0
Окт 07
Для определения насыщенности пород флюидом необходимо знать параметры пористости и насыщенности. Туда входят следующие множители:
pп - истинное УЭС исследуемого пласта (определяется насколько я понимаю по резистивометрии),
рв - УЭС пластовой воды (определяется непосредственно по диаграмме УЭС),
рвп - истинное УЭС пласта в случае его полного водонасыщения - так вот может знает кто-нибудь как этот последний параметр определить и все ли я правильно понял относительно определения первых двух?
Заранее спасибо.
Опубликовано
16 Окт 2007
Активность
36
ответов
8613
просмотров
11
участников
0
Рейтинг
1. Рп - (сопротивление пласта) определеяется по данным бокового каротажа, индукционного каротажа или бокового каротажного зондирования (БКЗ, в Сибири возможен ВИКИЗ).
2. Рв - (сопротилвение воды) определяется по палеткам в зависимости от минерализации (предполагается что это зависит от пласта. у одновозрастных пластов одна минерализация) и температуры-глубины залегания.
либо по графику Пикетта - Рп vs Кпор в лог.масштабах.
3. Рвп - определяется как в п.1 по кривым каротажа сопротивления в 100% водонасыщенном пласте.
В лабароторных условиях по керну с водонасыщением или можно взять какой-нибудь пласт-репер?
В лабораторных условиях определяют значения экспонент a,m,n для уравнения Арчи.
Сопротивление водонасыщенного пласта определяют в каждом литостратиграфическом интервале по каротажу (по каждой скважине).
Небольшое уточнение
в п.1
Рп - это "параметр пористости" (отношение удельных электрических сопротивлений водонасыщенной породы и пластовой воды)Арчи, знаете ли, - это частный случай безглинистых пород. Давайте уж про коррекцию на глинистость говорить. И говорить честно - сколько отчетов по керну написал - ни в одном про глину ни гугу, везде Рп, Рв, Ро (объемая влажность vs параметр объемой влажности.. еще одна непонятная совецкая аббревиатура). Да и делается все в пов. условиях - в пластовых делают 5- 10 точек из 100, тогда параметры Арчи имеют более знакомые значения (как то раз получил формулу Хамбла например )
Ну раз уж заговорили про Арчи, то и Дахнова забывать не будем. Он тоже по этой теме многое сделал.
Проблема пластовых или поверхностных исследований - в первую очередь проблема Заказчика работ. Очень часто про эксперименты в пластовых условиях просто забывают.
to VVN
А что подразумевается под коррекцией на глинистость? Простое построение трехмерных зависимостей или нечто другое?
Еще интересная тема - осолонение на фронте фильтрации при разработке.
Проявляется как снижение УЭС нефтенасышенного (при отдаче), находящегося в разработке пласта.
ММ Эланский приводил убедительные примеры. Вопрос как без спец исследований рассчитать параметры для глин-связанной воды (пористость-сопртивление и плотность). В некоторых черных сланцах (Mancos, Bakken) при построении Пикетта (пористость по ЯМР-Т1) М~1
Второй вопрос - если брать параметры по близлежащему глинистому пласту - насколько эти параметры будут соответствовать глин. компоненте (дисперсной) в песчанике-коллекторе.
Основной бич это тонкослоистые пласты. Вот они снижают сопротивление в сильно глинистых коллекторах серьёзно. При этом сами по себе песчаные прослои могут быть и чистыми, но из-за осреднения измерений приборами, особенно электрическими, их практически не видно. Бывает что и глинистость больше 50% и по сопротивлению вода 80% а пласт чистой нефтью спокойно и хорошо работает. Ну тут либо с керном+ ЯМР+FMI и фациальным разделением интенсивно работать надо. Либо писать трёхмерный индукционный 3DEX (Бэйкер) или RTscaner (Шлюм). А лучше и то и другое.
Ну об этом не только Элланский говорил
старик Ваксман и примкнувший к нему Смитс например
Наиль Заляевич Заляев ( дай бог ему здоровья )
ну и в модели Двойной воды проводимость связанной воды ( не путать с капиллярно связанной ) напрямую задается
что касается необходимости ее учета то сколько раз видел выкручивание коэффициентов в Дахнове - Арчи ( Пикет в глинистых коллекторах кстати не особо применим потому как является ни чем иным как графическим предсатвлением Арчи ) всместо того чтобы правильно учесть различную проводимость свободной и связаннной воды....
Давно известно что существует такое явление как анизотропия проводимости в горных породах. Причин разных много. Если измерять проводимость только в одной плоскости, как это делает большинство, то понятно что полного представления о сопротивлении породы получить невозможно. И регулярно начинающих петрофизиков волнует вопрос почему проводимость в горизонтальной скважине так сильно отличается от проводимости в соседней вертикальной. Не аппаратура ли подкачала.
Для того чтобы нормально учитывать глинистую составляющую проводимости в сильно глинистых тонкослоистых пластах надо иметь измерения проводимости во всех 3х плоскостях. И тогда нормально всё решается.
Поэтому, когда в подобных условиях, предлагается очередное электрическое Wunderwaffe, к примеру УЭС через колонну - ожидаемые результаты очевидны, по тому что хорошо известные, по открытому стволу, проблемы остаются актуальны. Причем, усугубленные условиями измерений.
Вобщем, не склоннен я к оптимизму, что в электрике, софт и хайтек - наше все.
Wunderwaffe тоже имеет право на существование. Только надо понимать где он пригодится а где нет. На газовом месторождении, желательно крупном например отследить им ВНК по идее можно. Хотя конечно обычным НГК это не в пример дешевле. В вашем случае с 40 летним месторождением понятно что у wunderwaffe шансов нет.
Я вплотную такими месторождениями не занимался. Но думаю что незнание Rв это проблема не измерения а петрофизика. Надо думать как этот Rв вычислить. Например через пару месяцев записать в этой же скважине УКК и ИННК. И по обоим методам одновременно выйти на минерализацию пластовой воды. Теоретически вроде это можно.
С проводимостью капиллярно связанной воды можно не париться - она такая же как и у свободной. А у воды глин доп проводимость зависит от удельной поверхности, температуры и минерализации. Если менялась только минерализация то и доп проводимость менялась пропорционально.
На счет Wunderwaffe vs нейтронник верно отметили. Мода и в промыслухе присутствует. В случае нефти и сложной обстановки с заводнением - комплекс УКК+ИННК по крайеней мере не менее эффективней, но несоизмеримо проще технологически.
УКК+ИННК штука конечно замечательная. Но глубина исследования шибко хромает. Сургутяне сравнительными записями ВИКИЗА в пластиковой обсадке и УКК лет 10 назад убедительно показали что УКК начинает видеть фронт обводнения только спустя несколько месяцев после того как его ВИКИЗ узрел. Нефть в ближней зоне скважины не так быстро фронтом обводнения вымывается.
Я собственно УКК+ИННК совсем для другого предлагал. Для определения Rв в условиях переменной минерализации воды и наличия кое где нефти. Нефть по УКК в данном случае это фактор который нужно компенсировать чтобы выйти на истинную минерализацию по ИННК просто вычитая её из пористости которая в обработке ИННК участвует. Так как предполагается что запись ВИКИЗа есть. И по нему нефть считать правильнее будет. Глубина исследования это большое дело и УКК+ИННК со своей прямой задачей не всегда справляются.
ИННК в этом смысле к изменению минерализации не в пример чуствительнее должен быть. Тем более если стоит задача определять минерализацию относительно пресной воды. Не знаю почему у вас литология как-то сильно на ИННК влияет. Даже у совсем пресной воды сигма всё таки в несколько раз выше чем у любого песчаника.
Когда то в те годы, когда вода была более менее контрастно пресная дели статистику по времени жизни (Самотлор):
глинистый пласт (типа АВ1-2; Апс: 0,5 - 0,7):
Пласт. Вода: 190- 215 мкс
Нефть: 190- 215 мкс (то есть теже значения что и для пласт воды)
Пресная вода: 230 - 265 мкс (действительно, контрастно)
"чистые пласты" (типа АВ2-3; Апс: 0,7 - 1):
Пласт. вода: 185 - 215 мкс
Нефть: 215 - 245 мкс
Пресная вода: 230 - 260 мкс (перекрывается с нефтяным)
Тоесть всетаки не в разы, но по большому счету работать можно. Однако не всегда удается сделать нужные сопутсвующие работы, тк из за распила объемов на одном месторождении работаю 3-5 подрядчиков по разным видам ГИС. Да и время на заключение по О.К. 5-6 часов всего. Плюс(вернее минус) на каждую рядовую скв методиста не посадишь.
Поэтому для производства хочется устойчивых технологий. Что бы как из пистолета...
На счет УКК к задаче. В начале месяца кратко обмолвился с ВИИЯГовцами, они С/Ошку на детекторах LaВr3 сделали и уже прибор работает в Оренбурге. На первый взгяд сильно интересный прибор для оценки элементного состав, в том числе и по хлору.
Ну так конечно "слона не продать"
Я когда говорил о контрасте имел в виду решение задачи уравнением материального баланса так как был уверен что только этим все и пользуются. (формулы сюда не вставляются - пришлось отдельным файлом.)
Конечно чтобы этим уравнением пользоваться надо точно знать глинистость и пористость. Иначе ошибки будут. Кстати да, на старых месторождениях точное знание пористости и глинистости самая большая проблема ИННК. Раньше когда сталкивался с очень старым фондом для того чтобы нормально УКК и ИННК обработать приходилось полностью переобрабатывать открытый ствол. И точности всё равно нужной не было так как изначально данные не особо качественные были.
Но сам контраст по сигме между даже пресной водой (22c.u.) и карбонатами (7c.u.), кварцем (4c.u.) достаточно большой. У NaCl (750с.u.) просто огромен.
Так что литология влияет крайне незначительно если конечно знать пористость и глинистость.
Файл в формате docx почему то сразу не загрузилсяIn_PNC_logging.doc
На эту тему есть и другие мнения ... всеьма кстати интересные и ооснованные и все далеко не так просто :-) и в части зависимости от температури и связи с минерализацие свободной воды
А глинистость разве не литология отчасти ?
Васкман Смитс
Залаяев
Шелл
и др
ЗЫ Сэр - я так понимаю мы лет этак 15 + знакомы - привет тебе кстати - как доберусь до пмотоянного места дислокации ежели хочешь пришлю по связанной воде что за годы наковырял
Если чего новое появилось по этой теме то было бы интересно.
З.Ы. Только сейчас увидел что Лондон стоит в адресе! Что случилось? Начальство переводит или сам? (Sorry за offtop) Пиши в личку.
Вот и говорю, что с электрикой, для задач насыщения, тупичек образовался из за литологии. Если уж электрический, то хочется fantastish Tool для раздельного измерения сопротивления флюидов различной подвижности. По аналогии как случилось c ямр на ФЕС, но применительно к Кн. А может и вовсе не электрический, но что бы без танцев с бубном вокруг глиностости и прочего....
Насчёт глинистости никаких танцев с бубном нет если относиться серьёзно. Просто многие посчитают объем глин по одному ГК, а он кривой оказывается. И потом все расчёты пористости и насыщения тоже становятся кривыми. Сколько Шлюмовской интерпретации видел - просто беда какая-то. Глина выше чем надо, пористость соответственно ниже. Просто надо помнить что расчёт глинистости самый первый в цепочке и самый важный. Неправильный результат на весь дальнейший процесс влияет. Хоть в открытом стволе, хоть в ИННК, хоть в УКК.
Думается, что Умение в данном случае - это не что иное, как способность выбора из числа возможных вариантов, наиболее вероятный для дальнейшего расчета. Тоесть, допускается высокий фактор влияния на результат априорно-интуитивной базы знаний. Попросту говоря, результат зависит от уровня субъективной экспертной оценки промежуточных результатов в технологической цепочке обработки.
А хочется что бы можно было поформальней, да с устойчивым результатом.
Но остались редкие моменты где и "ваксман смит" не помогал - тонкое переслаивание проводящих глин и нефтенасыщенного песчаника. Там сами измерения не давали результата так как не учитывали электрическую анизотропию. Сейчас Шлюмы и Бэйкера имеют трёхосные индукционники которые эту проблему в основном решают. Но у нас в России такие пласты редкость и сервис этот не востребован. Может ещё и потому что дорогой шибко.
И кстати, практически во всех случаях неправильного вычисления Кн проблема не с моделью, а с данными и/или с петрофизиками или другими словами с "априорно-интуитивной базой знаний". Она да, на результат влияет будь здоров. Но выход отсюда не формализовать всё, а просто грамотно планировать и осуществлять программу каротажа и учить петрофизиков.
"Formation Resistivity Factor" это аналог нашего Параметра пористости (Рп) или Параметра насыщения (Рн)?
Параметр пористости