Добрый день, 

Предложенный кросс- плот действительно интересен, признаюсь, я с ним не знаком, но есть одно большое но, ибо что- то здесь не так: 

По сути предлагается построить интервальное время продольной волны DTCO от Rt^-1. 

Сделаем что называется несколько assumptions. 

Из нашего любимого уравнения Арчи:

Sw^n= a*Rw/((PHI^m)*Rt) выразим Rt: 

Rt= aRw/((PHI^m)*Sw^n 

При этом из уравнения Вилли в самом примитивном случае: 

DTCO= DTMA*(1-PHI) + DTFL*PHI

PHI= (DTCO-DTMA)/(DTFL-DTMA)

То есть выходит, что имеем масло масляное, что маловероятно. 

Вероятнее всего шла речь о параметре пористости F = a/ PHI^M=Ro/Rw а не уэс Rt, при этом наверняка предлагалось использовать микрометоды и уэс фильтрата, либо рассчитать пористость по другому независимому методу. 

Не совсем понимаю, чит мешает воспользоваться палетками типа «нейтронный-акустический», либо MID (CP14 и CP15) из атласа палаток шлюмберже для этой цели если есть другие методы пористости помимо акустики. 

Selena пишет:

А почему масло масляное. Мы же не подставляем в арчи чисто пористость посчитаную по одной акустике (только если это не хорошо сцементированые песчаники). Или я что то не так поняла...

Потому что в уравнение Арчи помимио пористости входит еще водонасыщенность Sw,  уэс пластовой воды Rw, показатель насыщения (функция смачиваеомсти) n, показатель цементации m  и тьюнинг фактор извилистости а. В целом, если Вы определились с Кв, то значит прямую задачу Вы уже решили. Ваша задача- выразить пористсоть методом отличным от интервального времени продольной волны. Через уэс пласта это можно сделать на водонасыщенных пластах (Кв=1) задаваясь коэффициентами m и a, а также уэс воды, если она известна. Либо также на водонасыщенных пластах, но с микрометодами и через уэс фильтрата, в противном случае неопредленность будет больше, придется решать итерационно как вариант. Скорее всего предлагается использовать водонасыщенные пласты и параметр пористости. Если бы вы показали эту чудо-палетку было бы проще судить. 

А вообще не читайте советских газет перед обедом, обратите внимание на Schlumberger log interpretation principles/applications (1989), либо на С. Пирсона (справочник по интерпретации каротажа).   

Учитывая, что у Вас есть компенсированный нейтронный, используйте палетки Por -20/21 из последнего атласа шлюбмерже, либо аналогичные производителя Вашей аппаратуры.

QC акустики наверно было бы логично делать в воркфлоу интерпретации акустики, в зависимости от типа аппаратуры и методики интерпретации (STC алгоритм, автоматическое/полуавтоматическое прослеживание и тд). Если исходных ФКД и воркфлоу нет, но есть какие-либо опорные пласты с априорной информацией по сосденим скважинам - можно использовать и их, сопоставляя гистограммы.

Взять большой зонд викиз в целом конечно не преступление, но в зависиомтси от Вашего типа разреза можно поиметь неопредленность в оценке уэс, так как этот прибор работает на разной частоте в зависимости от длины зонда и предполагает попластовое инверсионное решение активной и реактивной компонент (in phase и out of phase) для опредления Rt. 

Коллеги.

Во-первых эффективное сопротивление это видимо параметр пористости, смысла просто сопротивление смотреть нет. Оно разное на разных неколлекторах. Как известно 1/FF=a*Кп^m. А DTma, как мы уже выяснили, это f(DT, Кп).

Во-вторых, физ. смысл DT vs 1/FF то в чем? В том что на неколлекторе 1/FF уходит на асимптоту 0. Чем больше числа в FF (читай злостные неколлектора), тем ближе к нулю 1/FF. Проблема в том, что пересечения с нулем функция 1/x не имеет и вам в любом случае придется задаваться какой то отсечкой по 1/FF. А это будет большой разбег значений DT. То есть в области, где вам нужно будет точное определение DTma, у вас будут большие ошибки в определении FF. Поэтому метод однозначно плохой. Либо он предназначен для каких то маргинальных случаев.

В-третьих, использование такого рода палеток без понимания геологии пласта до добра не доведет. А если вы знаете геологию пласта, вы можете сами прикинуть примерно какая должна быть DTma. Я думаю так будет правильнее.

Myp3uJIKA пишет:

Коллеги.

Во-первых эффективное сопротивление это видимо параметр пористости, смысла просто сопротивление смотреть нет. Оно разное на разных неколлекторах. Как известно 1/FF=a*Кп^m. А DTma, как мы уже выяснили, это f(DT, Кп).

Во-вторых, физ. смысл DT vs 1/FF то в чем? В том что на неколлекторе 1/FF уходит на асимптоту 0. Чем больше числа в FF (читай злостные неколлектора), тем ближе к нулю 1/FF. Проблема в том, что пересечения с нулем функция 1/x не имеет и вам в любом случае придется задаваться какой то отсечкой по 1/FF. А это будет большой разбег значений DT. То есть в области, где вам нужно будет точное определение DTma, у вас будут большие ошибки в определении FF. Поэтому метод однозначно плохой. Либо он предназначен для каких то маргинальных случаев.

В-третьих, использование такого рода палеток без понимания геологии пласта до добра не доведет. А если вы знаете геологию пласта, вы можете сами прикинуть примерно какая должна быть DTma. Я думаю так будет правильнее.

В целом соглсен с Вами, его величетсво Дахнов, по всей видиомсти, переводя и редактируя Пирсона на пару с Петуховым назвал параметр пористости относительным сопротивлением, а дальшнейшие вариации и пересказания вероятно привели к эффективному. 

И все же немного поправлю Вас, Вы наверно поторопились: F= a/(PHI^m)   => F^-1 = (PHI^m)/a 

Selena пишет:

Вот график из книги

Ну вот видите как автор трогательно обходит проблему горизонтальной восьмерки. Он просто берет отсечку на 2000 :)

Не конструктивная палетка, так как изменение Кв приведёт к значительному изменению уэс при незначительном изменении DT для одного и того же литологического типа. 

Всегда пожалуйста, побольше бы петрофизичных тем. И не все то умное, что книжка, отечественных метров тоже надо фильтровать, помнится пацаны даже у Альпина в палетках ошибки находили.

есть такой график - Hingle Plot

довольно известная и полезная вещь