Скажи какой бассейн прикарпатье или донецк, поскольку есть свои ньюансы. Работал с донецким - основная проблема это выделить трещиноватые известняки среди непроницаемых плотняков.Поскольку в нашем случае промышленный приток был связан именно с трещиноватостью.
Посмотри делали ли у вас FMI если нет, то хотя бы запланируйте его на новых скважинах, так как он сильно упростит задачу.
А так, как уже обсуждалось на форуме построй кривые пористости по акустическому каротажу и плотностному, в местах где будет пористость по плотностному больше чем по акустическому возможна трещиноватость. 

Он позволяет увидеть трещины "визуально" и отделить трещины техногенного происхождения (возникшие при бурении) от естественных трещин. Вот неплохой материал на эту тему - AAPG Memoir 92. Dipmeter and Borehole Image Log Technology - http://www.mediafire.com/view/sw2itkxsga8lw7v

В каком горизонте кстати ищете залежи в Черемшанском или туда по-глубже?

 

Вот еще немного базовой информации по интерпретации FMI - http://www.upl.me/epfEnc

Уважаемый Кочичиро)
Хотел бы выразить глубокую признательность за выложенные материалы. Один вопрос - в "FMI material" есть папочка DMI.7z. Эта папочка  требует пароля. Подскажите как быть))))

И ещё  вопрос - не могли бы Вы пояснить физику этого утверждения -
А так, как уже обсуждалось на форуме построй кривые пористости по акустическому каротажу и плотностному, в местах где будет пористость по плотностному больше чем по акустическому возможна трещиноватость.

Извиняйте, что-то как-то за пароль я забыл. Пароль: egyptian petroleum

За физику утверждения - вот первоисточники

Ссылка на более читабельный вариант - http://www.mediafire.com/?6z84mqaeysdkc3d

Понятно, что на деле в обозначенных интервалах могут быть либо пропуски, либо влияние газа, но на для этого как раз и есть FMI. А в случае безрыбья как известно оно и рак рыба.

толи лыжи не едут..то ли я...хм...
мутно как то. Вот глаголит автор -
пористость по акустике отражает пористость по матрице и не включает пористость по трещноватости.
Сие обсуловлено тем что звуковой испульс протекает по скорейшему пути к приемнику и обходит трещины.
Сравнивая пористость по акустике с общей пористостью можно определить зоны трещиноватости.Смотрите чаптерь 9.

То есть если матрица покрошена, трещины заполнены флюидом, скорость волны в матрице выше - то и волна пойдет только по матрице?
Выходит речь о трещиноватости значительно более крупной нежели гранулярная пористость? или как?

прошу извинять за банальности. Никогда на карбонатах не работал а тут приходится начинать

В одном из источников было описано, что в крупных кавернах и трещинах возникает дифракция звуковых волн и волна идет по матрице, что вызывает уменьшение рассчитаной по акустике пористости. Естественно считается что размер крупных каверн и трещин существенно превышает размер одиночных пор матрицы. То есть все как вы и описали, в главе 9 там собственно повторяется все, что было высказанно выше, только они добавляют для примера каротажку по одной из скважин.

 

Вот по-крупнее

о как значит))) речь о том что дифракция акустической волны в кавернах как бы направляет волну по твердой части. Но при этом данное явление не характерно для межгранулярных  пор. Отсюда и разница в пористости.  Ну это уже более менее физичная картина. Спасибо!
Как я понимаю основными методами по работе с трещиноватыми колелкторами являются сканеры и широкполсная акустика.
1. Сканеры они же имеджеры. С них мы можем взять - собственно наличие трещин , разломов, каверн и тп. их ориентацию в пространстве (углы падения, простирание, проводимость).  Что нибудь ещё? По Вашему мануалу я разобрал как это делается в теории. А как это интегрируется в геологическую модель? Какие то спец средства есть? Или мы опередлив например трещиноватость в каком нибудь Ю-ЮВ направлении с углами в 30 градусов  в ручную моделим в геомодели?
2.Нет ли чего почитать по широкополосной акустике?

По первому пункту могу предложить курс Petrel 2010 Fracture Modeling - http://www.upl.me/4oYVcQ

По второму пункту Interpretation Principles & Applications начиная с главы 13 - http://www.upl.me/lWjE9C

В догонку могу предложить Малькольма Райдера, его уже тут выкладывали - вот новая ссылка - http://www.upl.me/1Ef9iA
Там описано применение широкополосной начиная с 112 страницы, но крайне сжато.
 

пасиба!!!  прям как надо)))

kochichiro, спасибо огромное за ссылки!

kochichiro пишет:

Вот по-крупнее

Это надо же такую позорную картинку, с кривым как турецкая сабля плотностным, прямо в книгу в качестве примера залепить. Да ещё потом тупо объяснять расхождение плотностного и акустики мнимой трещиноватостью. Там очевидно, что плотностной просто в кавернах пишет раствор из-за плохого прижатия. Корреляция крайне (неправдоподобных особенно для глин) низких значений плотностного с каверномером просто замечательная. Автор похоже в каротаже полный 0.
Представляю это же скольким геологам пудрили мозг такими "трещинами". Когда видите такие картинки надо помнить, что реальная трещинная пористость обычно не превышает 1% ( в исключительных случаях 2%). И вы  хотите эту разницу на сравнении пористости плотностного и акустики ловить?

 

nizhlogger пишет:

kochichiro пишет:

Вот по-крупнее

Это надо же такую позорную картинку, с кривым как турецкая сабля плотностным, прямо в книгу в качестве примера залепить. Да ещё потом тупо объяснять расхождение плотностного и акустики мнимой трещиноватостью. Там очевидно, что плотностной просто в кавернах пишет раствор из-за плохого прижатия. Корреляция крайне (неправдоподобных особенно для глин) низких значений плотностного с каверномером просто замечательная. Автор похоже в каротаже полный 0.
Представляю это же скольким геологам пудрили мозг такими "трещинами". Когда видите такие картинки надо помнить, что реальная трещинная пористость обычно не превышает 1% ( в исключительных случаях 2%). И вы  хотите эту разницу на сравнении пористости плотностного и акустики ловить?

 

Согласен с вами, коллега, также многие забывают что в карбонатном разрезе сопоставление Акустика плотностной может быть осложнено изменением минералогического состава пород от кальцита к доломиту. На одном из карбонатных месторождений Оренбуржья пористотсь была посчитана исключительно но НГК и все линзы доломита были охарактеризованы пористостью в ДВА раза превышающей значения керновой пористости в данных пропластках. И это прошло через ГКЗ. 
 

Если пористость 10-15 % при вторичной 1-2 %, понятно, что расхождения между кривыми практически не будет, а если 5-7 % при вторичной 1-2%, что тоже работать не будет? 

kochichiro пишет:

Если пористость 10-15 % при вторичной 1-2 %, понятно, что расхождения между кривыми практически не будет, а если 5-7 % при вторичной 1-2%, что тоже работать не будет? 

Может и будет но я прото что с учетом изменения состава пород изменения настолко малы что с уверенностью сказать сложно чем обусловлено расхождение. Единственные метод который может подтвердить наличие трещин (и то не всех) это микроимеджеры. 

Абсолютная погрешность измерения пористости плотностного и акустики в лучшем случае 1%. Если мы их сравниваем то надо брать 2%. Плюс неопределённость с минералогией (доломитизацией)  и со степенью уплотнённости пород для акустики. 
Если всё таки реальная разница акустики и плотностного в карбонатах существует то она может быть вызвана кавернозностью с размерами каверн в несколько сантиметров и более. Но геологам в этом случае радоваться преждевременно так как у каверн при отсутстствии трещиноватости сообщаемость как правило плохая и, не смотря на большие значения пористости, проницаемость в целом низкая. Но это только керн может показать. 
 

nizhlogger пишет:

Абсолютная погрешность измерения пористости плотностного и акустики в лучшем случае 1%. Если мы их сравниваем то надо брать 2%. Плюс неопределённость с минералогией (доломитизацией)  и со степенью уплотнённости пород для акустики. 
Если всё таки реальная разница акустики и плотностного в карбонатах существует то она может быть вызвана кавернозностью с размерами каверн в несколько сантиметров и более. Но геологам в этом случае радоваться преждевременно так как у каверн при отсутстствии трещиноватости сообщаемость как правило плохая и, не смотря на большие значения пористости, проницаемость в целом низкая. Но это только керн может показать. 
 

Согласен, керн или микроимиджеры

По поводу обнаружения газа в карбонатах.
Если общая пористость (в которую входит трещинная, каверновая, межзерновая, межкристаллическая и т.д.) менее 8%, то увидеть газ по методам ГИС можно только в исключительных случаях и то для этого нужно точно знать минеральный состав и структуру порового пространства. 
Если общая пористость более 8%, то, вообще говоря, для каждого месторождения можно разработать свою уникальную технологию идентификации газа по данным ГИС (и это буде правильно!).
Комплексирование же плотностного и нейтронного позволяет увидеть газ только в исключительных случаях. Это хороший пример для книжек и не более того. У меня это уверенно получалось сделать только в чистых песчаниках Ванкорского месторождения с пористостью под 30%. 
Ни по одному другому карбонатному месторождению (а мне довелось работать примерно на 15 месторождениях, коллектор которых представлен карбонатами) комплексирование этих двух методов однозначно газ не идентифицирует.
Опять же, исключительно из моей практики, самым достоверным способом идентификации газовых интервалов является следующий:
на один трек нужно поместить кривую продольной (пределы изменения кривой на треке: от 120 до 320 мкс/м) и поперечной волны (ориентировочные пределы изменения кривой на треке: от 250 до 550 мкс/м).
Выставить масштабы таким образом, чтобы кривые продольной и поперечной волны совпадали в интервале плотных пород с пористостью менее 2 %.
Превышение кривой поперечной волны над продольной является признаком наличия газа. 
Этот критерий меня еще ни разу не подводил ни в карбонатах ни в терригенке более чем на 30 скважинах.
Возможно у Вас будет несколько иначе. Но попробовать, думаю, стоит.

Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

tikiero пишет:

По поводу обнаружения газа в карбонатах.
Если общая пористость (в которую входит трещинная, каверновая, межзерновая, межкристаллическая и т.д.) менее 8%, то увидеть газ по методам ГИС можно только в исключительных случаях и то для этого нужно точно знать минеральный состав и структуру порового пространства. 
Если общая пористость более 8%, то, вообще говоря, для каждого месторождения можно разработать свою уникальную технологию идентификации газа по данным ГИС (и это буде правильно!).
Комплексирование же плотностного и нейтронного позволяет увидеть газ только в исключительных случаях. Это хороший пример для книжек и не более того. У меня это уверенно получалось сделать только в чистых песчаниках Ванкорского месторождения с пористостью под 30%. 
Ни по одному другому карбонатному месторождению (а мне довелось работать примерно на 15 месторождениях, коллектор которых представлен карбонатами) комплексирование этих двух методов однозначно газ не идентифицирует.
Опять же, исключительно из моей практики, самым достоверным способом идентификации газовых интервалов является следующий:
на один трек нужно поместить кривую продольной (пределы изменения кривой на треке: от 120 до 320 мкс/м) и поперечной волны (ориентировочные пределы изменения кривой на треке: от 250 до 550 мкс/м).
Выставить масштабы таким образом, чтобы кривые продольной и поперечной волны совпадали в интервале плотных пород с пористостью менее 2 %.
Превышение кривой поперечной волны над продольной является признаком наличия газа. 
Этот критерий меня еще ни разу не подводил ни в карбонатах ни в терригенке более чем на 30 скважинах.
Возможно у Вас будет несколько иначе. Но попробовать, думаю, стоит.

методика наложения плотностногои нейтронного для идентификации газа должна уверенно рабоать только в осадочных порродах и в чистых коллекторах. В карбонатах при достаточной пористости кросовер тоже будет. Нагдядный пример это пресловутые Lan Tay и Lan Do. 
Наложение кривых продольной и поперечной волн ни что иное по сути как Банана плот в трековом представлении. Физика проста при переходе в газ мы имееем изменение соотношения vp/vs за счет упругих характеристик газа. У меня теперь нет продолной волны но наложение плотностного на нейтронный стабильно работает на Сахалине. А для пущей уверенности мы используем давления.Что по моему самый надежный метод идентификации флюида.

tikiero пишет:

Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

Поперечные волны в теории не видят и флюид тоже. но при этом продольные его вядят. и обе волны реагируют на изменение обьемной плотности породы. 

vktr пишет:

tikiero пишет:

Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

Поперечные волны в теории не видят и флюид тоже. но при этом продольные его вядят. и обе волны реагируют на изменение обьемной плотности породы. 

Так или иначе, метода работает.
Вчера закончили делать каротаж в вертикальной скважине. 
В интервале коллектора по всем методам должна была быть нефть (в том числе и по комплексированию ЯМК с плотностным). Однако по данным SonicScanner в верхней части должны были полчить газ. 
Сегодня сделали MDT. И в верхней части пласта действительно оказался газ.

tikiero пишет:

vktr пишет:

tikiero пишет:

Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

Поперечные волны в теории не видят и флюид тоже. но при этом продольные его вядят. и обе волны реагируют на изменение обьемной плотности породы. 

Так или иначе, метода работает.
Вчера закончили делать каротаж в вертикальной скважине. 
В интервале коллектора по всем методам должна была быть нефть (в том числе и по комплексированию ЯМК с плотностным). Однако по данным SonicScanner в верхней части должны были полчить газ. 
Сегодня сделали MDT. И в верхней части пласта действительно оказался газ.

Анатолий, а можешь скинуть планшетик, чисто для удовлетворения любопытства?

Что-то попытался добавить планшет и не нашел кнопок, которые позволяют загружать картинки.
Раньше вроде эти кнопки были.
Может подскажешь, как это сделать?

tikiero пишет:

Что-то попытался добавить планшет и не нашел кнопок, которые позволяют загружать картинки. Раньше вроде эти кнопки были. Может подскажешь, как это сделать?

У меня тоже не получается. Щакину адрес в личку.

Чтобы не париться с масштабами построй такой кроссплот. Если есть качественные ДТ продольной и поперечной.
В интервалах с водой определи линию воды и смотри куда точки с нефтью и газом попадают.
С помощю такого кроссплота вообще-то пытаются определить нефтенасыщенные интервалы но далеко не всегда успешно.
Но газ это не нефть и с газом не в пример проще получается.