Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Пресловутая насыщенность коллекторов! (Rt-Sw problems) » Ответить
Пресловутая насыщенность коллекторов! (Rt-Sw problems)
Andrew: Кто-нибудь задавался вопросом почему иногда результаты испытания в корне не "бьются" с данными по ГИС, а именно с удельным электросопротивлением?
Ответов - 25
Людмила: задавалась и не раз!!! ((((
bne: Помнится мне, что покойный Дахнов объяснял аспиранту (моему знакомому), что информация бывает не только истинная-ложная, но и вредная-полезная К разряду истинной, но вредной он относил информацию о низкой информативности БКЗ в определенных условиях А что нам дает ВИКИЗ и при каких условиях это и вовсе отдельная тема
bne: Проблема IMHO в том, что у всех причастных свои болячки У электрометристов - понижающее проникновение и хитрые буровые растворы У тех кто занимается испытаниями - низкое их качество У тех кто решает обратные задачи электрометрии или в комплексе отсутствие четкого понимания строения зоны проникновения У петрофизиков (что в карбонатах, что в сильно-глинистых песчанниках) проблемы с адеватными моделями Вдобавок и слоистость и анизотропия Вот в кварцевых песках на глубине до 1000 метров обычно все было проще ;-) Но что толку болячки расковыривать, а как говаривал покойный Г.П.Щедровицкий: "Профессиональные тайны Вам никто не выдаст..." ;-) А к числу причин болячек я бы в частности отнес и демпинговые цена и невыгодности разработок как аппаратуры так и методик Деньги часто идут не по эффективности, а по понятным каналам, вот и отстаем от иностранцев В итоге у нас часто вал преобладает над качеством
bne: Начиная с примерно 1949 года появилась проблема глинистых песчаников А потом еще и каорбонваты с вторичной пористостью Ну и полимиктовые песчаники И чем глубже тем все больше вторичные изменения, структура порового пространства и вторичное минералообразование (включая и проводящие минералы - сидерит и пирит) А измерения на керне (уже по подготовке образцов) и их неоднородности неадкватно моделируют данные в скважинах (причем обычно смещенно)
Andrew: В общем вопрос так и остался открытым. Как привыкли строить УЭСп=f(Кп) или ...=f(Апс) не является панацеей. Надо что-то посвежее и с "приятным запахом УВ" )))
bne: И глинистость учитывать можно и на ВНК и капиллярки смотреть При случае помогает Но сдается мне, что влияние насыщения на керне моделирует заметно не то, что в пласте Думаю, что часто образуются и нерасформировываются тяжи воды вдоль направлений вытеснения Это подтверждается, в частности, ростом анизотропии
ТАС: Интересно было бы знать Ваше мнение Борис Николаевич. Попалась мне книга Л. Буряковского, изданная в США, в которой увидел графики зависимости "Кв_св-Альфа ПС"(Эти графики есть также в "Альбоме палеток петрофизических связей" Азербайджанского института глубинных проблем нефтегазовых месторождений Академии Наук Азербайджана, построенный по результатам тысяч анализов кернов для многих месторождений Азербайджана. Статистика как-будто бы приличная. Попробовал, как-будто неплохо работает.
bne: Надо глянуть Я скачивал последнюю книжку, а предыдущие у меня есть Где-то лежит даже изданная Эльм с дарственной надписью Вообще Леонид Александрович как и Самуйил Михайлович были наиболее интересными мне специалистами из Азербайджана Связь же Квс с Асп действительно тесная и часто линейная Из числа более свежих книг есть книга Шилова по Азербайджану (она есть у коллеги по фирме - Щацкого) Постараюсь также глянуть Но по Западной Сибири линейная связь Aда и Квс для водонасыщенных образцов обычно очень пристойно работает Но никуда не деться - должны влиять и насыщение и сотношение сопротивдения глин и раствора
ТАС: И ещё Борис Николаевич, не могли бы Вы выразить своё мнение прав ли я, когда по (Кв-Кв_связаная)*Кп_эфф определяю подвижную воду. Если это верно, то это помогло бы мне в дискуссии с геологами подсчётчиками. Спасибо. P.S. В прошлый раз я не поблагодарил и там высветило другим цветом "Спасибо". Прошу простить, я в первый раз на форуме и ещё не приспособился.
Andrew: И куда потом с этой подвижной водой?
bne: У нас с западниками существует давнее расхождение и непонимание. Schlumberger работает с эффективной пористость там, где мы с открытой Отражается это и на подсчете запасов По лучному опыту знаю, что когда канадцы работали с аудитом нашего подсчета, или когда мы занимались аудитом для индусов это всплывало. Я исповедуую отечественную веру, поскольку она мне представляется наиболее последовательной Согласно ее догматам Кп_эфф=Кп_отк*(1-Кв_Связанное) Теперь чисто физически довольно наглядно, что если бы Вы умножали (Кв-Кв_связанная) на Кпотк это был бы объем подвижной воды в открытых порах Если так рассуждать, то когда Вы умножаете на Кв_Связанное Кп_эфф Вы по сути второй раз начинаете учитывать связанную воду Ну а любые формы вежливости тут условны Вот откровенное хамство не поощряется, но и практически не встречается ;-)
ТАС: Спасибо, но что принять за открытую пористость, если пористость по Арчи, то эта пористость не очень хорошо бьётся с проницаемостью по керну.Пористость по Альфа ПС и эффективная по НГК лучше бьются с той же проницаемостью. Просветите, буду благодарен.
bne: Строго говоря есть понятие пористости отвечающее некоторой модели среды для которой проводится обработка эксперимента. Потому пористости по керосину, гелию и воде (притом разной минерализации) могут различаться Я уже не говорю о пористости среды с растворимыми компонентами (типа галита) Что касается пористости по каротажу, то лично я не сторонник определения пористости по методам (что вводит в своих аббревиатурах и Schlumberger) Я (как и ММ) предпочитаю работать с пористостью и иными свойствами по системе уравнений (вдобавок различной в зависимости от набора коэффициентов) Если же оперироватьб пористостями по методам, то IMHO надо учитывать и ошибки и разномасштабность неоднородностей (что сказывается и на проницаемости)
ТАС: Правильно ли принимать открытую пористость по воде эквивалентной эффективной пористости по нефти (с учётом вязкостей). Спасибо.
bne: Эффективная пористость по воде и по нефти должны совпадать Но вопрос в том, куда это идет для расчетов Иначе придется и остаточную нефть хитро учитывать
ТАС: Борис Николаевич, спасибо. Ещё один вопрос: При сопоставлении Кп_эфф по Арчи с пористостью по Альфа ПС на водонасыщенных коллекторах совпадают (точность определения сопротивления пластовой воды, а на нефтенасыщенных Кп_эфф значительно ниже пористости по Альфа ПС и тем больше, чем выше Кнг. Я объясняю себе это влиянием нефтенасыщения, но хотелось бы узнать Ваше компетентное мнение. Ещё раз спасибо. P.S. Просветите пожалуйста, что такое IMHO?
bne: 1) Конечно, вместо Кпэфф у Вас в нефтенасыщенном пласте стоит Кп*Квзп, причем Квзп у Вас ниже 1 (простейшая аппроксимация Квзп=A+(1-A)*Кв, где A=0.2-0.6) В более корректной постановке, конечно, нужна модель зоны проникновения 2) IMHO - одно из самых распространенных в интернете сокращений In My Humble Opinion - По моему скpомному мнению http://faqs.org.ru/fidonet/imho.htm
Andrew: Извините, я чуть недопонял!
bne: В SIAL используют и ГЕОПОИСК
Andrew: Сами Schlumberger "местные" используют ГеоПоиск. Знаю не понаслышке. Много кто из "больших" его используют. )))
bne: Поскольку официально признать формат неуютно, то проще использовать Хотя лишний раз убедился в сомнительности заложекнной там петрофизики
viking23: а если ещё есть глинистость(объемная по гамме), то она уменьшает общую пористость?, и получается входит в Кв_связанная. Или всё таки её объем учитывается в методах определяющих пористость (акустика, нейтронный, плотностной)?
bne: Скважины с уренгойским типом разреза, есть керн и отсутствие нефти по испытаниям при высоком сопротивлении Похоже, что причина видна, но надо сделать это и доказательным и расчетным Мороки много и времени куча уйдет на ровном месте Программировать в этом плане приятнее - результат рано или поздно виден налицо
bne: Journal of Petroleum Science and Engineering Vol: 15, Issue: 2-4, August, 1996 Bibliographic Page pp. 251-259 Title: Formation water saturation from drilling fluid filtrate invasion: comparison of displacement modelling and induction well log response Authors: Bilardo, U.a; Alimonti, C.a; Chiarabelli, A.b; Caetani, F. Colacicchia Affiliations: a. Universitа di Roma “La Sapienza”, Fac. Ingegneria, Dip. I.C.M.M.P.M. 18, via Eudossiana, 00184, Roma, Italy b. AGIP S.p.A., Servizio LOGE, 20097 S. Donato Milanese (MI) P.O. Box: 12069-20100, Milano MI, Italy Abstract (English): One goal of log measurements is to determine the degree of water saturation in oil- and gas-bearing beds, which can be calculated using resistivity logs and Archie's equation if the formation resistivity (Rt) is known. The measurement of Rt presents many difficulties: (1) During drilling, the penetration of drilling fluids into the formation will influence the measured resistivity values; this is known as the invasion effect. (2) In oil- and gas-bearing beds having a thickness less than the vertical resolution of the log instrument, the measured resistivity value will also be influenced by the presence of more conductive clayey layers; this is known as the shoulder effect. This paper presents a numerical model that aids in the interpretation of log results from thinly-layered formations, giving water saturation curves for the units of interest. For a series of gas-bearing horizons, the simulated water-content distribution has been compared with the saturation values obtained using a resistivity log instrument; this comparison has allowed an assessment of the shoulder and invasion effects. Publisher: Elsevier Science Language of Publication: English Item Identifiers: 10.1016/0920-4105(95)00079-8 0920-4105(95)00079-8 Publication Type: Article ISSN: 0920-4105 Citations: Chilingarian, G.V.; Vorabutur, P., Drilling and Drilling Fluids, Elsevier, Amsterdam, (1981) Ferguson, C.K.; Klotz, J.A., "Filtration from mud during drilling" Trans. AIME 1954 pp. 29-42 Peaceman, D.W., Fundamentals of Numerical Reservoir Simulation, Elsevier, Amsterdam, (1977) Phelps, G.D.; Stewart, G.; Peden, J.M., "The analysis of the invaded zone characteristics and their influence on wire-line log and well-test interpretation" Tech. Pap. SPE, 13287 1984 pp. 2-17 Prokop, C.L., "Radial filtration of drilling mud" Trans. AIME 1952 pp. 5-10 Schlumberger, Phasor induction tool, (1988) Scott Lane, H., Trans. SPWLA, 34th Annu. Logging Symp., (1993) Williams, M., "Radial filtration of drilling muds" Trans. AIME 1940 pp. 54-68
bne: Интересно, что даже по названию и библиографии видно насколько аккуратнее люди подходят к теме (по сравнению с г-ном Verdin и г-ном Ельцовым)
полная версия страницы