Bhattacharya SK und Wan Yusoff WIB*

Eine neue Methode zur Diagnose und Schätzung der sekundären Porosität und der absoluten Durchlässigkeit von gebrochenen und drusigen Karbonatformationen wurde auf der Grundlage der numerischen Simulation des Prozesses der Matrixlösungstechnik entwickelt und validiert. Die Methode umfasst die geologische Charakterisierung von Kernlabordaten und deren Integration mit Bohrlochprotokollen und Gesteinsproduktionsmessungen. Die neue Methode zur Interpretation von Daten, die in einem tertiären Reservoir im Bai Hassan-Ölfeld gewonnen wurden, wurde angewendet. Das Kreidereservoir verhält sich wie ein petrophysikalisches System mit dreifacher Porosität, das interkristalline, intrakristalline, schimmelige, drusige (verbundene und unverbundene) und gebrochene Porosität aufweist. Gesteinskerndaten und Bohrlochtests zeigen, dass Drusen die Hauptkomponente der sekundären Porosität sind, während Brüche und miteinander verbundene Drusen den größten Teil der Durchlässigkeit ausmachen. Die Anfangsphase unserer Interpretationsmethode besteht aus der Integration von Kernmessungen mit Bohrlochprotokollen und Bohrlochtests, um statische und dynamische petrophysikalische Eigenschaften über standardmäßige Karbonatbewertungsverfahren zu berechnen. Dieses Verfahren wurde an mehreren wichtigen Bohrlöchern mit und ohne Kernmessungen und Bohrlochtests getestet. Endgültige Schätzungen der Porosität und Permeabilität stehen in guter Übereinstimmung mit den Eigenschaften des globalen petrophysikalischen Systems.