Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Вопрос Алексея//Газонасыщенные коллектора про ограниченном комплексе » Ответить

Вопрос Алексея//Газонасыщенные коллектора про ограниченном комплексе

bne: Добрый день! Не поможет ли кто-нибудь с вопросом? Не уверен, что отнес вопрос в правильную рубрику, но все же; Имеется месторождение, у которого подсчитаны величины Кп ср.в и Кнг ср.в. Без оценки оставили только пласты с газом из-за малого комплекса ГИС. Так вот, предлагается следующее: где не представляется возможность определить Кп пластов-коллекторов из-за ограниченного комплекса ГИС для определения Кнг, необходимо принять Кп ср.в по горизонту. Правильно ли будет методически данное предложение?

Ответов - 15

bne: А нельзя подробнее про комплекс и про совпадение пористостей 1) Чего не хватает в комплесе каротажа (или что есть) 2) На чем основаны соображения о совпадении пористостей (керн, каките-то методы каротажа)?

Алексей: 1)Из "каротажа пористости" имеется только НГК(имеется АК,но запись с перерывами) 2)Второй вопрос не совсем понял,керн имеется не плохо согласуется с Кпгис.Единственное Кпгис в области газа сильно занижает,выше Кпгр но ниже среднестат.

bne: 1) Формально можно нейтронник и при газе использовать (нужна поправка) Лучше бы плотностной, конечно, но формально можно работать 2) Про керн спрашивал в связи с возможностью обосновать сходство распределений пористости по водонасыщенной и газонасыщенной части по керну


Алексей: 1)По нгк занижает. Не знаю есть ли какая поправка в кривую или в общую пористость, чтобы значение Кп эф возросло. 2)Керн отбирался в нефтенасыщенной и водонасыщенной части

bne: 1) Просто на сей счет изестны соотношения (примерно с 1975 года) - Резванов их в книге Вендельштейн и Резванов описал Возможно численное решение системы уравнений в этом случае 2) Понятно. На нет и суда нет

Алексей: Спасибо за ответ

Евгения: Есть месторождение Западно-Сибирское, газонефтяное, весь каротаж записан в плохие годы: начало 90-х. Как всегда, пористость считали по ПС. Видно, что ПС плохо чуствует пористость. Нейтронный в колонне, нет данных для поправки за глинистость. Есть немного плотностного и акустики. Но как оценить качество плотностного, да и акустического тоже? При малом количестве керна, при наличии газа?

bne: Лично я обычно начинаю начинаю с визуального анализа кросс-плотов и попыток нормализации на сопротивление Иногда такое сравнение методов пористости с сопротивлением (по интервалу включающему и заведомо водонасыщенные пласты) , продифференцированное по глинистости и типу насыщения неплохо помогает Ну и, конечно, сразу видно когда "связь типа арбуз" (c) М.Г.Латышева

Евгения: Добрый день. Насколько я Вас правильно поняла, Вы имеете в виду кросс-плотинг нейтронная пористость-плотность? Или плотносто-инт.время? Но про нейтронную пористость лучше забыть... И я не поняла, как сравнить плотностной с сопротивлением? Просчитать пористость по сопротивлению в водоносных? Я считала, пористость через сопротивление очень низкая, это всегда так. И, извините, не знаю, что такое "связь типа арбуз"….Поясните, пожалуйста.

bne: Добрых суток! 1) Я говорил о нормализации методов пористости на сопротивление (с разверткой по методам глинистости) Вдобавок Кв должно быть больше Квс часто гиперболически связанного с пористостью, а Кзп связано с Кв В принципе и плотность и сопротимвление в газонасыщенном коллекторе зависят от пористости и водонасыщенности Зоны исследования у них, конечно, разные Тем не менее, при приличной мощности пластов корреляционное поле может неплохо очерчено границей (по водонасыщенным пластам - устойчивой) По физике сопротивление не может быть больше чем Rw/(Кп*Квс)^m, а плотность вычисляется по Кп*Квзп и Кп*(1-Квзп) если минеральная плотность постоянна 2) В нейтронную пористость можно вносить поправки за водородсодержание газа в сформированной после обсадки зоне и плотностной эффект 3) Связь типа АРБУЗ - коэффициент корреляии не выше 0.3 =========================== Само собой я пишу о случаях когда что-то лично мне удавалось получить и это не является универсальной рекомендаций Иногда помогают М-N плоты, но это отдельная песня

Евгения: Спасибо за ответ. Почему-то я думаю, что не смогу так отловить, что в этой скважине я должна подвинуть ГГК на -0.05, а в другой на +0.06...Я пока действую примитивно - в чистом пласте сажаю ГГК на макс. поритость, оцененную для данного объекта по керну. Но вижу, что поправка не адитивна. А растягивать-сжимать кривую не хочется, да и чем обосновать такое издевательсьво над кривой? Хочется аккуратно обойтись с ГГК, потому что при малом керне получаем зависимость ГИС-ГИС для подсчета запасов. А в ГКЗ эксперты... Нейтронный в модификации НГК в колонне имеет размах 1.2 - 2, то есть "спит глубоким сном"

bne: Вообще IMHO обычно сажают на плотный пласт (если таковой есть) В ГКЗ такое проходит и даже не оговаривается

ShadowRaven: Дополнительно - смотрим на кривую поправок ежли DRHO выше +0.11 (или ниже -0.11), то скорее всего доверять кривой ГГК-п нельзя. ЧТобы убедиться, что сенсор работал нормально, пооверяютя "long-" и "short- counts", но это только по DLIS

Шайзада: Добрый день!!! Правильно ли меловые отложения при Кпр=1мД Кп гр = 13,8% а карбонатность 26% а для юрских Кпр =1мД Кпгр=13.2 при карбонатности 10%

bne: Я обычно смотрю на все поле точек А по Вашим цифрам могу сказать мало что При карбонатности 26% IMHO редко встречается пористость выше 10 (это просто по балансу видно) Но все же это вопрос для другого топика



полная версия страницы