никак

удивляют такие ответы. необосновано непрофессионально.

по керну - вытеснение нефти водой, относительные фазовые проницаемости. принцип один и тот же, но во втором случае больше информации по динамике процесса.

YanP пишет:

удивляют такие ответы. необосновано непрофессионально.

по керну - вытеснение нефти водой, относительные фазовые проницаемости. принцип один и тот же, но во втором случае больше информации по динамике процесса.

Если вы такой профессионал, то поделиться как можно определить НЕ ЛАБОРАТОРНЫМ путем остаточную нефтенасыщенность. Статистические корреляции дают полную лажу...

YanP пишет:

удивляют такие ответы. необосновано непрофессионально.

по керну - вытеснение нефти водой, относительные фазовые проницаемости. принцип один и тот же, но во втором случае больше информации по динамике процесса.

читайте внимательно (чтобы было понятно - подчеркиваю)
НЕ ЛАБОРАТОРНЫМ

сорри. надо выделять "НЕ" а не "ЛАБОРАТОРНЫЙ". а то взгляд не на том останавливается :-)

YanP пишет:

сорри. надо выделять "НЕ" а не "ЛАБОРАТОРНЫЙ". а то взгляд не на том останавливается :-)

Как вариант - ЯМР, но не Тверской, а многочастотный - Хал или стационарные замеры Шлюмовским CMR. Последние годв появился многочастотник у Хьюза но по Сибири результатов в Кно не видел

zi2do пишет:

Здравствуйте уважаемые коллеги.
Мне тут пришлось определить для нефтяных залежей динамическую пористость (Кп.д.) и при подстановки данных столкнулся с остаточной нефтенасыщенностью (Ко.н).
Подскажите, пожалуйста, как определить Ко.н не ЛАБОРАТОРНЫМ путем.
Заранее спасибо.

Насколько я понял, тебя интересуют корреляции. Примерно Кн.о. можно определить по типу пород (см. файл - параметр Кп.о. в таблице).DOC002.PDF

ShadowRaven пишет:

Как вариант - ЯМР, но не Тверской, а многочастотный - Хал или стационарные замеры Шлюмовским CMR. Последние годв появился многочастотник у Хьюза но по Сибири результатов в Кно не видел

вы наверное имеете ввиду модификацию прибора ЯМК для определения типа флюида. у Хала не припоминаю (но наверняка есть), у Бэйкера - MRExplorer, у Шлюма - MRX (MR-Scanner). тверчане пока отстают, но наработки по этой теме у них есть.

Сынгаевский написал хорошую книгу:

Джафаров И.С., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ядерно-магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. - М.: Химия, 2002. - 439 c.

могу поделиться цифровой копией для ознакомления...
но в интернете я видел ее в продаже

ShadowRaven пишет:

Как вариант - ЯМР, но не Тверской, а многочастотный - Хал или стационарные замеры Шлюмовским CMR. Последние годв появился многочастотник у Хьюза но по Сибири результатов в Кно не видел

А по другим местам видели ? Я первый раз слышу что остаточную нефть определяют по CMR.

А вообще по "обычным коллекторам" за неимением данных можно брать 0.3, думаю в 90% случаев ошибка будет +-0.1 или меньше.

YanP пишет:

Сынгаевский написал хорошую книгу:

Джафаров И.С., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ядерно-магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. - М.: Химия, 2002. - 439 c.

могу поделиться цифровой копией для ознакомления...
но в интернете я видел ее в продаже

А поделись цифровой окпией для ознакомления

VIT пишет:

А по другим местам видели ? Я первый раз слышу что остаточную нефть определяют по CMR.

А вообще по "обычным коллекторам" за неимением данных можно брать 0.3, думаю в 90% случаев ошибка будет +-0.1 или меньше.

Приемлемые результаты (ИМХО) видел по оффшорным скважинам в Китае (Bohai Bay). Там как раз сравнивалилась скважина с результатми MRIL-Prime (D) и стационарным замерами CMR (Enhanced Diffusion). Sxo определялось исключительно но данным ЯМР: Позже была сделана калибровка по керну (сверлящий грунтонос). Несмотря на различия в глубинности замеров, корреляция по отдельным пластам была до r=0.85:

Однако в следующие годы бурилисьтолько наклонно-направленые стволы и где выполнялся только LWD

ShadowRaven пишет:

Приемлемые результаты (ИМХО) видел по оффшорным скважинам в Китае (Bohai Bay). Там как раз сравнивалилась скважина с результатми MRIL-Prime (D) и стационарным замерами CMR (Enhanced Diffusion). Sxo определялось исключительно но данным ЯМР: Позже была сделана калибровка по керну (сверлящий грунтонос). Несмотря на различия в глубинности замеров, корреляция по отдельным пластам была до r=0.85:

Однако в следующие годы бурилисьтолько наклонно-направленые стволы и где выполнялся только LWD

А причем здесь Sxo, и как это связано с остаточной нефтью. Не путаете ли Вы связанную воду и остаточную нефть ?

VIT пишет:

А причем здесь Sxo, и как это связано с остаточной нефтью. Не путаете ли Вы связанную воду и остаточную нефть ?

Если Sxo - это водонасыщенность промытой зоны, то думаю, что связь с Sor будет достаточно хорошей. Единственное, что для нахождения функции нужны будут данные по Sor c керна, с этого же месторождения или хотя бы аналога.

lemon пишет:

Насколько я понял, тебя интересуют корреляции. Примерно Кн.о. можно определить по типу пород (см. файл - параметр Кп.о. в таблице).

Что за книга?

V. Volkov пишет:

Если Sxo - это водонасыщенность промытой зоны, то думаю, что связь с Sor будет достаточно хорошей. Единственное, что для нахождения функции нужны будут данные по Sor c керна, с этого же месторождения или хотя бы аналога.

А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.

VIT пишет:

А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.

Да согласен, что все не так просто. Иначе давно бы пользовались этими инструментами. Просто мысль возникла, что должна существовать связь Sxo с Sor. Но скорее всего параметры и тип бурового раствора, тип коллектора, литология и пр. будут влиять настолько, что даже если корреляция по какой-то скважине и будет найдена, то она скорее всего будет неприменима к другим скважинам.

zi2do пишет:

Здравствуйте уважаемые коллеги.
Мне тут пришлось определить для нефтяных залежей динамическую пористость (Кп.д.) и при подстановки данных столкнулся с остаточной нефтенасыщенностью (Ко.н).
Подскажите, пожалуйста, как определить Ко.н не ЛАБОРАТОРНЫМ путем.
Заранее спасибо.

Есть в отечественной практике затасканная корреляция Ширковского, она увязывает остаточную нефтенасыщенность с вязкостью, пористостью и т.д. Если интересует на днях выложу.

VIT пишет:

А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.

CMR может выполнять стационарные замеры на разных частотах. При этом появляется возможность разделять сигнал от нефти-газа ФБР и капиллярной воды. Называлется такая методика D-T2 mapping или MRF. У меня были такие результаты только по юре Северного моря. Но наши ребята из Шлюма утверждали, что получали аналогичные результаты по З Сибири (по-моему шла речь о "рябчике" Самотлора).

VIT пишет:

А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.

С высоковязкими нефтями не работал, но в SPWLA есть несколько публикаций по попыткам применения CMR в Канаде (высоковязкие нефти в известняках). В тех нескольких "живых" примерах что встречались сигнал Т2 от нефти всегда попадал в область связанной воды т.е. менее 40 мсек. "Вытащить" оттуда его можно было только по результатам стационарных замерах на MARAN или CoreSpec

Пару лет назад этим занимались в NorskHydro, но результатов не видел

Unknown пишет:

А поделись цифровой окпией для ознакомления

Ептиль, я ж с этим товарищем (Сынгаевским) в футбик играю. До чего же мир тесен..

zi2do пишет:

Здравствуйте уважаемые коллеги.
Мне тут пришлось определить для нефтяных залежей динамическую пористость (Кп.д.) и при подстановки данных столкнулся с остаточной нефтенасыщенностью (Ко.н).
Подскажите, пожалуйста, как определить Ко.н не ЛАБОРАТОРНЫМ путем.
Заранее спасибо.

Все завсит от типа коллектора ( терригеный, карбонатный)
для теригенных ниже
http://heriot-watt.ru/ipb.html?act=attach&...post&id=424