Возможно, я не совсем понял, как вы рассчитывали J-функцию и восстанавливали по ней насыщенность, но нигде не увидел фразы “уровень свободной воды”. Если вы хотите построить куб водонасыщенности по данным ГИС, то можно воспользоваться примерно следующей процедурой:
• для каждой скважины рассчитывается капиллярное давление по точкам интерпретации ГИС (FWL задается)
• для рассчитанных капиллярных давлений находится J-функция (неопределенность в задании проницаемости)
• через рассчитанные точки J-функции (для всех точек) проводится кривая, наилучшим образом описывающая это множество (не обязательно степенная зависимость)
• зная уравнение J=f(Sw) и FWL можно для каждой пористости и проницаемости восстановить значение насыщенности по значению J.

Таким образом, если есть распределение H(Sw) по ГИС и оно не описывается единой кривой капиллярного давления, можно преобразовать эти данные в J-функцию и получить стройную зависимость J=f(Sw) вместо облака точек H(Sw). Можно пойти дальше, выделять регионы для разных типов J-функции, HFU…

Неопределенности в данном методе – задание FWL и проницаемости.
Альтернативных методов задания насыщенности кроме капиллярных давлений или J-функции особо и не знаю, хотя можно еще воспользоваться петрофизическими зависимостями типа связанная вода от пористости или что-нибудь в этом роде… но уж точно не использовать интерполяцию – пусть этим занимаются те, кто готовят работы для славных организаций ЦКР и ГКЗ и считают доли процентов в совпадении модельных и “фактических (по ГИС)” значений насыщенности.

По-моему смысл задачи как раз в том, чтобы определить FWL
Без проницаемости и пористости J-функцию тоже не построишь.
J(Sw)=Pc*sqrt(K/m), Pk=(pв-рн)*g*H, H- высота над FWL
Изменяем FWL смотрим на кроссплот фактические Sw/ Sw по J-функции

Chaser пишет:

Добрый день!

Иду следующим путем: рассчитываю насыщенность в скважинах по Арчи (кстати, какой каротаж оптимальнее использовать для определения сопростивления пласта? я использую BK и индукционник)

Приветствую! Ну в принципе тему J функции народ тут уже по всякому раскрыл Хотелось вот добавить насчет каротажа и про БК ИК в частности. Чтобы понять какой лучше использовать надо уточнить на каком буровом растворе бурились скважины (там важно соотношение сопротивлений пластовой воды и фильтрата бурового раствора). Если говорить вобщем то для высокоомных буровых растворов лучше подходит ИК поскольку зона проникновения в этом случае оказывает наименьшее влияние, а для низкоомных БК из тех же соображений. Приблизительные границы применимости выглядят так.

ИК
1) Rmf/Rw>2, Rt<200Ohmm

БК
1) Rmf/Rw<2
либо
2) Rmf/Rw>2 Rt>200Ohmm

Хотя по хорошему и БК и ИК все равно надо корректировать за зону проникновения даже при ее наименьшем влиянии. Как альтернативу этим каротажам можно использовать набор градиент зондов GZ 1-4 для поиска истинного сопротивления корректированного за зону проникновения, но это в том случае если имеется какаянть програмулина которая бы автоматически их интерпретировала, например PRIME.

да кстати к предыдущему посту забыл подписать
Rmf сопротивление фильтрата бурового р-ра
Rw сопротивление пластовой воды
Rt истинной сопротивление пласта

Вобщем, Рома, от папы-Меркулова не убежишь

Sorry за офф-топ

я так понимаю mishgan предлагает методику построения куба насыщенности если отсутствуют капилярки по керну для построения J функции..
т.е. построенная функция по ГИС на основе какого то предположенного уровня FWL просто так сказать "синтетическая" функция для расчета водонасыщенности, а не функция капилярного давления, так как ее значения зависят от того на каком уровне выбран FWL:
расчитать капилярное по ГИС точно так же:
- предполагаем FWL
- давление = delta_p x g x h (delta_p - разница плотностей, g - ускор. свободного падения 9.8 м\с2, h - высота над предположенным FWL)
- насыщенность снимается с каротажа ГИС на этой же глубине
- и т.д.

З.Ы. нужен интервал как раз переходной зоны, где основной предполагаемой причиной прослеживаемого изменения насыщенности как раз являются кап. силы а не изменение свойств пласта

ок, с самого начала и поподробней.
В наличии у нас есть интерпретация ГИС (водонасыщенность, пористость). Цель – построить куб насыщенности, да чтоб еще и по скважинам соответствовал.

1. Рассчитываем “капиллярное давление” (можно назвать его синтетическим или еще как), используя предполагаемый FWL (примерно оценить его можно из графика H(Sw))
Pc=(плотн воды - плотн нефти) * 9,8*h (h высота над FWL)
2. Для каждой точки интерпретации ГИС рассчитывается проницаемость, и рассчитывается “J-функция” по формуле J=Pc*(k/m)^0.5 (c точностью до константы)
3. Строится график рассчитанной “J-функции” от насыщенности для всех точек, и проводится кривая через это множество точек. Решается уравнение, чтоб получить зависимость Sw=f(J)
4. Для каждой точки интерпретации уже была рассчитана “J-функция” и теперь рассчитывается Sw по зависимости, определенной в предыдущем пункте.

MAN абсолютно все правильно понял, и это не совсем функции капиллярного давления и не совсем J-функция, но объяснять так удобней. Только почему обязательно нужен интервал только для переходной зоны я не понял.

На графиках фактическая и расчетная водонасыщенность для нескольких скважин одного месторождения, где я проделывал подобную процедуру
1.gif

хм.. ну в моем видении если уж не бОльшую, то значительную часть точек используемых для построения синтетической J-функции неплохо бы брать из предполагаемой переходной зоны (как кстати оценить где FWL если переходная зона не видна по ГИС? ), если мы будем рассматривать не переходную зону - то там фактически присутствует только остаточная водонасыщенность, таким образом полученная зависимость больше похожа на функцию остаточной водонасыщенности от проницаемости, тогда в "настоящей" переходной зоне мы скорее получим более низкую водонасыщенность, особенно если "предсказанная" проницаемость высокая там будет - т.е. можем получить нефть там где ее нет. Ну конечно если в моделируемой области ВНК нет - то больше ничего и не надо

ну это я опять же как вижу данный вопрос, поскольку подобной задачи касался только раз при выполнении FDP, но там мы подбирали уровень FWL и использовали рассчетные функции капилярного давления по керновым данным для каждого flow unit'а рассчитаные по FZI данного HFU.

в общем поправьте, если где увлекся в рассуждениях

под рукой сейчас отчета по FDP нет, попробую так расписать:
да в принципе все практически также, просто капилярки по керну группируются по сходным значениям с FZI каждого HFU, (сравниваем с FZI_average предварительно выбранным при дискриминации HFU), затем:

функция J = Pc x RQI / const, где const - это константа содержащая значение поверхностого натяжения, умноженная на косинус контактного угла (сигма умноженная на cos тетта, если назввание букв не путаю),
RQI = (k/PHI)^0.5, где k - проницаемость, PHI - пористость
в то же время RQI = FZI x PHI / (1-PHI),

J функцию аппроксимировали степенной функцией вида J* x Swn^(-1/b), где J* - обзывали индексом литологии, а b - индекс распределения размера пор, Swn - нормализованная водонасыщенность: Swn = (Sw-Swc)/(1-Swc),

Swc для каждого HFU можно попробовать найти по керновым данным, построив зависимость Swc от FZI или RQI (зависимость любого рода, но насколько я помню у нас степенная тогда отлично подошла) - в нашем случае по FZI корреляция была лучше чем по RQI

т.е.
J* x Swn^(-1\b) = Pc x RQI / const
J* x Swn^(-1\b) = Pc x FZI x PHI / (1-PHI) / const

т.е. суммируя вышесказанное для отдельно взятого HFU функция капил давления может быть записана как
Pc = J* / FZI_average x const x (1-PHI) / PHI x Swn^(-1/b),
где FZI_average - среднее значение FZI данного HFU, с этим значением предсказывается проницаемость данного HFU

график строим по керновым данным, ось Y - это произведение Pc x FZI x PHI / (1-PHI) а ось X - это Swn, аппроксимируем степенной зависимостью, находим значения J* и b как коэффициенты аппроксимирующей степенной функции

т.е. в итоге имеем набор постоянных параметров для каждого HFU: FZI_average, J*, const, Swc, b.
Переменные - предсказанная пористость PHI и высота над FWL
Для построения профиля водонасыщенности из функции капилярного давления выражаем Swn, из Swn выражем Sw, само капилярное давление рассчитываем по разности плотностей и высотой над FWL

Мы делаем так.
1. расчитывается каппилярные давления ( PC=owc*(DENw-DENoil)*0.098)
2. пористость разбивается на бины ( например с шагом 1 % или в зависимости от результатов спец анализов по неснижаемой водонасыщенности)
3. по каждому из бинов выгружается насыщенность и капиллярные давления и строиться зависмость Pc vs Sw archi.
4. строиться зависмость ( как правило степенная )
5. в модели пересчитывается тренд водонасыщенности по Pc
6. моделируем насыщенность по данным ригис непрерывным методом ( mooving average) с заданием полученного тренда
Плюс такого подхода
1. Распределение по насыщенности и по ригис, как правило, хорошо совпадает с данными по РИГИС
2. при инициализации в гидродинамической модели не надо мудрить со начальным кубом насыщенности , а расчитать насыщенность явно по полученным наборам капиллярок, очевидны плюсы- модель уравновешена(не надо считать на холостом ходу вперед ) , перетоков практически нет, запасы бьются

Chaser пишет:

Что-то сложно для понимания с первого раза

2. Уточните, пожалуйста, что означает разбить пористость на бины?
5. Как рассчитывать тренд водонасыщенности?
6. Что такое РИГИС? ))

Вообщем для того чтобы привязать насыщенность по арчи к капилляркам - необходимо сделать следующее
в петреле расчитать кривую ВНК ( заходим в калькулятор и вбиваем формулу для расета новой кривой , удобнее всего написать скрипт а потом подать его калькулятору)
далее по формуле указаной выше расчитываем кривую капиллярного давления ( кстати таким же образом кипиллярное давление фаз вода-нефть считается и в симуляторе)
после выгружем кривые в лас формате .
теперь самое сложное
я для загрузки и анализа кривых написал макрос но если скважин мало можно и в ручную.
1. загружаем кривые в эксель
2. разбиваем на бины пористость в сотвествии с данными по лабораторным анализам вытеснения ( то бишь интервалы, которые характеризуются разными значениями неснижаемой водонасыщенности)
3. например нас интересует интервал пористости от 10 до 12 процентов фильтром выделяем все данные капиллярных знаений и насыщенности для этого интервала получаем выборку
4.выкладываем на график все точки если есть хорошая зависмость sw=f(pc) , я использую степенную , то используем ее
5.если зависмости нет то группирием на интервалы по значениям каппилярок , например пусть капилярные занчение мин=0 а макс=5 , разбиваем интервал ,например с шагом 0.5 и осредняем все занчения насыщенности по арчи для каждого интервала.
6. делаем до тех пор пока не получим устойчивый тренд с коэфициенто корреляции не мение 0.6
После чего в модели расчитем капилярки так же как и считали в каротажках
и посчитаем насыщенность по полученой зависимости
далее этот тренд подается при моделирвоани насыщенносити по данным РИГИС ( результаты интерпретации данных ГИС- наши каротажки осредненные на ячейку)
sample.jpg

Всем добрый день!
Есть задача по построению SHF модели вот по след формулам :
Pc(Sw) = RQI *J (Sw)
Pc(Sw) = rho * g * (H- FWL)
SHF = a + b * (H - FWL - H0)^ (a* PHI +
SHF = a + b * (H - FWL - H0)^ (c* PHI + d)
a=0, H0=0
SHF = b* (H- FWL)^(c*PHI+d)
SO_SHF = ,...

кто нибудь может их растолковать поподробнее!? Может есть описание в какой либо литературе! Буду признателен если поможете.

heckfy пишет:

Всем добрый день!
Есть задача по построению SHF модели вот по след формулам :
Pc(Sw) = RQI *J (Sw)
Pc(Sw) = rho * g * (H- FWL)
SHF = a + b * (H - FWL - H0)^ (a* PHI +
SHF = a + b * (H - FWL - H0)^ (c* PHI + d)
a=0, H0=0
SHF = b* (H- FWL)^(c*PHI+d)
SO_SHF = ,...

кто нибудь может их растолковать поподробнее!? Может есть описание в какой либо литературе! Буду признателен если поможете.

по поводу построения SHF смотрите тему http://heriot-watt.ru/t1413.html

да но там SHF по J функции в основном обсуждается ! Оно более менее понятно. А здесь что то другое