Advanced

Formation evaluation of the Jurassic Stø and Nordmela formations in exploration well 7220/8-1, Barents Sea, Norway

Kristensson, Johan LU (2016) In Dissertetions in Geology at Lund University GEOR02 20161
Department of Geology
Abstract
Evaluating reservoirs with alternating sequences of sand and shale meet the challenge of quantifying the effect from clay minerals. The clay minerals have an impact on logging tools and the resulting data. When not considering the effects, a formation evaluation will present incorrect results on e.g. porosity and water saturation leading to management decisions based on poor quality interpretations. One of the most challenging tasks for a petrophysicist is to determine the water saturation (Sw) in the formation. This is a crucial step because the assumption is that the hydrocarbon saturation are the remaining fluids whenever the water saturation is lower than 100% (1-Sw). This work present a formation evaluation on logging data from... (More)
Evaluating reservoirs with alternating sequences of sand and shale meet the challenge of quantifying the effect from clay minerals. The clay minerals have an impact on logging tools and the resulting data. When not considering the effects, a formation evaluation will present incorrect results on e.g. porosity and water saturation leading to management decisions based on poor quality interpretations. One of the most challenging tasks for a petrophysicist is to determine the water saturation (Sw) in the formation. This is a crucial step because the assumption is that the hydrocarbon saturation are the remaining fluids whenever the water saturation is lower than 100% (1-Sw). This work present a formation evaluation on logging data from exploration well 7220/8-1, in the Barents Sea. It is based on the comparison between conventional evaluation techniques and techniques which compensate for the clay mineral effect. Results from Archie’s water saturation are compared to Indonesia water saturation and Archie´s equation containing an alternative formation resistivity based on data from the triaxial induction tool, referred to as “sand resistivity”. The conventional Archie´s method uses bulk resistivity affected by the conductive properties from both sand and lithologies built by clay minerals. Using sand resistivity as opposed to the bulk resistivity compensates for the clay mineral effect. The results show significantly lower water saturation when compensating for the clay mineral effects. The faster and cheaper sand resistivity approach could be validated by conducting special core analysis providing data for the Waxman-Smits water saturation equation. Comparable results would be in favor of the cheaper and faster method. The petrophysical effects on logging tools are tied to the regional geological
evolution revealing the need for a multidisciplinary approach when evaluating potential reservoirs within the petroleum industry. (Less)
Popular Abstract (Swedish)
När petroleumföretag letar efter nya oljefyndigheter har de möjligheten att på själva borrsträngen fästa instrument som mäter olika egenskaper i berggrunden. En del instrument används för att bestämma hur stor andel mikroskopiska porer den sedimentära berggrunden består av och vilken vätska som ockuperar porerna. Porositeten ockuperas alltid av en vätska - formationsvatten, olja eller gas. Dessa vätskor förekommer också tillsammans, sorterade vertikalt beroende på vätskornas densitet. Denna studie behandlar en utvärdering av en petroleumreservoar belägen i Barents hav utanför Norges kust. Ett av målen är att bestämma hur mycket av varje vätska som förekommer i reservoaren för att i slutändan räkna ut det kommersiella värdet. Detta gjordes... (More)
När petroleumföretag letar efter nya oljefyndigheter har de möjligheten att på själva borrsträngen fästa instrument som mäter olika egenskaper i berggrunden. En del instrument används för att bestämma hur stor andel mikroskopiska porer den sedimentära berggrunden består av och vilken vätska som ockuperar porerna. Porositeten ockuperas alltid av en vätska - formationsvatten, olja eller gas. Dessa vätskor förekommer också tillsammans, sorterade vertikalt beroende på vätskornas densitet. Denna studie behandlar en utvärdering av en petroleumreservoar belägen i Barents hav utanför Norges kust. Ett av målen är att bestämma hur mycket av varje vätska som förekommer i reservoaren för att i slutändan räkna ut det kommersiella värdet. Detta gjordes med hjälp av ett dataset insamlat från en undersökningsborrning i Barents hav. Datan bearbetades sedan i en mjukvara framtagen speciellt för utvärdering av berggrundens fysiska egenskaper, Schlumberger Techlog 2015.3. Reservoaren som studerades består av två berggrundsenheter, Stø och Nordmela. Dessa formationer består till huvuddelen av sandsten varvat med skiffer. Skiffer består av lermineral vilka har egenskapen att binda stora mängder formationsvatten. Instrumenten som används för att samla in data har låg upplösning vilket gör det problematiskt att bestämma vatten- och
petroleumhalten i berggunden eftersom det endast är önskvärt att utvärdera sandstenen som är själva reservoaren. Empiriska formler för att bestämma vattenhalten är utarbetade och används frekvent. Tas det inte hänsyn till lermineralen och dess vattenhållande egenskaper, blir resultatet en för hög beräkning av vattenmättnaden vilket i slutändan kan innebära att man inte väljer att producera reservoaren då det inte anses lönsamt. Det är därför viktigt att
kvantifiera lermineralen för att kunna göra bättre beräkningar. Detta kan inte utföras under datainsamlingen på grund av begränsningar i instrumenten, utan sker under utvärderingsfasen. Archies ekvation är den konventionella och traditionella metoden för att bestämma vattenhalten i berggrunden. Resultat från denna metod jämförs med resultaten från två andra metoder som kvantifierar och bortser från lermineralens egenskaper—Indonesia och Archie/Clavaud ekvationerna. Resultaten visar att Archies ekvation beräknar högst vattenmättnad följd av Indonesia.
Lägst vattenmättnad ger Archie/Clavaud-metoden som bygger på att mjukvaran alternerar mellan olika värden i ekvationen beroende på de vertikala och horisontella egenskaperna i berggrunden. Metoden möjliggör upptäckt av tunna sandstensavsnitt som annars varit svåra att upptäcka där de alternerar med skiffer. Traditionellt har det varit relativt enkelt att hitta och producera olja och gas. Denna process blir alltmer en utmaning och så korrekta utvärderingar
som möjligt krävs. Petroleum behövs till energi, men den kommer inte produceras om inte företagen går med vinst. I vilken slags berggrund och hur den är utformad beror på den geologiska utvecklingen där globala, regionala och lokala processer har betydelse. Att studera den geologiska utvecklingen är vitalt för att få en uppfattning om vad som kan förväntas i berggrunden. Detta möjliggör en mer ingående planering av vilka instrument, undersökningar och beräkningar som krävs för att uppnå ett resultat så nära sanningen som möjligt. I slutändan ger detta
underlag till företagsledningen som kan ta korrekta beslut. (Less)
Please use this url to cite or link to this publication:
author
Kristensson, Johan LU
supervisor
organization
course
GEOR02 20161
year
type
H2 - Master's Degree (Two Years)
subject
keywords
Middle Jurassic, Lower Jurassic, Nordmela Formation, Stø formation, Barents Sea, sand resistivity, formation evaluation, shale effect, petroleum exploration, 7220/8-1, Schlumberger Techlog
publication/series
Dissertetions in Geology at Lund University
report number
493
language
English
id
8895228
date added to LUP
2016-11-18 12:13:39
date last changed
2016-11-18 12:13:39
@misc{8895228,
  abstract     = {Evaluating reservoirs with alternating sequences of sand and shale meet the challenge of quantifying the effect from clay minerals. The clay minerals have an impact on logging tools and the resulting data. When not considering the effects, a formation evaluation will present incorrect results on e.g. porosity and water saturation leading to management decisions based on poor quality interpretations. One of the most challenging tasks for a petrophysicist is to determine the water saturation (Sw) in the formation. This is a crucial step because the assumption is that the hydrocarbon saturation are the remaining fluids whenever the water saturation is lower than 100% (1-Sw). This work present a formation evaluation on logging data from exploration well 7220/8-1, in the Barents Sea. It is based on the comparison between conventional evaluation techniques and techniques which compensate for the clay mineral effect. Results from Archie’s water saturation are compared to Indonesia water saturation and Archie´s equation containing an alternative formation resistivity based on data from the triaxial induction tool, referred to as “sand resistivity”. The conventional Archie´s method uses bulk resistivity affected by the conductive properties from both sand and lithologies built by clay minerals. Using sand resistivity as opposed to the bulk resistivity compensates for the clay mineral effect. The results show significantly lower water saturation when compensating for the clay mineral effects. The faster and cheaper sand resistivity approach could be validated by conducting special core analysis providing data for the Waxman-Smits water saturation equation. Comparable results would be in favor of the cheaper and faster method. The petrophysical effects on logging tools are tied to the regional geological
evolution revealing the need for a multidisciplinary approach when evaluating potential reservoirs within the petroleum industry.},
  author       = {Kristensson, Johan},
  keyword      = {Middle Jurassic,Lower Jurassic,Nordmela Formation,Stø formation,Barents Sea,sand resistivity,formation evaluation,shale effect,petroleum exploration,7220/8-1,Schlumberger Techlog},
  language     = {eng},
  note         = {Student Paper},
  series       = {Dissertetions in Geology at Lund University},
  title        = {Formation evaluation of the Jurassic Stø and Nordmela formations in exploration well 7220/8-1, Barents Sea, Norway},
  year         = {2016},
}