Янв 10
Как расчитать пористость пласта при известном насыщении, интервальном времени и температуре.
Опубликовано
21 Янв 2010
Активность
21
ответ
9771
просмотр
8
участников
0
Рейтинг
Контекст
пористость x18
слайд номер 3.
PHIS = (1/Cmp) * (DT - DTma) / (DTfld - DTma)
Эта формула я правильно понимаю? DTma-интервльное время, а остальное что? Объясни плиз!!!!!!
DTfld -интервальное время в жидкости, из справочника
DTma - интервальное время в матрице породы, из справочника
Спасибо!!!!!
А CMP кто такой?
"коэффициент уплотнения" - нужен для неуплотненных отложений (палеоген-неоген), когда акустика завышает пористость.
Этот 1/СМР фактор на самом деле не только для слабоконсолидированных но и для глубоких плотно спрессованных пород тоже.
При определении пористости по акустике это основная проблема в отличие от определения по плотности или по показаниям нейтронника.
Показания акустики сильно зависят от степени уплотнения зёрен и площади контакта зёрен между собой. Потому и введён этот коэффициент.
Приблизительно оценить этот коэффициент можно определив интервальное время в близлежащих глинах. Например если интервальное время продольной волны в глинах будет 100 мкс/фут (или 328мкс\м) то этот коэффициент равен 1. Если 90мкс/фут то 0.9 а если 110мкс.фут то 1.1. То есть 1\СМР=0.01*DTsh (в футах).
Футы здесь используются только потому что так наверное проще. А может и потому что американцы эту зависимость предложили.
Только надо помнить что даже с такой оценкой фактора уплотнения пористость по акустике не самая точная. Так как не всегда рядом с исследуемым интервалом есть качественные глины по которым можно этот фактор оценить.
1. Wyllie presents linear relationship, and require knowledge of matrix, fluid and shale compaction correction factor:
PHIT=(DT-DTma)/(DTfl-DTma) * 1/Cp; Cp=DTsh/100 >1 [DTsh=shale]
2. Hunt-Raymer presents non-linear relationship, and require knowledge of ALFA, which has to be calibrated to core/other porosity datasets (typical range 70-90); If ALFA=90 this equation will be close to Hunt-Raymer-Gardner model
PHIT=(DT-DTma)/(DTfl-DTma) * a/DT
3. Hunt-Raymer-Gardner is later modification, presents non-linear relationship, and is a “self-normalized” equation independent from fluid properties:
PHIT=(DT-DTma)/DT *5/8 (empiric variable)
Кто тут (2) такой ALPHA? Или этот параметр подгонять пока не сядет на CorePhit?
В (3) кто такой "5/8", эмпирический коэффициент зависящий от уплотнённости пород?
Как вы понимаете ДТ в мкс/фут или в мкс/м будет влиять только в коэффициенте уплотнения (compaction coefficient ) 1/Cp, ибо в отношении (DT-DTma)/(DTfl-DTma) в каких единицах не возьми, результат один будет. А коэффициент уплотнения равен 100/ДТгл если в мкс/фт и 330/ДТгл если в мкс/м.
5/8 = 0.625 - чисто эмпирическая величина, причем вроде как это нижний предел изменения, верхний вроде как 0,7.
да, (часто подгоняю под керн или нейтрон-плотностной в чистом водоносном пласте)
....и таки да, но скорее зависит от литологии разреза, а уже потом от уплотнения
ИМХО понятие "акустической пористости" это бред, покруче "плотностной или нейтронно пористоти" без указания матрицы
Но если в нейтрон-плотностных можно с грехом установить "кто есть ХУ" по Х-плотам (для заданного прибора), то с акустикой это сильно сложнее
НЕйтрон-полтностной - таки да, особенно если за литологию ввести переменные (например RHOMa)
А что за район, если не секрет?
Но случаи они разные бывают. ПС в карбонатах например.
И бывало что сравниваешь керн с каротажом в алевролитах и даже кроссплот нейтрон-денсити не очень вписывается не говоря уже по отдельности. А акустика копейка в копейку.
Все они хороши каждый по своему.
а вы проверяете по керновым данным?
Сравнивал три графика плотности, по нейтронномоу, плотностному и по аккустике построенному.
что нейтронный что аккустика примерно одни значения, едиственно что аккустика более дифференцированная получается.
1. Есть какие-то методы, чтобы построить комбинированную пористость из различных данных (нейтрон, акустика, плотность, сопротивление)?
2. Как правильно комбинировать эти пористости в зависимости, например, от литологии, насыщенности?
каждая плотность строиться по отдельному методу. Сопротивление наврядли даст оценку пористости.
Обычно сначало определяют пористость, а потом уже по сопротивлению - насыщенность. (при этом сопротивления это чуть ли не единственный метод который дает значение насыщенности, но может ещё помочь ЯМР).Ещё пористость оценивают по ПС, но это я не умею делать):
При расчете пористости насыщенность вообще никак не учитывают, иначе замкнутый круг.
Смысла в комбинированной плотности нет, так как каждый метод может не учивать особенности отдельных отложений(примесей радиоактивных материалов, тяжелых элементов, стукруты порового пространства).
Но общие предположения такие: По плотностному можно получить общую пористость(эффективная + закрытая).
Аккустика якобы дает только открытую пористость (эффективная). Нейтронный тоже открытую, заполненную водой. У нефти показания должны быть чуть меньше, но вроде это не разделяют. Причем для нейтронного мтеода надо не просто НГК а НКТ на (эпи)тепловых нейтроннах с двумя показаниями зондов (короткий длинный), по их комбинации составляют уравенине на пористость, и коэфициенты определяют по точками измерений на керне.
Насколько я понял, лучшая пористость считается по плотностному методу (используется средняя плотность разреза), с учетом глинистости. Но как и аккустическую пористость в таблицу надо подставлять значение зависящие от литологии( разная скорость и плотность от разного материала скелета коллектора). Кстати почему-то российские приборы плотность пишут кто во что гаразд:), Иностранные якобы более прокалиброванный выверены. Но Аккустика продольной волны У наших бывает просто превосхожного качества. Это всё по даннным одного месторождения.
На нейтронную пористость материал скелета большого влияния не оказывает, лиш бы не было водорода в нем:)
1. расхождение нейтрон-плотностной и акустической пористости в карбонатах может указывать на развитие вторичной (кавернозной) пористости;
2. Вашем случае ГК-АК-ГГКп-НГК(?) лучше всего строить многокомрлнентную модель. например кварц-ПШ-кальцит-глина. при знании местной специфики можно добавлять пирит (сумма всех тяжелых) и органику (Passey ?); реже - доломит-анекрит
3. ЯМР дает а) общая пористоть до определенной степени не хзависящая от литлогии и б) спектральное распределние пор по размерам т.е. можно разделить микро-пористоть, каверны и большие (например гранулярные поры)
А ежли присутствует газ, тоже не учитываете??
про газ я пока не знаю:)