Ноя 20
Коллеги, добрый день!
Ситуация такая - на месторождении пробурена всего одна скважина. Исследовали керн. Так вот, связь Рп-Кп получается с какими-то безумными коэффициентами:
Рп=5,4638Кп^-0.837
Есть у кого-нибудь мысли на этот счет? Что может быть причиной?
| Вложение | Размер |
|---|---|
 img-20201130-wa0001.jpg | 85.6 КБ |
Опубликовано
30 Ноя 2020
Активность
29
ответов
2586
просмотров
7
участников
4
Рейтинг
еще б написали что такое Рп, что такое Кп
Рп- параметр пористости
Кп - коэффициент пористости
Петрофизики, как бы, в курсе должны быть
ну что могу сказать? ответ будет типичный - если полученные в результате эксперимента данные потиворечат теории, то скорее всего качество проведения эксперимента оставляет желать лучшего.
Хотя если скважина была испытана, и результаты испытаний подтверждают полученные данные то тут уже прям поле для фантазий. Хотя мои фантазии в аналогичных случаях научным руководством пресекались на корню. Во всяких ГКЗ и ЦКР сразу завернут.
НУ еще использование коэффициента а не равного 1. может приводить к изменениею m.
Второй момент мы говорим об это зависимости при пластовых условиях или атмосферных?
Атмосферные условия!
На сколько я понимаю физику исследования, Рп = рвп/рв. При Кп=100% т.е в банке с водой рвп должна стремиться к рв. В моем случае она в 5 раз больше!...
рвп - сопротивление водонасыщенного пласта
рв - сопротивление воды
P.S. Понятно, что в природе Кп не может быть 100%!)
А какое примерное значение граничной Кп. Хотя бы по району работ. Если оно более менее известно отбросить заведомые неколлекторы. При таком небольшом количестве точек, это может улучшить картину.
Пористость граничная ~10%.
Т.е неколлекторы как раз норм и можно было бы по ним в 1 вывести, а вот коллекторы всё портят(
Как вариант, может не дождались 100% водонасыщенности
Да линия должна уходить в банку с водой но влияние этой части зависимости на Кв не такоебольшое потому что рабочий диапазон от 10 до 30 процентов. Но погрешность есть из-за этого.
со стопроцентной насыщенности начинают экскперимент. Если хорошо посмотреть, то график от пористости, а не от насыщенности.
Отбросить неколлекторы хорошая идея.
Я уже видел такой низкий коэффициент и я думаю это связано с условиями эксперимента. потому что по факту в скважине пожтвердилась более высокий Кв.
Во-первых, для выведения зависимости у вас слишком мало образцов. Если эту зависимость хотите использовать для подсчета запасов, то ее могут забраковать именно из-за малого количества образцов, отобранных всего из одной скважины.
Во-вторых, такие коэффициенты встречаются не так уж и редко, особенно в плотных карбонатах. Другое дело коэффициент b в зависимости Кн=f(Ков). На него эксперты обращают внимание и он должен быть близок к единице, а теоретически - равен единице.
В-третьих, не всегда верно отбрасывать из зависимости неколлекторы. Сегодня они неколлекторы, а завтра - коллекторы. В методичках нет такой рекомендации (поправьте меня, если не прав). В статье Кожевникова в одном из недавних номеров Каротажника даже написано, что не рекомендуется из выборки отбраковывать неколлекторы. Другое дело, что часто в неколлекторах бывает своя зависимость. В-общем тут нужно смотреть.
Это западная Сибирь, ачимовка.
А я и не собираюсь отбрасывать неколлекторы, наоборот! Если оставить только их то можно получить зависимость как по учебнику.
Всё портят именно коллекторы.
Не ПЗ. Идея была в том, что пробурили 1 скважину на лу, сначала Кн посчитали по соседям,но ждали свой керн. Дождались!...
Образцов с измерениями уэс 30 штук
1. Лучше свой керн даже немного чем соседнее месторождение.
2. В плотных карбонатах m врядли будет сильно отличаться но nбудет завышаться что связано со смачиваемостью.
3. Кн от остаточной водонасыщенности?? коэффициент b? чет я не встречал. Можно поподробнее?
4. ЗАвисимость для параметра пористости очень часто делат по литотипам. поэтому их необходимо учитывать отдельно. Важно понимать какую часть резервуара мы хотим описать. Обычно если неколлектор то завтра он коллектором не станет потому что нефти в ниж обычно нет. Вся пористость занята связанной водой.
Нуу, строить по одной скважине. Это несколько неразумная мысль.
Раз есть рядом аналоги - наложить новый керн на аналоги и посмотреть что больше подходит.
А ачимовка - наверное самый нехороший объект в западной Сибири ( после бажена ).
Зоны неоднозначности по насыщенности просто колоссальные
3. Кн от остаточной водонасыщенности?? коэффициент b? чет я не встречал. Можно поподробнее?
Параметр насыщения (Рн) конечно же, опечатка.
Не стоит сильно увлекаться математикой там, где должна работать физика. Что мешает провести тренд через точку Рп=1, Кп=1?
На самом деле тема интересная и хотелось бы услышать побольше мнений.
Лично я считаю, что этой зависимостью вполне можно пользоваться. Другое дело, что данных для выборки мало, по одной скважине я бы не рекомендовал строить зависимости.
Что мешает провести тренд через точку Рп=1, Кп=1?
Мешает то, что на практике пористость не может доходить до 100%, а на интересующем нас интервале пористости от 9% до 19% работает зависимость, представленная серой линией тренда. Конечно не стоит тянуть серую линию тренда через всю область построения, нужно ограничить ее имеющимся интервалом пористости.
Это в определении Ков мы имеем широкий диапазон значений: от единиц процентов в высокопористых гидрофобных породах, до девяноста и более - в низкопористых гидрофильных. Поэтому в зависимости Рн-Ков есть смысл придерживаться теории и смотреть на то, чтобы коэффициент b стремился к единице. Другое дело в связи Рп-Кп, где на практике Кп в пластах может достигать не более 35%, то есть анализами образцов керна охвачена лишь третья часть от "банки с водой" и мы не знаем какой тип зависимости будет на оставшихся 2/3. А в данном случае вообще зависимость охватывает лишь десятую часть - от 9% до 19%, так как на рассматриваемой залежи нефтенасыщенные ачимовские пласты имеют такую пористость и все расчеты ведутся именно с такими значениями пористости.
Да и вообще, если бы было всё так просто, то в учебниках и методичках не упоминали бы о коэффициентах a и b, а сразу, по умолчанию, приравнивали бы их к единице.
Что касается практических расчетов, то в плотных карбонатных коллекторах встречались значения коэффициента a даже больше 20. Данные анализов керна не видел, но знаю что такие работы проходили экспертизу.
Антон, согласен с комментариями. Два замечания для уточнения:
В таком случае модель допустимо использовать ТОЛЬКО в интервале Кп 9-19%. И тут есть два момента:
1. На практике никто никогда не указывает в каких диапазонах изменения физических свойств допустимо использовать модель.
2. Что делать, если в другой скважине встретится Кп > 19%? Ставить ограничители? Какую модель использовать при Кп > 19%? Всякое бывает. Поэтому проще поставить один констрэйн на всю модель - 1-1
Но эти коэффициенты ближе 1, чем к 5 или 20
Ну и когда мы смотрим на большие выборки по несколько сотен образцов, коэффициенты a и b близки литературным.
Тут ещё один момент.
Excel очень плохо строит зависимости Рп-Кп.
Иногда визуально проситсся другая линия, но программа упорно делает по своему.
Крайние точки обычно имеют высокий вес.
Постройте посиматичнее, на самом деле отличия будут заметны только на высоких и низких пористостях. В средней зоне Кн будет изменяться незначительно
Ян, ну нет конечно, не нужно ставить никакие ограничители. Можно использовать полученную модель в диапазоне имеющихся на залежи пористостей.
Чаще всего да, коэффициент a в зависимости Рп от Кп ближе к единице, чем к пяти. А насчет количества образцов в выборке - бывает, что образцов и больше сотни, при этом a>20, также есть примеры с количеством образцов более тысячи с a>5. Это примеры не из моей практики, но не вызвавшие нареканий экспертов. В моей практике тоже нередко встречаются зависимости Рп=f(Кп) с коэффициентом a, близким к 5. Обычно такие коэффициенты встречаются в плотных породах с довольно низкой проницаемостью. Ачимовка, насколько я знаю, тоже не отличается высокой проницаемостью.
На практике мне редко приходится иметь дело с высокопористыми коллекторами (Кп=30% и более), а вот низкопористые образцы (Кп<5%) встречаются довольно часто и нередко они образуют свои зависимости, отличающиюся от зависимостей основной массы образцов, отобранных из пласта-коллектора. Это к вопросу стоит ли убирать из зависимостей образцы, отобранные из неколлектора. Обычно, если они ложатся в общий тренд, то их не убираю, пусть подтверждают принятую модель на большем диапазоне пористости.
Может быть немного не в тему, но хотелось бы услышать от работников лабораторий, как они проводят "старение" образцов для сохранения пластовой смачиваемости.
Антон,
Все таки не понял что за зависимость Рн от Ков? и какой коэффициент а и b? Давайте пользоваться устоявшимися конвенциями. Рн=Кв^-n
Я согласен с Яном что то как корреляционная зависимость проходит через точки в конкретном диапазоне пористости не должно быть оправланием использовать зависимость физический смысл которойтеряется. Да мы не встречаем образцов со 100% но в этом физический смысл данной зависимости - во сколько раз сопротивление при сниженной водонасыщенности болльше чем 100% образца. и соотвественно при 100% это должна быть 1.
Согласен с Дармиджаном. При наличии региональной информации ее необходимо использовать.
Старение образцов для определения Параметра насыщенности в групповом капилляриметре обычно не проводится. Даже на индивидуальной полупорницаемой мембране старение керна у нас не стандарт. В страннах западной европы это стандартная практика. И естественно в условиях моделирующих пластовые. Также вытесняющий система флюидов должна быть близка к пластовой. например газ-вода для газового коллектора нефть-вода для нефте насыщенного. Для того чтобы учесть степень смачиваемости.
Виктор, концепции устоявшиеся:
Рп=a*Кп^-m
Рн=b*Кво^-n
Физический смысл не теряется. В банке с водой коэффициент будет 1, в нашем случае более 80% баночной воды представляет твердая часть породы, поэтому тип зависимости может быть другим в этом интервале пористости и именно его характеризует график, полученный на образцах керна. А интервал пористости от 30% до 100% нам не интересен.
А для определения остаточной нефтенасыщенности как Вы проводите процесс старения?
Антон все таки не Кво а Кв. в параметре насыщения.
И дело не в интересе а в физическом смылсе предлагаемой зависимости в общем случае. Можно использовать не линейный видзависимости в такомслучае и она будет еще лучше описывать точки, но в таком случае мы говорим о том что есть параметры которые не учтены в модели и мы подменяем их неким эффективным коээфициентом. Но есть более формализованные модели которые используют более сложный вид зависимостей и большее количество параметров, например Ваксмана Смитса, Двойной воды, индонизийская, Юхаса. По крайней мере при испольховании этих моделей мы понимаем, что пошло в обоснование всех параметров модели.
Есть другой способ записать эту зависимость Rнп/Rвп, апараметр пористости Rвп/Rф и вэтом случае коэффициенты а и b не равные единице опять же выглядит странно. Какбудто споротивление больше по какойто причине.
Предлагаю ознакомится с Developments in Petroleum Science Colin McPhee et al там в статье про определение данных параметров по керну обсуждается этот момент.
Можно найти корреляционную зависимость дебита скважины от ее номера это не означает что у этой корреляции есть физический смысл и что она обладает предсказательной способностью.
На одном из соседних месторождений, как раз по ачимовке, была получена похожая зависимость с коэффициентом а около 5. Но потом набурили скважин с отбором керна, провели исследования в другой лаборатории и получили стандартные зависимости. А про старые написали, что не знаем почему так.
Как вариант, это может же быть ошибкой лаборатории?
Сопротивления образцов керна, 100% насыщенных водой достаточно высокие, сопоставимые с уэс коллекторов, где получен приток нефти с водой...
Виктор, в случае полностью нефтенасыщенного пласта Кво=Кв.
На данный момент принято использовать именно такие зависимости, если у Вас есть примеры защищенных работ по подсчету запасов с другими использованными методиками расчета Кн, было бы интересно ознакомиться.
Вот поэтому и не стоит делать серьезные выводы по анализам керна, отобранного из одной скважины. Может быть и ошибка лаборатории - встречалось и такое, что одна скважина выпадает из общей выборки. Может быть керн отобран из другой фации, не совсем характерной для этой залежи. Да много чего может быть.
А у Вас нет возможности провести исследования на старых образцах керна, по которым был получен коэффициент около 5, в другой лаборатории?
Возможно, что эти данные что-то прояснят.
К сожалению, нет. Разные недропользователи
Каждую формулу нужно проверять на сходимость с керновыми данными. Если нефтенасыщенность, рассчитанная по ГИС по вашей формуле, получается близкой с данными, полученными на образцах керна (в данном случае в предельно нефтенасыщенной части пласта Кн=1-Ков), то такую формулу можно использовать. Желательно укладываться в 10% относительных по отдельным прослоям.
Антон, рекомендую в первую очередь все таки ознакомится с методикой проведения эксперимента для определения параметра насыщенности. В кратце в течении эксперимента в образце керна ступенчато снижают насыщенность но не факт что до Кво. Важно описать зависимость увеличения сопротивления с уменьшением Кв чем получить значенияпри Кво. При эксперименте могут снизить насыщенность ниже чем Кво для данной высоты на УСВ для данного пласта.
Ваксамна Смтса использовали в Салым Петролеум но потом отказались. В мировом масштабе это довольно часты факт и приподсчете запасов особенно слоистых коллекторов.
Много общаюсь с ачимовкой и и за все время встречал только два случая ее предельной насыщенности - Западный Повх и Восточно-Перевальное. И то эти объекты несколько отличаются от обычной ачимовки.
Стандартное насыщение -для ачимовки нефть+вода с Кн до 50%. Даже для запечатанных залежей.
К слову сказать уэс граничное за последние лет 20 снизилось с 10 ом до примерно 6-6.5
Тоже забавный факт.