Окт 09
кто-то встречал описание этого эффекта - т.е. наличие перекрытия нейтронного и плотностного каротажа объясняется не наличием газа в пласте но областью пониженного давления (имея в виду что "hydrogen index" снижается спадением давления.......)
Опубликовано
25 Окт 2009
Активность
35
ответов
5186
просмотров
8
участников
0
Рейтинг
вот интересная статья на эту тему
Where Quicklook Petrophysics Goes Wrong: A Case Study in a Mature South Texas G as Field
Russell W. Spears, Mark C. Bowers, Wayne F. Nicosia, ExxonMobil Production Company; Frank Shray, Scott Jacobsen, Schlumberger
SPWLA 49th Annual Logging Symposium, May 25-28, 2008, PPP
Зто же на сколько надо давлению для этого упасть? Тут уж может вторичная газовая шапка появиться - вот и причина перекрытия
так в том то и дело что в этой статье описан случай с очень большим перекрытием (порядка 10% пористости) а газ при испытании не пошёл..............
вопрос в принципе можно ли объяснить расхождение нейтронного-плотностного чем-то другим кроме газа?
Газ - наиболее распространненное обьяснение.
Смотреть стоит еше на влияние бур.раствора, минеральный состав глин.
Можешь вишеупомянутую статью выложить?
В прошлом годе... скв. на оффшоре стояла более недели на консерванции (ВРО) из-за урагана. нейтрон-плотностной дает 6-10 pu перекрытие практически во всех проницаемых пластах. Керн сплошной + сверл грунтонос подтверждает суммарная пористость премерно ариф среднее между нейтрон-плотностным.
выполнил ИП на всех участках нефть- нефть+ вода, вода - газа нет
WTF??
пожалуйста
Pressure and gas saturation effects can be mimicked by variability in formation mineralogy. As in the case of the X390 sand, the observed 7-10 p.u. of crossover can easily be created by varying mineralogical content while holding pressure, porosity and gas saturation constant. Care should be taken when dealing with abnormal amounts of crossover. Consider the mineralogy of the formation before assuming the density-neutron crossover is indicative of producible quantities of gas.
так-то оно так, только больно странно это, что на эксплуатируемом месторождении (скважина то была "infill") такой эффект с аномальным элементным составом встречен в отдельной сважине, а в других, судя по-всему, наблюдалась классическая картина (типа в эту скважину бор подсыпали....)
В этой части Техаса тектоника сумасшедшая. рядом стоящие скважины могут отличаться по IP и EUR на порядок. Заканчивать объект игнорируя #wet profile# на сопротивлениях глядя на нейтрон-плотностной можно только от безысходности.
Выполнили бы MRIL или MREx и посмотрели на наличие свободной воды в пласте
Вообще странно что раз кроссовер то сразу привязались к водородному индексу. Тут же два измерения задействовано.
Если матрица породы непрвильно оценена или калибровка кривая то и из-за денсити может кроссовер быть.
Я бы в Техасском случае на калибровки лучше смотрел. Поверить в то что вдруг в отдельно взятой скважине вдруг литология поменялась резко труднее чем просто заподозрить некачественную калибровку плотностного. Или нейтронного. И все ли поправки правильно внесли в нейтронный.
Индикация газа по кроссоверу плотностного-нейтронного штука хорошая, но чтобы на него полагаться надо очень много правильных вещей сначала сделать и перепроверить 7 раз.
Кстати почитал статью. Редкостный бред в стиле Шлюмов.
Там кроссовер на нейтрон-денсити у них из-за глинистой корки нарисовался.
А они развели научные рассуждения на целую статью.
У них глинистая корка с баритом и не шуточная - 2.5см. Это сильно меньше номинала скважины.
Это надо учитывать для нейтронника чтобы снижения пористости не давал.
И для плотностного надо чтобы калибровка была на коррекцию баритовой корки очень качественная.
Если в случае с обычной коркой у нас коррекция DRHO положительная, то в случае с баритом должна быть сильно отрицательная, что и может привести к занижению плотности.
Судя по статье на это внимания никто не обращает. Всё какие-то теоретические рассуждения о минералогии.
Вот это уже ближе к телу - nizhlogger не могли бы Вы порекомендовать что-то КОНКРЕТНОЕ по теории этого эффекта (учёт влияния глинистой корки на показания нейтронного и плотностного каротажей)?
Например изначально прибор нейтронного каротажа рассчитан на измерения в скважине 8 дюймов. Если диаметр скважины больше то нужно вводить поравки. Если меньше то тоже. Если за меньший диаметр поправку не ввести то показания нейтронного каротажа будут занижены как в случае с очень толстой глинистой коркой. Хотя для нейтронника поправка относительно небольшая. В данном случае нейтронник также немного занижает и из-за небольшого количества газа в пласте. Там по оценкам авторов всё же 20% газа было при относительно невысоком давлении так как скважина неглубокая а пласт выработан.
Для плотностного также влияние корки нужно учитывать. Это делается автоматически при помощи двухдетекторного зонда. В случае с обычной глинистой коркой с низкой плотностью поправку надо добавлять. В случае с баритовой коркой, которая имеет высокую объёмную плотность вычитать. На диаграмме видно что денсити у них улетел вниз на 6-7%. Возникает вопрос насколько хорошо отработала коррекция за глинистую корку. Она явно там лишку скорректировала. Для правильной коррекции очень грамотная калибровка должна быть. А может и прибор был просто не в состоянии правильно скорректировать баритовую корку такой огромной толщины. 1 дюйм баритовой корки для плотностного это очень много. У него глубина исследования всего 2-3 дюйма. В статье об этом ни слова. Свалили на изменение минералогии. Для того чтобы оправдать увеличение пористости по плотностному на 6% надо чтобы матрица породы внезапно стала не 2.65 как обычно для песчаника, а 2.55г/см3. Я таких песчаников не встречал. Особенно чтобы вот в соседней скважине вот так вдруг матрица песчаника на целые 0.1г/см3 полегчала.
Шлюмы всё таки это что-то.........Такую хрень на всеобщее обозрение вывести.
Вендельштейн-Резванов, братие!
Да, конечно по теории всё так, немного смутило, что они в статье утверждают, что перепроверили всю первичную обработку......
кстати они почему-то не приводят кривую поправки в плотностной - это бы сразу объяснило за счёт чего упала плотность
из общих соображений - как-то неудобно подозревать их в такой невежественности, всё-таки хочется верить что они делали всё как надо
вот только их бросания со стороны в сторону по поводу объяснения ситуации - то они приплетают какие-то низкие давления, потом меняют минералогию - всё это выглядит как-то притянуто за уши................
в любом случае большое спасибо за развёрнутый ответ - было очень приятно пообщаться
Если не секрет то прибор какой компании имеет глубину исследования 2-3 дюйма??? К примеру у Бейкеров плотностной имеет глубину исследования 8 дюймов.
SLB_Technica_PEX.pdf
Если бы кто-нибудь спросил у меня о глубине исследования плотностного, нейтронного приборов вышеупомянутых компаний, то также предположил бы что наверно примерно одинаково, но прочитав прикрепленное инфо, задумался. Халы пишут в файле о мощности источника в 1.5 кюри, у Бейкеров он составляет 2.5 кюри. Скорость каротажа у халов и шлюмов 18м/мин, что в 2 раза поспешнее чем у Бейкеров (9м/мин). Вот и думайте теперь. А на счет геометрического фактора, плотности пород согласен. Кстати для сравнения, индукционный шлюмов имеет глубину исс-я 90" а Бейкеров самый глубокий - 120".
Подскажите как настроить уведомление на имэйл о том что ктото в форуме ответил? Вчера вроде была галка, отметил ее, но уведомления не пришло. Теперь ее вообще нет.
Скорость каротажа тоже на самом деле у всех одинаковая. Это просто в своё время Шлюмы решили использовать хитрый маркетинговый ход и предоставлять заказчику расчёт стоимости каротажа с учётом времени задалживания скважины. А если учесть стоимость морской буровой установки в час то получалось что стоимость каротажа там никакой роли не играет. Главное кто быстрей запишет. И началась гонка скоростей в тех спецификациях. Хотя на самом деле физика осталась физикой и если пишешь быстрее 10м/м то качество теряешь. Но Шлюмы всё равно обосновали повышение скорости в 2 раза с помощью своей математики. Типа да мы что-то теряем но деконволюция нам всё восстанавливает. На самом деле не всё. А все остальные компании хотя и понимают в чём дело но вынуждены следовать политике Шлюмов. Я как заказчик категорически против таких экспериментов со скоростью и знаю что если хочешь иметь нормальное качество на радиоактивных методах то 10м/м это предел любой компании. Бэйкера тут просто немного честнее. Они конечно заявляют что могут писать и 18м/м (кто бы сомневался, дурное дело нехитрое) но честно рекомендуют 9м/м.
А глубина исследования у Бэйкеров на индукционном действительно 120". Это вопрос длины зонда и соответственно длины прибора. Просто у них на более старом приборе серии WTS индукционник с 6 зондами и дальний зонд 120". Хотя более новую укороченную платформу ФОКУС они так же как и Шлюмы сделали с 5 зондами и только с 90" дальним зондом.
Z_Densilog2223XA_FOCUS.pdf
Вы почти правы, было 2 кюри, но несколько годков назад мощность увеличили у плотностного источника до 2.5. А насчет глубины исследования начинаю склоняться к вашему мнению все же...2-3".
Nizhloger и Shadowraven, кто-нибудь имел дело с микросканерами (электрические и акустические)пласта этих компаний? Вопрос по качеству, возможностям приборов тех и других. Технологии достаточно новые поэтому наверняка у кого-то предпочтительнее...
Господа!
Ссылка на статью (SPWLA 49th Annual Logging Symposium, May 25-28, 2008, PPP) приказала долго жить.
Выложите пожалуйста снова.
Последнее время работаю в Китае и Малазии, на 3-х скважинах выполнялся FMI. Ствол вертикальный, рво, гидростатика, для определения наклона пластов и выделения эррозионных поверхностей, вроде все ОК. В малазии так-же несколько лет назад обрабатывал OBMI, интервал небольшое АВПД, РНО тоже было гуд.
Попытка применения акустического сканнера Халлов на Самотлоре оказалась печальной. Однако приятель работал в Колорадо на Pinedale, говорил что пользовал Красных и не раз
Про Baker и Weatherford не знаю
shodow raven i nizhloger spasibo za otvet i obmen opytom.
kstati beiker может по отдельности прописать то и другое, и акустика всамом деле оказывается иногда лучше чем электрика, к некоторому удивлению (i.e DOI, direct contact, mud density...) , и софт для обработки у них тоже есть.
Кто-нибудь может повторно выложить статью с которой началась тема?
Наклономеры и сканеры конечно тоже важны в жизни интерпретатора, но
с переходом на "Западные" стандарты хотелось бы побольше узнать что еще
помимо газа может вызывать пересечение кривых ГГКп и КННКт.
Это ты про Золотой глаз?
Nizhlogger!
Большое Спасибо!
Этим я уже однажды озадачился когда попер материал с wood grain и другими какашками. и как оказалось в сравнительно одинаковых условиях шлюмовский давал более четкую картинку. хотя возможно тут роль сыграл пресловутый чел. фактор.
Мое личное мнение - 50 % проблем это не очень то дружественная программа регистрации DCBIL. весьма тяжело настраивать прибор в ручную когда
необходимо отключить автоматический контроль усиления.
Небольшая выдержка:
In general we have had little success in boreholes less than 6.5 inches in diameter with mud weights of
12 pounds per gallon and greater. This is due to wood grain (interference pattern). Wood grain
(interference pattern) is caused by two known factors.
1) The worst contributor is ring down from the excitation (firing) of the transducers. The smaller the
borehole the closer the returned echo is to the ring down.
2) The second contributor is reverberations from the oil, window, mud interface.