Июл 10
Есть кривая НГК в у.е. или имп/мин. Кто-нибудь знает как можно преобразовать данную кривую в NPHI.
Понятно что НГК и NPHI неидентичны, но есть же какой-то алгоритм перевода.
Опубликовано
15 Июл 2010
Активность
28
ответов
10968
просмотров
12
участников
0
Рейтинг
для каждого типа аппаратуры зависимость своя
грубо можно преобразовать линейно по двум опорным пластам
По двум опорным пластам я использовала формлу:
B=(POR_shaly-POR_tight)*NGK_shaly*NGK_tight/(NGK_tight-NGK_shaly)
A=POR_tight-B/NGK_tight
NPHI=(A+B/НГК)/100 (или не делить на 100, смотря какие единицы вы используете).
Где = POR_shaly - пористость глин для вашей территории,обычно определяется по керну
Por_tight - Пористость плотных пород, известняк например (Это и есть два опорных пласта - глины и плотняк)
NGK_shaly- значение НГК в глинах,
NGK_tight - значения НГК в плотняке (известняк).
НГК- значения имеющегося НГК
Использовала по-быстрому для расчета по 8 старым скважинам. КОгда сравнила с современными БекерАтлосовскими данными по новым скважинам, данные вполне соответствовали.
Большое спасибо Анна! Опробую.
Только вот нет у меня измеренной пористостости, я её из сопротивления вытаскиваю.
Вы можете построить зависимости по сосудним скважинам - изменения пористости с глубиной для чистоых водонасыщенных песчаников и числных аргиллинов (не углистых)?
Для "плотняков" можно принять значения 3-5%, а остальное - из тредов уплотнения с глубиной
Анна,
надеюсь что понял Вас правильно:
под пористостью глин Вы понимаете совокупность физически и химически связанной воды или общую пористость?
Ведь если мы рассматриваем нейтронные методы, то они измеряют именно общее водородосодержание - общую пористость.
ОБщая пористость глин. НАпример у нас были значения общей пористости глин 27% на одном месторождении, и 30% на другом (глины смешанные, иллит-смектитовые). А у известняка брали 3%.
Оказывается всё уже давно решено и описано.
http://www.spec2000.net/06-neutron.htm
Спасибо Nizhloggerу, посоветовавшему книгу "Harrison Bob. Russian Style Formation Evaluation"
в ней была ссылка на оригинал. Смотреть здесь:
http://www.spec2000.net/06-neutron.htm
Сначала в кривой НГК надо учесть искажения, вносимые каналом ГК. Тоесть фон ГК нужно отнять от показаний канала НГК. Далее используется известный метод двух опорных пластов. Причем для разных приборов существует своя палетка такого преобразования. После пересчета в кривую водородосодержания нужно ввести поправки за условия измерения: за глинистую корку, за каверну, за минерализацию пластовой воды, давление и температуру (есть соответствующие палетки). После этого можно считать что у вас на руках истинная кривая водородного индекса, по которой можно считать общую пористстость. Вот палетка для прибора ДРСТ (скрин из Гинтела, шифр линий - это диаметр скважины):
Это и есть Рашнстайл процессинг ))))
Вы можете наблюдать одно из окон обработки Гинтел. Володя, заведи отдельно тему Гинтел. И давай советы и уроки в данной ветке, такую же, как и у твоих коллег из зарубежных компаний.
Палетки прибора и метод двух пластов - разные вещи. NPHI которое вы получаете из палеток отечественных приборов на самом деле не соответствует показаниям западных приборов. Там совершенно другие калибровки приборов, пористость измеряется в так называемых единицах "кажущейся пористости". Шкала у них там от 40 до -10, для какого-то плотного песчаника у них нижний предел показания -2.
Наши же приборы калибруются в реальной шкале от 0 до 40, при работе же предпочтительней пользоваться методом двух опорных пластов особенно когда есть данные по керну из этой скважины или данные по кернам региональных реперов. Суть метода двух пластов в том, что минимальной скорости счета сопоставляется максимальная пористость, а максимальной - минимальная. Далее простая логарифмическая интерполяция в заданном диапазоне позволяет получить значения по всей длине диаграммы. Метод не требует внесения никаких поправок поскольку является относительным и основан на калибровке диаграммы по керновым данным. Удобно применять, когда нет под рукой палеток или в шапке неверно или вообще не указан тип прибора.
Касательно приборных палеток, есть случаи из практики когда после внесения всех мыслимых и немыслимых поправок пористость по прибору в два раза превышала керновую на той же глубине. Пользовались методом двух пластов.
В любом случае ту пористость, которую вы получаете по показаниям отечественных приборов нельзя грузить в западные программы (Техлог, IP и пр.) под мнемоникой NPHI потому что в результате расчетов получите чушь. После поправки на глину грузите как Pass Through и все будет ok.
поясните если не трудно
Вот на примере IP
Выбираете Initial Porosity Model - Pass Through, и выбираете для Pass through Porosity название своей кривой пористости по отчественным приборам нейтронного каротажа. У меня как видите она называлась NPHI, хотя как я уже говорил давать такое название не совсем верно.
Далее
Если вы ручками не вычитали глину и грузите общую пористость, то в пункте меню Porosity and Water Saturation Parameters выбираете вкладку Phi Logic и выбираете Total. Далее прога вам посчитает при интерпретации открытую пористость из ваших кривых пористости и глинистости по ГК.
Если уже вычли глину и грузите открытую пористость, то во вкладке Phi Logic выбирайте Effective.
К сожалению в Техлоге не работал, поэтому не могу сказать как делается это там, но думаю есть какая-то аналогичная опция.
Ухх как лихо все разложено !!
С Вашего позволения пару коментариев )
Как то немножко пролема " Кони-Люди" имеется в наличии - когда аппаратурные поправки перемешаны с интеппретационными приемами и настройками петрофизической модели ( без обид надеюсь :-)
Как то давно давно задавал молодым полевым инженерам вопрос при "зачете " по интерпретации - а какие нейтроны дальше летают , российские или шлюмовские ? И шоком было то что процентов 80 отвечало уверенно - конечно шлюмовские - источник же мощнее )))
ну это так - лирика
ну начнем с того что "Западный" NPHI ( изначально мнемоника использалась для конкретного прибора Schlumberger CNT - двухзондовой модификации нейтронного метода по тепловым нейтронам но потом к сожалению стала зачастую использоваться для обшего обозначения кривой водродосодержания :-( ) представляет собой расчетное значение водородосодержания полученное на основании калибровочной зависимости ( палетки ) из оношения счета в каналах дальнего и ближнего детекторов. Калибровочная зависиость строится на основании замеров в калибровочных скважинах ( API caibration pit ) . При этом используются реальные породы ( извсетняк ) с различной пористостью для пострения зависимости . Carthage мрамор,. Indiana извсетняк и Austin мел при этом подход ни чем не отличатеся от метода двух опорных пластов - ну только тем пожалуй , что опорных пластов 3 с соответсвующими значениями пористости Carthage мрамор=0.019,. Indiana извсетняк0.19 и Austin мел 0.26
При этом все приборы калибруются в идентичных стандартных условиях измерения - как то диаметр скважины температура давлени минерализация флюидов . И в случае замера в Хьюстонской калибровочной скважине единицы пористости никак не кажущиеся а вполне себе реальные. Хотя конечно стоит отметить что в о всех других случаях кроме замера в АПИ термин пористость не совсем корректен и стоит все же называть кривую "водородосодержанием" . Особо стоит отметить что клибровки "западного" ННК ( как впрочем и отечественного по всем инструкциям ) проводятся в матрице "изветняк" с различным содержанием пресной воды в поровом пространстве для исключения влияни нейтронных свойст матрицы. Применеия отошения счета в каналах большого и малого зондов позволяет применять линейную калибровочную зависимостью но теоретически можно построит нелиненйный палетки для кажого из зондов и получить ( при отсутвии силного влияния скважины ) практически идентичные значения водродосодержания. Таким образом если качественно зарегистрированные данные отечественного двухзондового нейтрон нейтронного метода по теппловым нейтронам при наличии качественных калибровок ( в идеале в той же хуюстонской скважине ) по аппаратурным палетка пересчитать в единицы водородосодержания и ввести то в одних и тех же уловиях они будут идентичны NPHI зарегистрированной прибором CNT.
ну например вот здесь определение нейтронной пористости
http://www.glossary.oilfield.slb.com/en/Terms/c/compensated_neutron_log.aspx
про "шкалу" тоже не совсем понятно - если кривая зарегистрированна на матрицу известняк то выводить ее можно в какой угодно "шкале" - речь идет о численном значении результируюшей кривой - а стандарты вывода в Limestone compatible scale - это исключительно для удобства визуальной интерпретации в условиях меняющейся литологии и в комплексе с плотностным методом - но это уже совсем другая история
отрицательные значения в чистом кварце объясняются другими нейтронными свойствами матрицы. И вы будете смеяться что правильно откалиброванный на известняк хоть шлюмовский хоть отечественный хоть китайский прибор действительно действительно должен и будет уходить в область отрицательных значений в реальных разрезах. И слава богу что уходит - значит работает как надо )))
В принципе это довольно базовые веши и много где описаны что отечественной что в зарубежной литературе много десятков лет как
еще раз отмечу что давайте сравнивать сравнимое - 2ННК-т с 2ННК-т .. а не НГК ..
Потому как НГК это вобшем то"технически" другой метод и не следует приавнивать их только по наличию слова "нейтронный" - ну НГК например гораздо сильнее влияние литологиии и как кто то уже упоминал есть такой параметр как влияние фона ГК на показания.
Но в принципе если НГК запихать в ту же скважину и по 3 опорным пластам построить нелинейную калибровочную зависисмость для известняка для однозондовой модификции то будут получены вечьма близкие значения
Ну с сутью методики двух опорных пластов спорить наверное смысла нет ,но стоит отметь что это дело вкуса логарифмическую или гиперболическую функцию аппроксимации зависисмости использовать для однозондового НГК
И вобщем то бесспорно что при отсутсвии калибровок наверное это единственно возможный путь получения хоть какой то информации о водородосодержании . Однако не соглашусь чтто метод не требует ввода поправок - в некоторых случаях ( большой диапазон температур , изменения диаметра скважины минерализации итд ) необходимо их учитывать иначе уплывание или ступенчатое изменение исходного счета в канале будет перенесено как артефакт на расчетную кривую водородного индекса. что касается матрицы на которую будет расчитана криваая по методу двух пластов - если два пласта - известняки то на известняк ( и если все правильно то в кварце тоже должна уйти ниже 0 ) А вот когда берется например один пласт плотного известняка иа второй опорный пористый песчаник - то в принципе это некорректно хоть и как бы на керн как бы настроено )
Ну так сдуру то можно сами знаете что сломать )))
не уврен что в Вашем конкретном случае было - поправки не те или может она идолжна была в 2 раза превышать ( например в доломите с реальной пористостью 0 - правильная NPHI должна читать 0.03 )))))
Ну и еще ... NPHI в принципе не совсем идеальная кривая даже в западном каротаже - шлюм в настояшее время позиционирует ее как водородосодержание расчитанное по старому алгоритму ( не совсем правильному ) и пишут ее в принципе для совметимости со старыми данными - рекомендуется для реальной интперпретации использовать более корректные кривые TNPH NPOR итд
Естественно с правильно введенными поправками - а то помится было дело когда за годы на одном и том же месторождении один западный подрядчик :-) писал себе нейтронник в ус не дул а потом стали удивлятся почему нейтронная "пористость" в новых скважинах ( почти горизонтальных ) очень соилно уплывала по сравнению с вертикалками - выяснилось что в алгоритм ввода поправки за температуру ( она может быть огромной ) включали расчет этой самой темпереатуры по градиенту и значеню MD ))))))
ну с тем что НГК NPHI не стоит называть так это точно - как впрочем если есть TNPH то NPHI использоват не стоит
А вот если ( бывают такие случаи поверьте ) отечественной двухзондовой модификацией ННК-т записан и правилно откалиброван - то в принципе дольшого преступления нет использовать его как NPHI ... только убедится что матрица все ж таки известняк стои при расчете и проверит какие поправки введены. А то нет нет да найдется "умный" инженер в том же шлюме который хочет как лучше ... и годый собой зная что работает в терригенке возьмет да поменяет параметр MATR на SAND в настройках нейтронного - а потом сиди ломай голову почему не бьется ))))) В этом отношении у бейкера сделано лучше - их CN это всегда на известняк и без поправок - чтоб шаловливыми руками не трогали ))
Извиняйте за многобуккоф и очепятки
Хорошо, это все так и никто не спорит. Но в западном петрофизическом софте NPHI используется в составе той или иной интерпретационной модели для оценки пористости. К примеру Neutron-Density. При загрузке кривой все поправки и пересчет на другую матрицу выбирается исходя из типа прибора. То есть если мы захотим использовать данные с отечественного прибора его калибровки надо привести к калибровке эквивалентного западного прибора. Я и говорил о том, что кривую с отечественного прибора лучше подгружать уже в формате пористости, а не использовать ее в мнемонике NPHI.
Ну так правильно, зонд то у этих приборов одинаковый ))) На заре метода НК было 2 зонда в ходу CNL и SNP (оба шлюмовские). Со временем остался только CNL, и любые приборы для нейтронного каротажа на сегодняшний момент, хоть западные, хоть отечественные, используют один и тот же зонд. Более того, те палетки, которые пихают в свои инструкции наши приборостроители содраны со шлюмовских. Поэтому праильно было сказано, что любой правильно откалиброванный прибор, будет показывать идентичные показания в одном и том же разрезе.
А тема то изначально про другое совсем была. Про метод двух опорных пластов, который применяется:
а) В случае однозондовой модификации каротажа (НГК например)
б) В случае если есть исходные кривые в импульсах но нет данных о калибровках или они не верны. Тогда лучше чем ничего не посчитать, взять малый зонд и посчитать по двум опорным пластам.
Ну вот как то уже яснее ))
И всецело за то чтобы не называть по привычке все NPHI
Но все же - справделивости ради - Neutron Density в терригеннном разрезе это не только пористость - а та же глинистость например не так ли - ( литология )
в карбонатном N-D допустим степень доломитизации и НК помимо пористости несет еше много информацци ( даже отечественный)
по поводу поправок тоже согласен что в идеале надо бы по типу прибора естественно хотя пересчет матрицы для ННК ( что вобщем то не совсем поправка за условия измерения а более обшая трансформация ) вобшем то очень близки да и для нгк есть алгоритмы
Я то лично вообшге запретил бы какие либо издевательств на д искоднм водородосодержанием на известняк - ибо все стандартные алетки оценки литологии и тем паче мультиминеральные системные модели ( ELAN и аналоги ) подразумевают что ННК это не пористость а иманно водородособержание на матрицу известняк
И конечно можно считать что это пористоссть если разрез позволяет такие допущения и примитивная попправка за глинистость по КГ позволет как то учесть и оценит поросистость по ННК ) но во многих случаях есть резон все таки копнуть глубже и попробовать все ж таки сначала получить максимально похожую на ННК исходную кривую
не всегда позволяет это сделать время и качество - не спорю но попроювать то надо )) Вы не поверите как часто получается и работает )
ну во первых почему по малому ? если есть и мз и бз можно попробовать по обоим
и я к тому что если по 2 пластам можно и может нормировать на водородосодержание а не пористоссть что во многих случаях позволяет использовать нк более эффективно
а в остальном то позиции наши совпадают )))
2 Vzhyk
Раз уж вы упомянули Бэйкеровское водородосодержание, не доводилось ли вам сталкиваться с таким случаем, когда водородосодержание Бэйкер Хьюз в масштабе известняков (кривая NPCLM - LWD) не бьется (обычно ниже на 5%) с кривой водородосодержания Шлюмберже (TNPH - получена тоже при LWD)? И те и те вводят одинаковые поправки, выдают кривую в масштабе известняков (проверял информацию в рабочих планшетах со станций), но они по гистограммам в опорных интервалах не бьются, зато кривая водородосодержаия Бэйкер Хьюз в масштабе песчаников (NPCSM, выдают в ласах две кривых - в масштабе песчаников и известняков) идеально сидит с той же кривой водородосодержания Шлюмберже в масштабе известняков (они ее одну выдают). Проверяно на нескольких скважинах.
Ха ! Да и не с таким доводилось - спектр косяков очень широк в нашем деле )))
вопрос такой - когда Вы пишите "в масштабе известняков " - допустим для шлюмовских данных в имеете в виду именно масштаб вывода на графике " 0.45 - -0.15 " или все же значение праметра MATR ( неадо проверять какую менмонику параметра используют сейчас в LWD) = LIME ? указанной в DLIS файле и использованной при расчете кривой водородосодержания ?
к сожалению ЛАС это худший источник данних и свамй куцый для какого ибо QC. если есть ДЛИС и соответсвующий софт 0 в идеале GeoFrame то я бы заново из исходного счета и калибровок аккураненько пересчитал и переввел все поправки проверяя не только какие порпавки введены но и как ( например используется ли для поправки за скважину каверномер или фиксированный номинал - хотя в вашем случае это не актуально на LWD )
Но в принципе в ващем вопросе то и раскрыта проблема мнемоник нейтронника у шлюма что название кривой не позволяет сделать вывод о том на какую матрицу она расчитана и надо лезть в исходники
А вывести в кривую расчитанную на Песчаник в маштабе известняков на планшет то вааше не проблема только это не меняет дела
зачастую сами инженера не очень понимают почему такие " странные" цифры 0.45 - -0.15 и 1.95 2 .95 хотя это ваааще основы ))
Вобщем - посмотрите исходный DLIS только там правда ))
имеется ввиду значение MATR = Lime. На PDS в шапке именно это значение использовалось, кривая водородосодержания в PDS соответствует кривой в ласе.
тогда сложнее и нужно копать длисы с обоих сторон
в свое время при подобных несоответсвиях из исходных длисов по очерди включали все поправки выводили их отдельно чтобы понять на каком этапе случатеся косяк - в худщем случае разбирались с и калибровками но тут надо совсем исходник и как правило тесное взаимодействие с шлюмом и бейкером чтобы докопаться до истины
Кста, ADN или EcoScope ?
а по опорным то кто больше на правду похож ? ( если и с плотностым и с пефом и прочими покроссплотить )
По опорным (вернее даже в интервале перекрытия в открытом стволе), где был записан отечественный (достаточно достоверный) каротаж сходится SLB. Прибор ADN.
Сервисные компании не охотно передают исходные DLISы, обычно передаются Customer DLIS, а он уже почищенный.
Ну тогда все таки путь один - выковыривать исходники ДЛИСОВ или сидеть вместе с шлюмом и бейкером и начиная от исходного счета в канале каждую поправку по одной вводить и сравнивать. Довольно кстати распространенная проблема ... причем не только смотреть какие поправки вводятся но и с какими внешними кривыми и параметрами ( температура , Дс итд )
Навеяло вашим вопросом юю порылся туту на дисках нашел лас с обной из горизотналок давних - написаноTNPH и все по идее помню что в ТЗ писали чтоб на известняк была - к ней нашелся ДЛИС - глянул в GeoFrame - а в длисе то MATRIX ( не МАТР как для CNT) оказался SANDSTONE и кривулина была на песч . И только сейчас по прошествии лет понял что в Хьюстоне при интерпретации у нас у заказчика ее еше раз на песчаник преводили ))))))))
Давно предлагал запретить этот параметр и писать так чтобы нельзя его менять было )))))
Но в вашем случае все таки без длиса сложно будет .
Что касается Customer DLIS, в северном море например помнится customer вполне поддавался переобработке в GeoFrame с полным пересчетом нейтронного и плотностного из исходного счета - в РФ видел ( особенно сейчас особенно LWD ) что режут слишком сильно оставляя по 3 кривые как в Ласе - но это надо отдельно с подрядчиком разговаривать
Специалисты подскажите какую поправку вводить в НГК за обсаженную колонну? формулу или % соотношение?
Есть идея, небольшую методику выпустить, по итогу общих обсуждение-
конретно по расчету пористосит по НГК и ННКт.:)
Кто за?