Назовем это так...
"Один день..неделя....месяц... геолога или обсуждение насущных вопросов в камералке"
Пористость
Допустим, есть 2D подсчет запасов, защищенный в ГКЦ еще при Царе Горохе. Заказчик (одна из наших крупнейших нефтегазовых компаний) хочет чтобы некто мистер Quester и компания в которой он работает воссоздали защищенную 2D модель в трехмерном виде (все карты и запасы должны биться друг с другом довольно хорошо). В отчете старом ПЗ карты средней пористости попросту не приводится. Т.е., видимо по данным РИГИС нужно построить карту средней пористости, которая в дальнейшем и станет трендовой при моделировании куба пористости.
Существует 2 (или больше???) варианта подхода к моделированию свойств:
1. Когда Кп строится только общеизвестным методом интерполяции с подачей трендовой карты на вход
2. Когда Кп строится методом интерполяции с подачей трендовой карты на вход, при этом Кп уменьшается в сторону выклинивания коллектора до граничного значения
вопрос 1: когда и каким из методов лучше пользоваться? и нужна ли вобще эта трендовая карта Кп, сходимость которой к Кп.гр. производится?
вопрос 2: какими плагинами лучше всего пользоваться чтобы сладить куб пористости? В Petrel 2007 и 2008 есть такая замечательная функция как smooth (замена плагину Facies Cleaner). Вот только беда, работает эта функция только с дискретными свойствами. А если исппользовать обыкновенный Smooth для куба пористости, то мягко говоря получается лажа, а именно несоответствие значений в скважине и околоскважинном пространстве.
Коэффициенты нефте- и газонасыщенности
Опять же, рассматриваем, например, все тот же отчет ПЗ в котором нифига нет карт средней нефте и газонасыщенности. Допустим, строим по РИГИС эти карты... Далее... что мы делаем? Выбираем один из методов для счета Кнг:
1. Обыкновенно интерполяцией с заданием максимальных и минимальных значений Кнг
2. J-функцией
3. Кнг = f (расстояние от контакта)
Вопрос 3: Какой способ и когда выбрать?
Вопрос 4: Допустим, выбираем счет по J-функции. А кто знает ее суть и как по ней считать? Для меня огромный вопрос..пока не пробовал ее в деле... гидродинамики вроде "кипятком от нее писаются" и рекомендуют на каждом углу
Вопрос 5: А как быть если, допустим, на нашем ЦереГороховом месторождении есть огромная залежь газа и "маленькая" (по сравнению с газ шапкой)..миллионов так 10-20 т. нефтяная оторочка? Как считать Кн и Кг? Как их в модель "сувать"? Была бы просто нефть...взяли бы да и бабахнули Кнг = f (расстояние от контакта), а ведь для газовой шапки так не прокатит. Сделаем простую интерполяцию, тогда в нефтяной оторочке весь наш Кнг "поплывет". Вот...возникает большой вопрос.... 
Проницаемость
Вот...а карты проницаемости (как ни странно) есть в этом отчете ПЗ. Откуда они взялись? Кому и когда вдруг понадобились??? Вобще цирк!
Ну, есть так есть. Как будем строить проницаемость?
Некоторые "умельцы" говорят: "..построим зависимость Кпр от Кп, затем из куба пористости возьмем и получим куб проницаемость. Дальше, посмотрим ГДИ и скорректируем наш куб!)". Вроде ничего криминально нет на первый взгляд.
Задаю им вопрос: "а как Вы, люди добрый, будете находить зависимость Кпр от Кп если, по большому счету, Кпр ВОБЩЕ не зависит от Кп??? или зависит, но только косвенно! Я уж и не говрю что по хорошему нужно зависимости по каждому пропластку отдельно считать!" Они отвечают что...: "мол...а как мы еще поступим?! Хотябы качественно Кпр оценим для гидродинамики!
Я собственно, в шоке)) я конечно понимаю что геология наука не всегда точная, но чтоб настолько!
Вопрос 6: есть вопросы? а ответы? 
Вот пока что и все...
Предлегаю обсуждать в данной ветке моделирований свойств (ну...и всего такого). Обмениваться каким-никаким опытом. По большому счету, все эти вопросы так или иначе встают перед тем кто начинает работать в ПО по геол моделированию. Так что...будет краене полезно каждому.
З.Ы. Про несоответствие карт песченистости данным РИГИС, трудностях в моделировании разломов, построение литологии различными ухищрениями, создание куба насыщения (нефть, газ, вода) из куба литологии и прочее я пока молчу! Предлагаю обсудить...может кто что интересно расскажет?
2. Когда Кп строится методом интерполяции с подачей трендовой карты на вход, при этом Кп уменьшается в сторону выклинивания коллектора до граничного значения
а) построить "правильный" тренд с убыванием в зоне замещения
б) напрячь гисовцев пусть выдадут пористость в глинах. Построить непрерывный куб Кп во всем объеме и обрезать по граничному. Получишь естественное убывание в зонах замещения (по этой теме я докладывался в этом году на геомодели2008, могу тезисы выслать)
Коэффициенты нефте- и газонасыщенности
Вопрос 3: Какой способ и когда выбрать?
А она нужна переходная зона то? Если да, то нужно учитывать, что будет нефть ниже ВНК..а это дополнительные Запасы...
Если всё же решишь, то не советую заморачиваться с джей-функцией, а построить эмпирическую трехмерную функцию по исходным данным Кн=f(Н,Кп)
построим зависимость Кпр от Кп, затем из куба пористости возьмем и получим куб проницаемость
для многих будет откровением, но нельзя пересчитывать один куб в другой между которыми нелинейная зависимость. Потому что это искажет поведением параметра в межскважинном пространстве. Кому интересно могу более подробно разъяснить.
как надо: строишь куб Кпр по ригис с использованием в качестве тренда Кп
Unknown,
Я для примера рассматривал пересчет куба Апс в куб Кп по реальной НЕлинейной зависимости Кп=f(Апс), которую обосновали петрофизики. Нелинейность на самом деле очень небольшая, но погрешность она дает уже значительную.
Моделируемый параметр в межскважинном пространстве изменяется по какому-то своему закону в зависимости от метода интерполирования. Я для примера, как наиболее часто встречающийся и в алгоритмах и в природе, взял участок нормального распределения, но равно можно использовать любую другую матмодель.
Так вот, строилась эта матмодель на участке от 0 до 500 метров и Апс от 1 до 0, с шагом 50. Получилась некая 1D модель изменения Апс в межскважинном пространстве от чистого песчаника к чистым глинам.
В дальнейшем вся кривая Апс пересчитывалась по реальной НЕлинейной петрофизической зависимости Кп=f(Апс) в значения Кп. Т.е. в данном случае это одномерный аналог того о чем мы ведем речь - пересчета куба Кп в куб Кпр.
Потом полученные значения пористости нормировались (для наглядности) на значения Апс (т.е. от 0 до 1). Собственно на рисунке видно полученное расхождение (зеленая линия нормированное Кп, красная - Апс).
Вроде бы формально все правильно: при пересчете Апс->Кп определенное значение альфапс строго соответствует по зависимости пористости.
Но если бы мы интерполировали значения пористости изначально только по скважинным данным и на основании выбранной матмодели (читай - алгоритма интерполяции и его настроек), а потом также нормировали на 0-1, то получили бы абсолютно совпадающие кривые Кп и Апс.
вот так вот
выбирайте что важнее: строгое соотвествие каждой ячейки функциональной зависисмости или же сохранение заданной модели интерполяции...
FullChaos, а ты на керн вот это дело кидал, сходицо или нет?
500 метров участок это с каких отложений?
Теригенка или карбонаты или что ещё?
Керн не важен.
Это же только математические операции.
Нормировка и зависимость f, а они некоммутативны.
Отсюда и разница.
Даже если f - линейна: Кп=a*ПС+b,
то Кп1норм=(Кп-Кпmin)/(Кпmax-Кпmin)
и Кп2норм=a*ПСнорм+b {ПСнорм=(ПС-ПСmin)/(ПСmax-ПСmin)}
не будут совпадать!
Это все равно, что "на слух" выполнить в уме операцию "два плюс два умножить на два" - кто-то скажет 6, а кто-то 8
Порассуждаем. Для простоты возьмем пористость и проницаемость. И для простоты же примем, что Perm=a*exp(Poro*B ), установлено по каротажу/керну/пр. Нелинейная зависимость, простейшая... Если пористость распределена по нормальному закону, то проницаемость по лог-нормальному (ln(Perm) = a+Poro*B ).
Если мы проинтерполировали пористость в межскважинном пространстве, то и полученный грид будет распространен по тому же нормальному закону. Если расчитать калькулятором проницаемость, то все равно она будет распределена по лог-нормальному закону, с теми же параметрами. Но закон сохранился...
В вашем случае, вы сравниваете Апс, который имеет какой-то закон распределения, Кп=f(Апс) - другой закон, т.к. применяется нелинейная функция. Очевидно, что полученные кубы Кп должны будут иметь тот же закон распределения, что и Кп по каротажу, т.е. f(Aпс).
Кстати, поправьте меня если я ошибаюсь - на рисунке, один из графиков Апс, а второй Пористость? или это две пористости расчитанные разными методами?
на рисунке, один из графиков Апс, а второй Пористость?
зеленая кривая - пористость, красная - Апс
Если мы проинтерполировали пористость в межскважинном пространстве, то и полученный грид будет распространен по тому же нормальному закону. Если расчитать калькулятором проницаемость, то все равно она будет распределена по лог-нормальному закону, с теми же параметрами. Но закон сохранился...
если мы проинтерполируем пористость, а потом проницаемость по одинаковому закону, то мы получим "на вид" одинаковые карты (ну если одинакую раскраску выбрать)
если же теперь мы по логарифмической зависимости пересчитаем Кп-> Кпр, то полученная карта будет отличаться от первых двух,
но она будет отражать логарифмичность.
я сам ещё думаю что есть вернее )
В общем св-во в 3D должно иметь такое же распределение, как и начальное, полученное по каротажу...
Обычно сходимость Кп к граничному значению на линии выклинивания коллектора делается для того занизить запасы. Во втором случае - наоборот, чтобы немного завысить. Этими параметрами можно играться чтобы запасы сбить.
И, так уж получилось, что нет единоготребования к тому как должна строиться пористость....все зависит от хотелок заказчика..или ваших хотелок.
у самого недавно возник такой вопрос..
до конца не определился как его решать, поэтому выбрал зависимость Кнг от Н, а затем коррекцию по скважинам.
Понятно что подход не совсем верный, поэтому для меня этот вопрос очень актуален...подскажите?!
З.Ы. Про зависимость Кнг=f(Кп, Н) можно поподробнее?
если мы будем моделировать по зависимости одновременно для газовой и нефтяной зон, то не получится ли такая ситуация, что Кнг в некоторых областях быдет вышет в нижележащих коллекторах? Кнг в газе, как известно, не распределяется как в нефти (т.е. по плотности, вязкости и т.д.).
Или же Кнг в газе всегда будет выше чем в нефти? (т.е. близко к 1)
А в чем связь между кубом Кпр и трендом Кп? Сама по себе проницаемость не есть функция от пористости...а скорее функция от Кво. Может тогда через Кво и попробовать?
А в чем связь между кубом Кпр и трендом Кп
Ну так то зависимость существует, и с очень неплохим коэффициентом корреляции для определнных типов отложений
Как тренд куб Кп необходимо использовать, чтоб не было ситуации: ячейка с низкой пористостью имеет высокую проницаемость и наоборот
если мы будем моделировать по зависимости одновременно для газовой и нефтяной зон, то не получится ли такая ситуация, что Кнг в некоторых областях быдет вышет в нижележащих коллекторах? Кнг в газе, как известно, не распределяется как в нефти (т.е. по плотности, вязкости и т.д.).
Вообще всё конечно зависит от геологического строения залежи, от этого идти нужно. В общем случае скажу, что в ЗС в терригенке в залежах незатронутых разработкой обычно ГНК представляет собой зеркало, без какой либо зоны проникновения нефти в газ (газ в нефть немного может, но этим можно пренебречь).
Т.е. насыщение в газовой зоне и в нефтяной зоне лучше строить отдельно.
З.Ы. Про зависимость Кнг=f(Кп, Н) можно поподробнее?
Суть в том, что в высокопористых коллекторах капиллярное давление ниже, и соответственно переходная зона меньше
Строятся эмпирические зависимости в более менее вертикальных скважинах Кн от H (высота над зеркалом воды) для разных Кп, потом выражаются аналитически в виде полинома с двумя аргументами
Ну все зависит от способа интерполяции: в самом простом случае (треугольников) подразумевается что значения свойства меняются линейно от точке к точке. В случае интерполяции проницаемости если подобрать экспоненциальную функцию взвешивания тогда карты построенные двумя способами будут практически одинаковы.
Правильно замечено....для ОПРЕДЕЛЕННЫХ ОТЛОЖЕНИЙ...когда у нас есть лишь один фактор (литологический) контролирующий изменение проницаемости. Когда же факторов становится больше (пример, ....практически все месторождения Восточной Сибири... в частности вендского возраста), обычное Кпр=f(Кп) просто недопустимо...хотя так оно и делалось на протяжении очень долгого времени.
хм...ну, по сути-то это правильно, вот только как реализовать на практике?
Приходит на ум пара способов:
1. Если контакт горизонтальный, то изначально по вертикали разбить модель на несколько зон (допустим газовую и нефтяную) и в каждой из этих зон строить отдельно. Для нефтяной использовать данные по скважинам и расстояние от контакта (ну и Кп, например), а для газовой простую интерполяцию Кнг по РИГИС.
2. Опять таки, если контакт горизонтальный, то калькулятором свойств можно поиграться. Построить два куба Кнг для газовой и нефтяной зон и с помощью калькулятора их соеденить. Кстати, возможно, данный вариант подойдет и для наклонного контакта. Тогда нужно будет использовать не численную отметку контакта, а заранее построенную поверхность ГНК.
В обоих случаях, видимо, прийдется на границе контакта газа и нефти сбивать значения Кнг между собой.
Так? Или не получится? Есть другие способы?
нет ссылочки на статью или описание данного метода...с примерами?
VVS уважаемый на каком основании вы считаете что Кпр=f(Кп) не работает? это общепринятая практика для терегенных коллекторов и не счесть количество работ защищенных в ГКЗ, ЦКР и ТКР, где проницаемость так считали. Или вы имеете ввиду карбонаты и трещины?
Не бывает не горизонтальных контактов
1. раз карт нет, то лутше тупа через симулятор прогнать без трендов
3. тоже проще просто по скважинам если в параметры поподаете, ну или Кн=f(Р, Кп)
4. не заморачивайся слишком геморойно, нужны доп параметры которые не всегда есть в отчетах
5. как уже писали можно и раздельно по зонам, но тут тоже придется повазится с переходом нефть-газ
для условий Западной Сибири данная зависимость работает, потому что в ЗС основным определяющим фактором является литологический. В Условиях же терригенных коллекторов Восточной Сибири где имеет место очень много факторов зависимость Кпр от Кп не всегда информативна. Особенно для терригенных коллекторов.
Реальная же зависимость прослеживается на зависимости Кпр от Кво (в Восточной Сибири очень часто используется).
Кстати говоря, и в Западной Сибири зависимость Кпр от Кво является более правильной (читай Л.М. Дорогоницкую...после недавней встречи с ней, убедился что она во многом права и на реальных примерах доказывает неправомерность зависимости Кпр от Кп)
З.Ы. А тот факт что это защищалось и защищается говорит лишь о том что на данный момент эта методика наиболее общепринята. Иногда, получая предыдущие отчеты по месторождению, защищенные несколько лет назад просто поражаешься...а как они его вобще защитили???!
1. прогоняя тупо через симулятор не удастся, видимо, получить на линии выклинивания коллектора Кп граничное. Пэтому, наверное, это единственный выход из ситуации....хотя, можно забить на Кп граничное на линии выклинивания и будет тебе счастье...ну или головняк от заказчика)
верно, вот только определить Кво в Зап Сибири получается проще намного чем в Восточной. Высокая засолоненность отложений (трех соленосных этажей) приводит к высокой засолоненности бур раствора и => использования ПС для определения Кво становится невозможным. Впрочем и не только Кво. В Восточной Сибири потому и используют ГК, НГК, АК, БК, МБК. вот по ним ит прийдется Кво определять.
существует много способов моделирования пористости и насыщения...и благодаря этому можно с легкостью подбивать запасы в ту или иную сторону, если они не бьются с утвержденными
Проницаемость зависит от сообщаемости пор и без разницы какое будет Кво если сообщаемости нет.
А сообщаемость определяется уже такими величинами как размер зерен, их тип упаковки, сортировка, степень окатанности, минеральный состав, тип цемента. Точно эти же параметры определяют и пористость. Поэтому и есть статистическая связь между Кп и Кпр.
Само Кво также зависит от всего выше перечисленного. И связь между Кво и Кпр есть потому что связанная вода наряду с самим коллектором затрудняет продвижение флюида, она как один из факторов всего лишь.
И всё это не имеет значение если коллектор трещиноватый...
все абсолютно верно. только вот, как было правильно сказано, Кп и Кпр определяются одними параметрами. Т.е. взаимосвязь между ними лишь косвенная. И данная связь не всегда оказывается информативной и правильной. и не всегда, при высмоких значения Кп - будет хорошая проницаемость. А значит и Кпр=f(кп) будет весьма сомнительной. Работы же Дорогиницкой показывают что при использовании Кво для прогноза Кпр достигается наибольший коэф корреляции.
З.Ы. Говоря по честноку....сейчас пишу канд работу по прогнозу проницаемости по ГИС в условиях терр коллекторов Вост Сибири. И, получается, что куда лучше иметь дело напрямую с методами ГИС (ГК, НГК, акустикой, БК, МБК) для прогноза Кпр. Достигается наибольшая достоверность. При использовании определенного набора методов каротажа коэф корреляции в среднем достигает до 90 и более процентов.
Т.Ф. Дьяконова, С.И. Билибин, А.М. Дубина, Т.Г. Исакова, Е.А. Юканова ОАО «Центральная геофизическая экспедиция»
Проблемы обоснования водонефтяного контакта по материалам геофизических исследований скважин при построении детальных геологических моделей
vorobievvs (a) gmail (dot) com
Можно мне тоже!!! Заранее спасибо!
Born-Different@yandex.ru
некоторое время назад у меня возникли ряд интересно-тупых вопросов, может выясним их тупизну?)
При моделировании литологии на вход в качестве горизонтального тренда может быть задана карта песченистости (NTG). Все в принципе просто и понятно... NTG=Heff/H. Но возникает такой вопрос при построении карты NTG: если строить в стратиграфических границах (кровля-подошва пласта), то на линии выклинивания коллектора NTG=0 и мы интерполируем в сторону этой линии. Но...но...если мы строим в литологических границах..и имеем данные только по кровле и подошве коллектора, то...по логике, на линии выклинивания NGT должно быть равным 1. Есть конечно некоторая подмена понятий в определении NTG (в литол границах), но по сути-то оно так и есть?!
Разве нет?
З.Ы. вот такая-то интересная глупость =)
а почему вопрос то тупой, все неормально так и есть, только если делать это в трехмерке то все равно лутше через общую мощность делать. И если по стратиграфическим границам идет выклинивание, то и в этом случае будет 1 на линии, хотя такой подход при малой степене разбуренности приведет к не очень коректным толщинам
Я завтра гляну какие коэффициенты корреляций по Кпр=f(Кп), но это все по Западной Сибири.
ты наверное хотел сказать наоборот?
если литол границы - тогда по линии выклинивания 1
если стратиграфические - 0
понятно конечно что если под линией выклинивания стоит понимать линию с одной стороны коллектор есть, а с другой нет, то для стратиграфических границ никаких проблем не видится, а если строить в литологических, то получится такая ситуёвина: с одной стороны линии будет 0 (если точно следовать определению NTG), а с другой 1..т.к. ну не межет за бесконечно малое расстояние от линии выклинивания ( в бесконечно малом объеме ячейки) быть, допустим, 0.0001 мм коллектора, а между ним еще 0.1 неколлектора. А так как на линии выклинивания кровля и подошва коллектора должны пересечься.....то в бесконечно малом объеме (например, пусть будет даже зерно) должен быть только коллектор. Вариант если кровля и подошва коллектора не пересекаются это уже не выклинивание...скорее замещение
Прикольная тема! А это в каком универе? а кафедра наверно геофизики
не...не геофизики. вобще спец-ть-гелогия м-й нефти и газа..
а канд работа - скорее что-то среднее между геофизикой и петрофизикой
З.Ы. не в универе...на предприятии пишу
такой вопрос: при геол моделировании после расчета нефтенасыщенности насыщенными оказываются все купола и куполки, расположенные стратиграфически выше ВНК, а цель, скажем, только один центральный большой купол. как, не мудрствуя лукаво, насытить остальные водой, чтобы не участвовали в подсчете?
Кстати посмотрел тут в отчетах зависимости для проницаемости так вот: Кпр=f(Кп) R=0.96; Кпр=f(Кво) R=0.87. Там еще подобных куча так вот где зависимость от пористости похуже там и от остаточной воды похуже, ну и наоборот. Так что в целом разницы практически нет, но видно где то и есть, как я понимаю в Восточной Сибири. В связи с этим и с тем что геофизику плохо помню вопрос - как и от чего по ГИС Кво определяют?
можно попробовать задать сегменты и построить насыщение только в данном сегменте
Graphic1.jpg
Чтобы не обрезать все остальные участки локального поднятия структуры,можно выделить нужную часть boundary-полигоном и подсчитать запасы в пределах его(в Петреле).Другое дело, что в гидродинамической модели при задании начального равновесия EQUAL ВНК - у нас появится теже запасы левой нефти в других куполах.В этом случае в ECLIPSE можно задать различные SATNUM регионы. И там где нефть не нужна - задать значение насыщенности нефти близкой к нулю.
Странно, что при прогнозе проницаемости по данных ГИС не прозвучало упоминание о методе выделения классов коллекторов на основе гидравлических единиц потока (Hydraulic Flow Unit, HFU). Или он уже морально устарел? Как известно, зависимость Кпр и Кп выражается уравнение Кармена-Козени. "Знание типа гидравлической единицы, однозначно характеризующейся величиной индикатора FZI (Flow Zone Indicator), позволяет корректно определить динамические характеристики коллектора по измерениям только статических свойств, т.е. пористости." Для выделение HFU испольуются методы: Лоренца, накопленной функции вероятности, кластерный анализ. Конечно, все расчеты должны быть увязаны с седиментологической характеристикой каждого HFU.
"Определение гидравлических единиц по данным геофизических исследований в скважинах,
пробуренных без отбора керна, может быть осуществлено по показаниям радиоактивного
каротажа и метода ПС, поскольку FZI имеет хорошую корреляцию с естественной гамма- и
электрохимической активностью пород.
Наиболее надежным вариантом является прогноз типа коллектора по данным комплекса
методов, в который включались данные ПС, ГК, пористость по данным ГИС (комплекс методов) с
опорой на лабораторные исследования керна. Комплекс данных анализируется с помощью
методов множественной регрессии, условной вероятности и нейронных сетей с оценкой
значимости каждого из них. Сравнение расчетов проницаемости и результатов ее определения по
керну на примере месторождения К показывает хорошую сходимость данных в
отличие от классического подхода."
Вы уверены, что не изобретаете велосипед?
Предыдущее высказывание о методах прогноза говорит, что велосипед еще не изобретен.
Помогите, пожалуйста))) Кто-нибудь работал в программе GeoXplorer? Не могу понять что такое Spill Point Depth. В обучалке написано: "Spill Point Depth [м или футы] – это глубина точки перелива замыкания." Это при том что ВНК - другой параметр и он тоже тут же вводится.
Вроде так... см. картинкуspill.JPG
Страницы