Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Сборник разных промежуточных вопросов » Ответить

Сборник разных промежуточных вопросов

Василий: Тема, если кто-то что-то не особо длинное хочет спросить, и вопрос явно на тему не потянет, чтобы не захламлять форум. Вот у меня вопрос, как обозвать параметр Кво*Кпэф ?

Ответов - 15

bne: Methods and models for rapidly identifying and finely evaluating the ultra-low permeability oil layer Xiong-yan Li1,2, Hong-qi Li1,2, Yu-jiang Shi3, Jin-yu Zhou3 and Hong-yan Yu1,2 Affiliations 1 State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting, China University of Petroleum, Beijing 102249, People's Republic of China 2 Key Laboratory of Earth Prospecting and Information Technology, China University of Petroleum, Beijing 102249, People's Republic of China 3 Exploration and Development Institute, Changqing Petroleum Company, Xi'an, Shanxi 710021, People's Republic of China E-mail wangliaoziji@126.com Journal of Geophysics and Engineering Create an alert RSS this journal Issue Volume 8, Number 1 Xiong-yan Li et al 2011 J. Geophys. Eng. 8 13 doi: 10.1088/1742-2132/8/1/003 Due to the low signal-to-noise ratios of logging information, the complexities of the petrophysical property and percolation mechanism as well as the sensitivities of fracture projects, it is difficult to rapidly identify the ultra-low permeability oil layer and predict its productivity after fracturing. Therefore, the ideas of combining the petrophysical mechanism with the statistical analysis of log response characteristics have emerged. First of all, with the help of the neuron nonlinear function Sigmoid, the PRI is constructed and the water productivity is fitted. The accuracy of identification chart is 95.95% based on the PRI and the water productivity. The PRI index and differential analysis method are applied to identifying the ultra-low permeability oil layer, with an accuracy of 83.33%. Then the productivity index method is utilized to predict the productivity of the ultra-low permeability oil layer with non-Darcy flow after fracturing. A series of sensitive factors is built up. The sensitive feature subsets are selected respectively from the parameter sets of high productivity layers and low-to-moderate productivity layers. The productivity indices are fitted by the sensitive feature subsets. The method is employed to predict the productive capacity of 20 key wells in the region of interest. The relevance of the predictive productivity and the actual productivity is about 0.98, and the average absolute error is 1.95 tons. The identification method and productivity model can meet the actual production demand and achieve the objective of taking advantage of logging information to rapidly evaluate the ultra-low permeability oil layer. Интересно глянуть Ничего кроме реферата нет

bne: Таки нечаянно добыл статью (при попытке чтения на IOP) К сожалению, вроде оно того не стоило

BNE_Mumbai: Если Кп*Кво считать "объемом неподвижной воды", то Кпэфф*Кво смотрится недоделанным "объемом неподвижной воды" ;-) А если серьезнее, то IMHO не имеет смысла вводить такого рода сущности если они не просматриваются на квадрате Вилли


Andrew: Бессмысленно как-то выглядит, чего мы хотим определить-то этим выражением? Василий, вы пользовались данным выражением? И каков же результат?

BNE_Mumbai: 1) Генерируются принципиально все возможные отношения 2) Отсекаются априорно не очевилдные или не продуктивные Вторая стадия для стандартных случаев тут вряд-ли пройдена Зато заставило задуматься ;-))

Василий: Вот в чём дело. Как не странно Кпэфф*Кво не плохо коррелируется с Кно. Точки начинают подчиняться тренду. В других комбинациях, никак не удавалось выйти на Кно.

Василий: Отностильно мегкого с тёплым, почему? Вроде параметры вполне сопоставимы, раз речь идёт о пространстве в порах. Я хотел получить что-то вроде объёма плёночной воды скилета, или чтото коррелируемое с этим.

ShadowRaven: Вроде как похоже на BVI (Bound Fluid Irr) из ЯМР т.е. капиллярно-связанную воду

TAS: Здравствуйте господа специалисты. Василий отметил хорошую корреляцию между (Кп.эфф*Кво) и Кно, но вопрос как определён Кно. По моему на этом форуме отмечалось, что Кно никак не определяется. У меня такой вопрос к специалистам: Возможно ли использовать в формуле Кп_дин=Кп_откр.*(1-Кво-Кно) вместо Кно, Кво т. е.Кп_дин=Кп_откр.*(1-2*Кво), основываясь на том, что при температуре пласта величины вязкости воды и нефти примерно одинаковы Результат получился довольно правдоподобный, а изощряться приходится из-за отсутствия достаточного количества лабораторных исследований керна (при полном отсутствии капилярометрии) и ограниченного комплекса ГИС(градиент зонд, боковой каротаж и ГК+НГК кое-где). Очень интересно было бы узнать ваше мнение обо всём этом. Спасибо Всем.

bne: Добрых суток! Рад видеть давнего посетителя ;-) 1) Все таки произведение Кпэфф*Кво с учетом того что Кпэфф=Кп*(1-Кво) и в итоге имеем Кп*Кво - Кп*Кво*Кво смотрится сомнительным 2) В ГКЗ терпимо воспринимают Кно по аналогии или Кно=Const А связь Кно и Кво ни разу не встречал Тут же помимо прочего начинает играть роль смачиваемость которая по разному играет на Кво и Кно Кроме того по тому с чем пока работал (в основном Западная Сибирь, по карбонатам данных много меньше ) Кно (в отличии от Кво) слабо коррелирует с пористостью и проницаемостью

TAS: Борис Николаевич, может быть найдёте время и посмотрите файл (*.xls) с обработкой небольшого интервала в скважине с ограниченным комплексом ГИС, вот только как прицепить или отправить, извиняюсь, запамятовал. Напомните, если не трудно. Будьте здоровы С уважением Тофик Султанзаде­

bne: Проще всего послать мне по почте Иначе только через файлообменник Поскольку Вы вошли без регистрации не могу писать личным сообщением Моя почта .... или то же самое, но после СОБАКИ стоит PANGEA.ru Позже ссылку на мою почту тут уберу

bne: Постараюсь высказать свои соображения Есть подозрение, что у Вас слоистая глинистость

Василий: Какое уравнение определения Кнг, лучше всего подходит для использования в рыхлых террригеных отложениях, с максимальной глинистостью 48%, и преобладающей сектитовой составляющей глин?

Василий: склепал такую модель: Кво=(1.4*(Кгл_N_D*100)+9.0)/100 Кно=(-1.5*(PhieA*100)+86.5)/100 Кпе_Н=PhieA*(1-Кво) Кпе_В=PhieA*(1-Кно) SOIL=1-(((0.125*1/(Кпе_Н)^2.17)/(RILD))^(1/2.12)) SOILv=1-(((0.125*1/(Кпе_В)^2.17)/(RILD))^(1/2.12)) Кн_пн=SOIL-Кно Кн_пв=1-SOILv-Кво_2 где: Кво- остаточная водонасыщенность Кно- остаточная нефтенасыщенность Кгл_N_D- объемная глинистость PhieA- открытая пористость по каротажу (ГГП) Кпе_Н- пористость незанятая остаточной водой Кпе_В- пористость не занятая остаточной нефтью SOIL - Кнг- без объема пор с связанной водой SOILv- Кнг без объема пор с связанной нефтью. Кн_пн - коэффициент подвижной нефти Кн_пв- коэффициет подвижной воды. Что скажите?



полная версия страницы