Форум » ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ВЗАИМОСВЯЗИ - PETROPHYSICAL EQUATIONS » Метод Плотностного каротажа » Ответить

Метод Плотностного каротажа

Василий: Черт, чтото странное происходит... Похоже все идет к тому, что буду переворачивать запасы одного огромного месторождения. Дело в том, что для расчета пористости (той пористости которая учавствует в расчете Кнг). В предыдущем ПЗ использована очень простая формула: Кп_ггк=(2.65- ZDEN)/(2.65- 1) Эта формула исходила из анализа плотности глин, согласно которому их плотность равна плотности песчанника 2,65. Но! Почему из этого уравнения не вычитается сорбированная глинами вода, остается для меня большим вопросом. Так вот, ввел поправку в эту пористоть Кп_ггк_Е=(2.65- ZDEN)/(2.65- 1.0)-Кгл_N_D* (2.65-Бгл)/( 2.65-1.1), где Кгл_N_D- глинистость расчитаная по нейтронно плотностной методике, Бгл - показание плотности в глинах по каротажу, в итоге пористость в среднем по месторождению изменилась на 5%.

Ответов - 23

bne: 1) Нефть или газ? 2) Терригенные или карбонатные? 3) Какие еще компоненты кроме глин? 4) Есть ли еще что-то (типа акустики и гамма или спектрального)? 5) Какова мощность интервала? 6) Что показывает керн? Если считать нейтронно-плотностной то именно там (в ходе расчета) надо учитывать глинистость

Василий: 1. Нефть 2.Терригенные 3. Думаю пластовая вода глинами абсорбированная, и какаето 4. Гамма и спектральный есть 5. Рзлична до 6 метров 6. Керн достаточно хорошо коррелирует с предыдущей пористостью в области низкой глинистости и значительно хуже в области повышеной. Не совсем понял последнее утверждение. Что считать по Н-П глинистость или пористость?

Василий: Попробую объяснить Предыдущая пористость расчитано стандартно. Кп_ггк_Е=(2.65- ZDEN)/(2.65- 1.03) По контексту считается открытой. Она, хорошо коррелирут с кернов в области низкой глинистости и плохо в области повышеной (керн получается выше) . Я считаю что в пористость необходимо вводить поправку за абсорбированную глинами воду, а также за воду ПЖ неняющую плотность флюида. Но для этого необходимо знать : 1 Объем абсорбированной глинами воды 2. Плотность этой воды. Т.О. Кп_ггк_Е_новая= Кп_ггк_Е- всякая лишняя вода. Но появилась трудность, При таком подходе в интервалах с повышеной глинистостью новая пористость ещё хуже коррелирует с керном - керн получается выше. Пробовал Кп_ггк_Е_новая= Кп_ггк_Е+(какаето недоучтеная плотность связанная с глинистостью), но тогда в глинах постость получается больше чем в коллекторах.


bne: Что есть по керну? Обычно плотность, пористость, карбонатность, проницаемость, связанная вода Не исключено, что надо плотность связывать сразу со скелетом, пористостью, карбонетностью, глинистостью Это надо проверять Надо смотреть какая система уравнений получается А как решать это вопрос второй

Василий: По керну есть : 1. Проницаемость, плотность , пористость, ОПФ, по некоторым образцам рентгено структурка(жаль что не в глинистых образцах). гранулометрического анализа нет. В общем, сейчас я двигаюсь следующим образом: По наблюдениям выходет, что при повышеной глинистости расхождение по такой модели Кп_ггк=(2.65- ZDEN)/(2.65-1,03) увеличивается - открытая пористость по керну выше чем пористость по ГИС, (если глинистось низкая они сходятся). т.о. получается, что при повышении глинистости Кп_ггк занижается. Каким образом это может быть? Я предпологаю, что это связано с абсорбированной глинами ПЖ, плотность которой равна 1,47. Чем больше объем глин тем больше ПЖ они абсорбируют. Тогда я вывел функцию изменения средней плотность жидкости в пласте от объема глин, т.е. при минмальной глинистости Кгл=0,05 плотность = 1,03, при максимальной Кгл=0,48(максимальное значение объемной глинистости) - плотность =1,47, если Кгл>0,37 , тогда плотность =1,47. Функция имеет следующий вид: y = 1.375*Кгл_N_D + 0.961 if y>1.47 then y=1.47 Т.о. Формула стала выглядить так: Кп_ггк_новая=(2.65- ZDEN)/(2.65- y). Кп_ггк_новая- теперь имеет отличную корреляцию с керном и в области повышеной глинистости. пример [BR]http://zalil.ru/30606295 Тонкая черная - страрая пористость Кп_ггк=(2.65- ZDEN)/(2.65-1,03) Салатавая - Кп_ггк_новая=(2.65- ZDEN)/(2.65- y). Красная - Кгл по СГК (Торий+ калий) Аранжевая - Торий+ калий Темнозеленая - уран Толстая черная (2ой трек)- Кгл_НК_ГГП Тока после такова подхода, возникла проблема с высокой пористостью в глинах.

bne: Я бы попробовал начать с двух кросс плотов 1) Пористость - проницаемость (посмотреть как густо лежит) 2) Пористость-Плотность-проницаемость (если влияет глина то она должно сказываться и на проницаемости) Если плотность глин и скелета системе уравнений это не мешает По прежнему DE = Кп*1 (не знаю Вашей солености) + Кгл*DEгл + (1 - Кп- Кгл)*DEск, что при DEск=DEгл начисто убирает глинистость W= Кп +Wгл*Кгл Вопрос остается в том касается ли условие DEск=DEгл сухих глин или влажных

Василий: Вы как обычно правы, наверно зря я мудрить с этим начал. DE = Кп*1 + Кгл*DEгл + (1 - Кп- Кгл)*DEск Я просто предположил, что DE = Кп*х+ Кгл*DEгл + (1 - Кп- Кгл)*DEск х=F(Кгл)- по причине абсорции фильтрата промывачной жидкости. и меняется от 1 до 1,47 . Кросплоты я пробовал, Кп- Кпр- отлично лучше и не придумаешь, добавленная третьей размерностью плотность зерен зависимость не рассаливает. bne пишет: Вопрос остается в том касается ли условие DEск=DEгл сухих глин или влажных А как это определить?

bne: "Кросплоты я пробовал, Кп- Кпр- отлично лучше и не придумаешь, добавленная третьей размерностью плотность зерен зависимость не рассаливает." Раз нет расслоения, то скорее всего у Вас поровый коллектор с малым содержанием цемента и остаточной воды По нынешним временам это редкость Раз цемента мало, то все игры с сорбцией скорее всего незначимы

Василий: Карбонатного действительно маловато, а глин... Глубины небольшие 200- 400 м. Остаточной воды вроде как не мало Кп= 38 - Кв= 20%; Кп=22 - Кв=95%. В рентгеноструктурном преобладает в общем смектит . На счет глин не могу уверено говорить потомучто: Недавно обнаружил исследования рентгеновского фазового колличественного анализа по ним максимальное суммарное содержание глинистых минералов в общем объеме породы = 80%, уже вроде как собрался удивляться но оказалось что это вроде как шлам анализировали. После этого были ещё исследование рентгеном образцов (уже по другим скважинам) и в них максимальное содержание глинистых минералов не превышает 48%, остается гадать - либо полноценные глины в анализы не попались либо максимальная глинистость действительно 48%. Вот не знаю точно, можно ли шламу верить.

bne: Недоуплотненные отложения это отдельная песня Действительно должен быть смектит с высокой поверхностной активностью Ближайший популярный аналог - сеноман Западной Сибири (Уренгой скажем) Но там 800 метров Странно что у Вас связь пористости с плотностью не расслаивается Вообще должны быть плохосцементированные пески при случае Обычно их IMHO замораживают Так что не исключено, что у Вас худшие (наиболее плотные) разности

Василий: Морозили. Разуплотнение бешеное. Похоже всетаки плотность глин ниже скилета.

bne: Похоже у Вас таки есть цемент (при низких пористостях) Но если не карбонатный, то кремнистый (может конкреции?) Я бы выделял уплотненные прослои в отдельный объект (если они крупные)

Василий: Все верно, кальцит есть. как раз в нижней части (то что ниже 1 мД проницаемости ) идет его увеличение. Но меня нижняя часть както не особо интересовала, учитывая что Кпр граничное = 20. На линии не обращайте внимания, они не имеют смысла, просто забыл их убрать. Конечно, кальцит повышеный я фильтровал при определении связи с Кпр с Кп.

Василий: Керн: Плотность глин = плотности скилета. Глинистые минералы приблизительно в равных пропорциях: Илит, Хлорит, Смектит, Каолинит Из глинистых минералов наиболее преволирующий смектит. Карбонатность не значительна.

Василий: Какие выводы можно сделать о образце керна по разнице плотности определенной в образце, замереной методом "насыщенной жидкости" и метододом "гелевого порозиметра"? Например: в одном и томже образце керна плотность зерен по методу "насыщенной жидкости" 2,57г/см3 , а по методу "гелиевого порозиметра" 2,61. П.С, Названия методов, даны в переводе с китайского.

bne: Не может быть плотность насыщенного гелием выше чем водой Что-то не то Даже экстраполяция должна идти в разные точки при Кп->1

Василий: Из 828 по 187 образцам плотность по гелию выше По 121 гелий болельше больше чем на 0,01г/см3. Из них 13 с диффектами (трещина) По 340 образцам по гелию меньше чем по жидкости меньше чем на 0.01 , из них 11 с диффектами (трещина). По 31 образцу пористость по жидкости больше чем по гелию - в среднем на пол процента. по 589 образцам по пористость по жидкости меньше чем по гелию - в среднем на 2%. У меня 4 вопроса (прошу помочь разобраться): 1- какой плотности больше доверять замереной по гелию или по жидкости? 2 - о какой характеристике образца говорит значительное различие плотности по гелию и жидкости (если по гелию значительно меньше чем по жидкости)? 3- Какой пористости больше доверять замереной по гелию или по жидкости? 4- о какой характеристике образца говорит значительное различие пористости по гелию и жидкости (если по гелию значительно выше чем по жидкости)? (понятно , что дело в микропорах, тогда по жидкости мы получаем более приближенную к эффективной характеристику пористости, однако пористость по гелию будет, более приближеной к пористости определенной по гис - ГГКП)

bne: Скорее всего были проблемы с измерениями (раз отклонения в обе стороны) Маловероятно, но может они для скорости на разных частях образца делали (так иногда гран и мигнеральный состав разделяют) Иногда замеры отягощены эффектом гидрофобности (тогдав пористость по керосину выше) Может у Вас таки керосин, а не гелий? Я бы попробовал посмотреть связи пористость - плотность внимательнее (с учетом экстраполяции по Кп в 0 и в 1 по обеим замерам)

Василий: Х, знает этих Китайцев. В их отчетах черт ногу сломит. Откапал таки их коментарии. Похоже они по керасину и по гелию измеряли. Значит, это гидрофобность....? 4. Описание измерения степени пористости керна (путём насыщенного керосина ) Уважаемые абоненты: Наша сторона уже завершила измерение степени пористости керна(путем насыщенного керосина), взятых из скважин 2948, 3249, 2966, Измерение произведено следующим образом: 1. Испытание производится в соответствии с областным стандартом нефтегазовой промышленности КНР SY/T5336-2006?способами анализа керна ?. 2. В процессе испытания используются следующие оборудования: устройство для измерения степени пористости керны. 3. Принцип испытания: поместите керн в жидкость с известной плотностью (керосин) таким образом, керн поглощает керосин достаточного количества, после того, как керосин в керне насыщенный, взвешивайте керн в насыщенной жидкости, затем взвешивайте массу керна, выстирайте жидкость с поверхности керна, взвешивайте массу керна в воздуха, получите разницу массы керна в жидкости и в воздухе, затем разделите разницу массы на плотность жидкости, чтоб получить объем пустот, коэффициент объема пустот от общего объема является действительной степенью пористости. 4. Основные процессы испытания: обработка керна, накачивание нефти, осушение керна, измерение степени пористости керна. 5. Измерение образцов: в сложности 402 керна скважины 2948, взятые из 7 свит пластов: A1,B, V, G, D2,J1,J1?J2, J2, глубина взятия керна составляет 220, 13м?385, 24м. Виды породы: глинистый песчаник, песчаники. В сложности 218 керна скважины 2966, взятые из 5 свит пластов: A1, B, V, G, D, глубина взятия керна составляет237, 42м-331,84м. Виды породы: глинистый песчаник, песчаники. В сложности 165 керна скважины 3249, взятые из 6 свит пластов: A1,B,B-V,V, G,D,Tr, глубина взятия керна составляет247, 1м-331,93м. Виды породы: глинистый песчаник, песчаники, мелкозернистый (крупнозернистый) известняк. 6. Степень естественного уплотнения керна: керны иногда плотные, иногда рыхлые. В рыхлых кернах почти нет любых цементов, после замораживания, бурения, вырезки керны уплотняются термопластичными трубами. 7. Измерение путем насыщенного керосина представляет собой типичный способ измерения, пригодно для измерения образцов правильных, неправильных форм, обеспечивает точное измерение степени пористости, является самым распространяющим способом в настоящее время. 8. Во время проведения измерения и анализа проверщик строго исполняет технический стандарт и рабочие инструкции. Результат измерения точный. 5. Описание измерения степени пористости керна (гелиевым порозиметром) Уважаемые абоненты: Наша сторона уже завершила измерение степени пористости керна(гелиевым порозиметром), взятых из скважин 2948, 3249, 2966, Измерение произведено следующим образом: 1.Испытание производится в соответствии с областным стандартом нефтегазовой промышленности КНР SY/T5336-2006?способами анализа керна ?. 2. В процессе испытания используются следующие оборудования: автоматический гелиевый порозиметр модели KXD-?. 3. Принцип испытания: измерение производится в соответствии с законом Бойля-Мариотта, когда температура постоянна, объем определенной массы обратно пропорционален абсолютному давлению. То есть, при предварительно определенном давлении газ нагнетается в сравнительную ячейку с известным объемом, затем распространяйте газ из сравнительной ячейки в ячейку керна, соединенную с сравнительной ячейкой, вычислите объем зерна, вычитайте объем зерна из общего объема, получите объем пустот и пористость. 4. Основные процессы испытания: обработка керна, накачивание нефти, осушение керна, измерение длины и диаметра керна, взвешивание массы керна, корректирование постоянных величин, калибрование прибора посредством стандартного вещества, измерение керна. 5. Измерение образцов: в сложности 337 керна скважины 2948, взятые из 7 свит пластов: A1,B, V, G, D2,J1,J1?J2, J2, глубина взятия керна составляет 220, 13м?385, 24м. Виды породы: глинистый песчаник, песчаники. В сложности 138 керна скважины 3249, взятые из 6 свит пластов: A1,B,B-V,V, G,D,Tr, глубина взятия керна составляет247, 1м-331,93м. Виды породы: глинистый песчаник, песчаники, мелкозернистый (крупнозернистый) известняк. В сложности 150 керна скважины 2966, взятые из 5 свит пластов: A1, B, V, G, D, глубина взятия керна составляет237, 42м-331,84м. Виды породы: глинистый песчаник, песчаники. 6. Степень естественного уплотнения керна: керны иногда плотные, иногда рыхлые. В рыхлых кернах почти нет любых цементов, после замораживания, бурения, вырезки керны уплотняются термопластичными трубами. 7. Рыхлые керны цементируются с помощью вязким маслом, после накачивания нефти вязкое масло устраняется из керна, керны деформируются, поверхность керна неровна, диаметр и длина керна не соответствуют требованиям. Автоматический гелиевый порозиметр модели KXD-? не может измерить деформированные керны, поэтому некоторые керны не проверены. 8. Норма образцов трудно отвечает требованию измерения из-за того, что частичные керны рыхлые. Поэтому мы проверяли все керны путем насыщенного керосина . 9. Во время проведения измерения и анализа проверщик строго исполняет технический стандарт и рабочие инструкции. Результат измерения точный. П.С. Обратите внимание на последнюю фразу :-)

bne: Но не исключено если проблемы именно с рыхлыми образцами Что с ними происходит при повторных замерах по таким методикам вообще сложно представить

ShadowRaven: если Китай, то из опыта работ по керну может быть определено что угодно и как угодно.... Попробуйте посмотреть какие измерения выполнялись первыми (они будут предпочтительнее) и/или в какой серии различные параметры (по керну) "бьются" между собой. Например плотность и пористоть дают ли логичный тренд (проходящий через точки матрица - вода) отдельно -- не совсем понял Ваше утверждение плотность глин = плотности матрицы (куда дели связанную воду??) Если матрица глин разностей отлична (выше) ои 2.65, то это может быть причиной расхождения в рассчетной общей пористости и данными керна в глинистых разностях

Василий: ОК, спасибо, попробую... отдельно -- не совсем понял Ваше утверждение плотность глин = плотности матрицы (куда дели связанную воду??) Изначально, в отчете так и писалось, что плотность глин (сухих глин+ хим связаная вода)= 2,65. В общим я с этим уже вроде как справился: 1. У меня оказалось, что плотности песчанников и глин отличаются На этом граффике видно, что с увиличением суммарного содержания глинистых минералов плотность падает, это вполне закономерно, учитывая, что преобладающей фракцией в глинах является смектит. По Китайским образкац Рентгеноструктурки было несколько образцов исследованных глин, в них при Кгл=0.48 (максимум) плотность = 2,61 г/см3. 2. Построил модель плотности зерен. a=(2.61-2.27)/(2.61-1.00)- пористость глин// 2,27- плотность глин по ГИС b=(Wгл/100)-a - объем пор занимаемый химически связаной водой.// Wгл- водородосодержание глин по ГИС j=-0.06*Кгл_N_D_с*1+2.67 - плотность сухих глин//Кгл_N_D_с- весовая глинистость// хорошо коррелирует с плотностью по керну e=j*(Кгл_N_D_с-b)+Кгл_N_D_с*b*1+2.67*(1-Кгл_N_D_с)// - плотность глин в пласте // хорошо коррелирует с ГИС в глинах. Таким образом модель расчета пористости по плотностному у меня теперь выглядит следующим образом: Кп_ггк=(2.67*(1-Cгл_GR)+2.61*(Cгл_GR) - ZDEN)/(2.67*(1-Cгл_GR)+2.61*(Cгл_GR)-1.03) Если матрица глин разностей отлична (выше) ои 2.65, то это может быть причиной расхождения в рассчетной общей пористости и данными керна в глинистых разностях Эт понятно..

Василий: Я их Керн просто забраковал. Использую его теперь больше как априорность. Черная линия - это плотность замеренная для скв. российскими исследователями Красная - это скв в которых проводили исследования Диджиталы. Синия и Оранжевая - это 3 скважины китайских исследователей . А это отдельно по каждой скважине Черные линии различной толщины это разные скважины китайцев (плотность определена по жидкости). А каричневые разной толщины(места для подписи нехватило), это разные скважины китайцев замеры по гелию.



полная версия страницы