Разведочная скважина. Стандартный ГИС выполнен компанией Бекер Хьюз. По количественной интерпретации получается нефтненасыщенный пласт. В результате испытаний жирный газ и мизерное количество нефти. Керна нет, по шламу изготовили шлифы, показали наличие битума в цементе и визуально низкую пористость. По каротажу сопротивления высокие, небольшая корка, плотностной уменьшается (каверн нет), и нейтронка тоже уменьшается (в масштабе от 0,45 до - 0,15), акустика увеличилась. Количественно получается пористо ть и нефть, но визуально поведение кривых плотностного и нейтронного имеет признаки газа. Но опять же если садить значения нейтрон-денсити на палетки, то в зону газа не попадает.
Размещаю картинку. Интервал сложен в верхней части печаником, в нижней конгломератом. По крос плоту вроде не выглядит как газ, может наличие битума смазало ?
а где картинка?
Забывала добавить картинки
Еще прикрепляю картинку x-plot по нейтрон-плотности для данного интервала. В целом надо обосновать по каротажке что это газ. Поскольку имеется другой интервал с похожим поведением кривых. Но там брали чуток керна. Керн светился в УВ, но все же особых надежд на получение нефти у лаборатории по анализу керна не возникает, то ли конденсат, то ли нефть с высоким газовым фактором. И тоже битум, причем говорят нераствормый вообще :).
Визуально у вас газ и на планшете не проявляется (нет перехлеста плотностной-нейтронка). Да и отсутствие этого признака не всегда связано с отсутствием газа. Если пласт газонасыщен, но прискважинная зона полностью промыта и нет остаточного газа, то признаков на каротаже не будет. Если остаточный газ есть - он проявится на ГГК-П, нейтронном, АК и ЯМК. А какие колличественные критерии были по разделению продукта на нефть и газ? Если сопротивление, то оно у вас завышено из-за битума и не может служить критерием.
Перехлеста нет, но кривые явно стремятся это сделать, плотностной показывает уменьшение плотности и как бы наличие пористости, наличие пористости показывает и акустика, а вот нейтронка ведет себя обратно - она уменьшается, что характерно либо для слабопористого горизонта либо влияние газа. Подскажите, как нейтронка реагирует на битум, причем как я писала выше битум именно является частью цемента песчаников.
Если зона полностью промыта и не осталось газа, то почему же плотностной так реагирует (глубины большие, породы кварцевые плотные песчаники).
На счет сопротивления... Высокие сопротивления можно объяснить как наличием битума так и наличием УВ (в т.ч. газа). Есть старые советские скважины, так комплекс ГИС неполноценный, но ессть НГК , ГК, АК и БК. скважина находится за пределами контура ВНК, там поведение кривых АК и НГК (вернее пересчитанной в NPHI) похожее на нынешнюю скважину, а вот сопротивления резко уменьшаются, характеризуя водонасыщенность. Думаю битум там тоже есть, так как он повсеместно встречается в этом районе. То есть битум есть, а сопротивления ниже, значит все таки сопротивления высокие объясняются не битумом ( ну или не только им), а флюидом (или газом) наполняющим поры.
Ну и известен результат испытаний моей скважины после ГРП - жирный газ. НО там тоже много вопросов, сначала был флюид, а потом остался только жирный газ.
Через геологию может обосновать. Теория... залеж, пришла нефть, и ушла оставив в залежи только то что не могло двигаться (битум). Потом пришел газ, но появились барьеры, и газ остался, немного разбавив битум, и его же и "ожирнил"... подходит? Геологически думаю возможно...
Это и есть наша основная теория на данный момент. Еще бы по каротажу это как-то показать, обосновать :). А то ведь все интерпретаторы показывают нефть.
Rufich, а есть что-нибудь почитать на тему этой теории? На каком-нибудь примере?
По другим скважинам в этом районе нефть и газ уверенно разделяются. если да, то по каким признакам?
Литературу нужно искать. Типа атлас-книжек геология месторождений нефти и газа. Искать аналоги... но это многотомник...
Региональную геологию посмотреть... откуда накопление могло идти.
Ставить ГТИ и ГК следить за газами. Хотя тоже не отлечить от нефти.
А вот с выделением газа по ГИС (темболее жирного). Набирать статистику... по одной скважине все теории 50/50. Либо да, либо нет. Может МДТ иследования...
В этом районе месторождения нефтяные. Нам повезло больше всех, видимо. По результатам испытаний старых скважин на нашей территории инфы мало, А интересующий меня интервал вообще нигде не был самостоятельно испытан. Отличительная особенность района - наличие битума в коллекторах нефтяных месторождений как в терригенные породах так и в известняках.
ГТИ во время бурения в этом интервале регистрировали неплохие признаки, сначала был газ, потом остаточные кольца характерные для легких фракций (думали что конденсат) внизу интервала были остаточные кольца темно коричневого цвета,
Пытались сделать не МДТ а RCI бекеровский, причем с двойным пакером и не смогли отобрать кондиционные пробы, по одной пробе бекерры по спектру сказали что газ, а в итоге было чуток газа и раствор. больше не смогли взять по техническим причинам. Статистики тоже нет, данный интервал во всем регионе никто не разрабатывает - у них там вода. Судя по древней истории в старых скважинах отдельно не испытывался. То есть инфы минимум. А инвесторы на получение информации собственными силами деньги тратить не хотят.
Вся проблема сейчас в том что требуют от нас сделать анализ - судя по имеющимся данным этого интервала стоит ли связывать с вышележащим по разрезу интервалу, имеющему похожие ГИС характеристики и похожие признаки при бурении.
Инвестарам нужен газ или нефть?
В любом случае на "черную бумагу" честно расказать, что не один из методов ГИС газа не увидел.
ГТИиГК предпосылки есть - но методик много, и то что Ваша показала газ, то другая не покажет газ.
А на "белую" бумагу расказать красивые сказки, и продать кому нибудь...
Эх, инвесторам нужна нефть. По ГИСу выходит нефть, а по факту газ. Ну а для себя хотелось бы просто знать почему оно так, что не дает увидеть этот газ.
Ну тот же газ не видно в рябчике Самотлора.
Еще нет особых механизнмов разделения газнефть в валанжине Уренгоя.
Статейки наверняка какие нибудь есть. В каком нибудь каротажнике... Или геофизика...
Была у нас одна скважина с битумом так во время каротажа его никто и не определил. Хотя было два тревожных момента: CMR (NMR) каротаж показывал какую то ерунду (списали на проблемы с прибором, скважиной и т.д.) и давление MDT не могли отобрать в этом интервале (ну бывает, простой стоит дорого так что никто заморачиваться не стал). Выяснилось все когда керн распилили в лаборатории - в интервале оказался асфальт. Причем были места где он чередовался с нефтью как слоенный пирог.
прискорбная ситуация... а месторождение то подскажите какое?
Нейтронник записан в "песчаных" или "известняковых" единицах? Кроссплот выглядит странновато
По каротажу видно, что происходит снижение нейтронной поритстости в верхней части разреза + еще и сопротивление ниже. Так что на первый взгляд признаки газа есть.
Битум, именно битумная залежь, на каротаже от нефти отличается по отсутствию зоны проникновения из-за низкой/близкой к нулевой мобильности. Кстати и по СП не видно аномалии
Какой в целом получен приток?
В Мексиканском заливе. Ну на самом деле не все так плохо. Плашки из керна кое-как отмыли для опытов, а в другой скважине все оказалось нормально. Главное это как в пресс релизах пишут: "насыщенные углеводородами пласты". Кто скажет что это не так :-)
СГК бы в компоновку включить
При проведении керновых исследований на одном из месторождений с карбонатным коллектором было выявлено влияние битуминозности на показания АК, т.е. наличие пор, заполненных битумом приводит к занижению показаний АК. При нормализации диаграмм АК, НГК и БК по пористости часто наблюдается завышение Кп по АК над Кп по НГК. Расхождение величин пористости обусловлено суммарным влиянием ОВ и характером его распространения в пустотах различного типа, а не каверновой пористостью как считалось ранее.
Однако, необходимо отметить, что четкой физической основы для выделения битуминозных интервалов по совместным показаниям НК, АК и БК практически нет: по НК битуминозные участки разреза на фоне нефтенасыщенных (или водонасыщенных) при одной и той же литологии выделяться не будут, т.к. водородный индекс битума равен водородному индексу нефти и близок к водородному индексу воды; по АК – то же самое – интервальное время прохождения продольной волны в нефти и битуме одинаково; по БК – битумосодержащие интервалы могут иметь более высокие значения УЭСп по сравнению с нефтенасыщенными при одной и той же пористости за счет повышения фобизации поровой поверхности при наличии битума.
Увеличение битуминизации разреза может быть видно по повышенным показаниям естественной радиоактивности (ГК) при одинаковых прочих условиях – отсутствии глинистости и не меняющейся литологии. Увеличение ГК связано с повышенным содержанием урана при низких показаниях тория и калия.
Не стоит также забывать про косвенный показатель битуминизации – превышение пористости ЯМК над АК.
Вообще, над проблемой количественного расчета битума я бьюсь прямо в данный момент. Сейчас вот жду дополнительных специальных исследований керна – авось там все окончательно прояснится.
Но, по крайней мере, сейчас я считаю, что уверенно выделяю битум и газ по комплексированию показаний ЯМК и ИНГК. Кстати по показаниям бейкеровского ЯМК газ прямо-таки светится и его ни с чем не спутаешь! К сожалению, по данным CMR+ (фирмы Шлюмберже) газ виден не так уверенно.
Нейтронник записан в известняковых единицах.
Вы пишете что происходит снижение нейтронной пористости в верхней части и сопротивления ниже, по мне так там наоборот нейтронка показывает большую пористость чем в нижнем интервале, где сопротивления выше. То что сопротивления выше может быть связано с тем что там битум, плюс еще и конгломераты. ПРичем битум у нас представлен именно в породе, в цементе. он не светится, не растворяется. но в шламе была еще и живая нефть. которая светилась и радовала глаз. Но видимо ее совсем немного оказалось. Либо это нефть с высоким газовым фактором.
ПС вообще плохо работает, связываю это с высокой соленостью раствора, близкому к значениям пластовой воды, плюс раствор еще и полимерный.
По кривым сопротивления все таки есть расхождения, которые говорят о наличие проникновения (и хоть какой-то проницаемости), однако RCI (MDT) так и не смогли отобрать, хотя пытались не один раз, ссылались на отсутсвие проницаемости и очень плотную породу. Кстати глубины более 3000м.
Весь интервал где ГК уменьшилась был проперфорирован. (Я не разместила глубины по своим соображениям, риски на планшете соответствуют 5 м. Интервал перфорации примерно 20м).Сначала получили 2 куба тяжелой нефти и потом пошел газ, дебит не скажу. После ГРП сначала пошел флюид с газом, но скважила долго не могла очиститься и шел флюид с химикатами для ГРП. Через недельку шел газ 1000 м3 в час и флюида 0,2 m3 в час (из них 40% воды). Судя по измерениям давлений в НКТ был только газ и лишь около интервала перфорации какой-то более плотный чем газ флюид. ПРобы не брали, все на измерениях далений и градиентов основано. Уменьшать давление в скважине уже некуда. Временно испытания приостановили. Начальство склоняется к тому что скважина не нефтяная. А у меня задача теперь объяснить почему по каротажкам мы не видим газ, и что могло смазать значения, может ли причиной быть битум.
У нас частенько бывало так, что в битуминозных доломитах RCI не мог создать необходиму депрессию для отбора проб. Хотя скважинки в последствие работали нефтью под 40 т/сут.
СГК писали?
Если вопрос ко мне и если СГК это Спектральный Гамма каротаж, то писали. K - в среднем 2,65%. Th -6.84 ppm, U - 0.32 ppm для этого интервала. Честно с СГК никогда не работала и не использовала ранее кроме как для определенмия типа глин и то... в основном опирались на данные sCAL.
По идее битумосодержащие породы должны обладать повышенной радиоактивностью, обусловленной урановой составляющей.
наверно все-таки "могут обладать". Бывают и совершенно нерадиоактивные битуминозные породы. В карбонатах вообще лучше осторожно с этим - радиоактивность по урану бывает часто связана например с доломитизацией.
с нейтронником, пардон, напутал, на шкалу внимательно не посмотрел.
да как газ не выглядит.
есть ли на структуре потенциально более высокая точка, где содержалась бы шапка газовая? Для прорыва газа при близости контакта много не надо.
надо разделять битумосодержащие породы, которые содержат рассеянное органическое вешество, и породы, содержащие сверхвысоковязкую нефть, ака битум,
первые как правило обладают повышенной радиоактивностью, вторые нет.
Хм, вполне возможно. Скважина находится не в топе структуры (если верить некоторым картам). Но резервуарщики склоняются вообще к тому что проницаемость никакая и даже если это прорывается газ из шапки, то вообще с этой скважиной ничего хорошего не выйдет. Даже после ГРП она давала газа чуть более 1000 м3/час на 9,4 мм штуцере. Если верить тем кто делал ГРП,то они называли значение 0,25 мД после минифрака, но наши думают что такого у нас нет.
ПОдскажите, как можно выйти на признаки газа через Vp, Vs и коэфф Пуассона. У меня коэф Пуасоона в интервале указанном на картинке получился в среднем 0,2.
есть такая древняя статейка Shear sonic Interpretation in Gas Bearing Sands. A.Brie, K.K.F. Pampuri etc.
SPE 1995
есть такая древняя статейка Shear sonic Interpretation in Gas Bearing Sands. A.Brie, K.K.F. Pampuri etc.
SPE 1995
Все чего-то на нейтронный с плотностным накинулись. Но здесь от них толку немного.
Я бы на вашем месте лучше повнимательнее посмотрел на сопротивление. Если у вас в пласте битум, да ещё в цементе, то он по идее во первых уменьшает площадь смачивания водой зёрен песчаника (подразумевая что коллектор изначально гидрофильный) и во вторых может затыкать переходы между порами как для электрического тока так и для проницаемости.
В такой ситуации Рп и Рн могут оказаться совсем не такими как для обычных песчаников. Надо в первую очередь смотреть как ложится сопротивление на Пикет-плоте. И поднимать все исследования керна в песчанике с битумом на тему Рп и Рн.
Очень вероятно что там где вы глядя на высокие сопротивления думаете что там насыщение максимальное, на самом деле насыщение углеводородами может оказаться крайне низкое. В такой ситуации подсчитать его непросто. Судя по испытаниям в пласте много воды (если она идёт с газом сразу на начальном этапе) ну и проницаемость судя по дебитам явно низкая, что как раз и объясняется наличием битума.