Интересует мнение сообщества по следующему вопросу. Интересующие породы на 96 % сложены доломитом, встречается битум (до 3 %), галит (до 5%) и ангидрит (до 5%), глинистость минимальна. Трещин нет. Больших каверн тоже Тип пористости: межкристаллический. Средний диаметр пор: 10 мкм. Средняя пористость – 11 %. Средняя проницаемость – 2 мД. Для этих пород получены следующие связи (само собой на образцах керна после экстракции): Рп=Кп^(-2.23) и Рн=Кв^(-1.79). Кроме этого провели замеры сопротивления на образцах после старения. Диапазон замеров сопротивления укладываются в имеющиеся результаты на образцах керна после экстракции. Среднее Кво по данным керна равно примерно 28% при 8 атм (капиллярное давление в пласте равно 8 атм). Данное значение рассчитано из ККД, полученных на ультрацентрифуге, когда максимальная скорость вращения была равна 20 атм (то есть, «недокрутить» образцы не могли). Среднее Кво по данным керна при 20 атм равно примерно 16%. Сопротивление в интервале коллектора по данным каротажа сопротивлений (записанного Шлюмберже в 25 скважинах, Бейкер Хьюз в 11 скважинах и ТНГ в более чем 100 скважинах) варьируется от 100 Омм до 100 000 Омм со средним значением более 1000 Омм. Так как пласт находится в зоне предельного углеводородонасыщения, то Кв по уравнению Дахнова должно равняться Кво по данным керна. Не трудно видеть, что Кво по данным ГИС будет на уровне 5%, что ни в одном месте не бьется с данными керна! При этом приток нефти (по данным MDT) есть как в скважинах с сопротивлением 400 Омм, так и в скважинах с сопротивлением 20 000 Омм. Бывает и так, что как в скважинах с сопротивлением 400 Омм, так и в скважинах с сопротивлением 20 000 Омм притока нефти нет (по данным MDT). Внимание вопрос: По каким уравнениям рассчитывать Кво по данным ГИС в карбонатном коллекторе?
1.
трудно, rw?
2. По керну есть ли связь Кво от Кп, Кпр?
Сопротивление пластовой воды 0,039 Омм
8 атм капиллярное довольно большое.
Установленная связь по данным керна (при 8 атм):
Кво = 0.3266*(Кпр/Кп)^(-0,1705)
R2=0.762
Данная величина получена на основании испытаний скважин.
По соседним участкам небезызвестной нефтяной компании Кво по керну вообще принимают при 12 атм.
ФЕС по разрезу уверенно определяется? Может принять Кв=Кво по корреляции с Кп и Кпр, а на Арчи забить? Если зоны НВЗ нет - выход.
ФЕС определяется уверенно.
Проблема только в том, что Кпр определяется через Кво.
В тех скважинах, где есть ЯМК на Дахнова мы и так забили. Потому как в скважинах с ЯМК проблем нет - там обоснована переменная отсечка для связанной воды, которая посажена на данные керна.
А вот как только ЯМК нет, то сразу проблема. Иногда коллектора вообще с испытаниями никак не корреспондируются.
В общем, использование уравнение связи Кво = 0.3266*(Кпр/Кп)^(-0,1705) не решает проблему, так как Кпр по данным ГИС определяется через Кво.
Идеально иметь saturation-height model и тогда точное значение Кво не так важно. 8 атм это получается как минимум 240 метров высоты, немалая часть этого месторождения должна находится ниже. Кво для доломитов с данными свойствами в районе 30% кажется довольно большим, может все-таки старение прошло неудачно и не смогли достичь oil-wet условий которые объяснили бы высокую нефтенасыщеность.
А Кпр по ГИС с использванием Кво полученного из уравнения Арчи с керном как бьется? хотябы по форме распределения а лучше по скважинам с керном.
saturation-height model можно иметь в том случае, когда известны все праметры, которые используются при построении этой модели.
А когда не известен ни угол смачивания (или известно, что смачиваемость меняется по разрезу), ни поверхностное натяжение, ни радиус поровых каналов (по данным ГИС), то построить адекватную saturation-height model вряд ли удастся.
Процесс старения проводили в течение 40 суток с мониторингом изменения смачиваемости. Смачиваемость методом USBM до экстракции, после экстракции и после старения оказалась неизменной.
Это что!
По данным лаб исследований керна того же горизонта очень небезызвестной сервисной компании получилось, что Кво по данным керна равно 37% (при 8 атм).
Когда как.
Иногда очень хорошо.
Как привило сильно выше.
Иногда сильно ниже.
Ну угол смачивания / натяжения почти никогда не известен однако модели строят. Если связать данные капиллярок, логов и Dean Stark по керну то можно построить saturation-height model. Причем информация будет избыточная так что можно будет выбрать чему верить. Я так понял логи не бьются с керном, к сожаления оба метода не прямые и худший случай как раз карбонаты. Можно выбрать кому верить и построить saturation-height заматченную на эти данные. А что говорят данные по сопротивлению на керне по образцам со старением ? Дефолтные модели сопротивления в карбонатах насколько я знаю плохо работают.
ну надо на зависимость смотреть. проницаемость по ГИС это мифическая штука. Уж темболее в карбонатах с меняющейся смачиваемостью. Я не думаю что в условиях того каротажа который есть на месторождении, о ктором ты говоришь можно сделать сильно лучше. Ведь даже бля банальных FZI, надо комплекс пошире.
На самом деле речь идет о том, чтобы рассмотреть варианты других формул для расчета насыщения по методам ГИС.
Как, например, уравнение Монтарона. Или что-нибудь подобное.
Я бы посоветовал глянуть на шлифы и посмотреть сколько изолированной пористости.
В карбонатах вещь обычная. Вполне может объяснять разницу между Кво по сопротивлению и Кво по керну.
Проводили кучу исследований. В том числе и микротомографию и шлифы исследованили и пористость по Мельчеру определяли.
Закрытая (изолированная) пористость равна 0.
Некропостинг тайм. А вобще столкнулся с чем то похожим.
Как Кво по ЯМК бьется с Кво расчетным по ГИС и по керну? ЯМК на керне был?
У меня все таки есть подозрение что Арчи не будет работать толком в гидрофобных карбонатах без применения функциональной зависимости n от чего либо. Кто то предлагал Монтарона для таких случаев.
Кто-нибудь может коротко подсказать как это расчитано? на "пальцах", как найдено это соотвествие.
Условно говоря есть данные лаб ККД с ступенями 0.014-0.028-0.055-0.103-0.207-0.414-0.621 МПа
Какая из ступеней наиболее ближе соотвествует тому Рк которое реально в пласте в его плставых условиях? Как его найти?
Например Баженовский разрез, 25МПа пластовые давления, 82-85 град, 2500-2700 глубины.
у вас пластовое-это общее давление системы,
вы понимаете что значит Pk? Pk-это перепад давления образуемый определенной жидкостью поднятой на определенную высоту.
в пласте наиболе вероятнее у вас жидкость это - нефть, высота поднятия зависит от ЗСВ (зеркала свободной воды FWL). В этом смысле при величене капилярных сил сопоставимым с Рк (перепаду давления) у вас в притоке может находиться вода(или ещё какой-нибудь смачиваемые повехностью пор флюид).
таким образом пластовое давление с давлением жидкости поднятой над ЗСВ мало имеет общего.
Капиллярные силы могут работать и в обратную сторону от ЗСВ.
был опыт когда Кво на керне было существенно ниже Кво по ЯМК. Возможно образцы немного пересушивали..т.о. меняли их смачиваемость..
Кво расчетное по ГИС без ЯМК, какое-то нестандартное кво:)
А МВДК пробовали писать в связке с ЯМК-БК?
Оценить Кво с помощью обьемной влажности. Учитывая Кво=Кв.
Да, я понимаю, может быть не очень глубоко эту физику, но вроде понимаю.
От того и мой вопрос чисто практический возникает! Если не трудно помогите конкретными цифрами разобораться, не теорией.
Автор пишет - цитата :"капилярное давление в пласте равно 8 атм". Как он это узнал или расчитал? Из каких данных? Прямых или расчётных? я так понимаю второе, тогда что это за формулы?
Т.е. он знает капиллярное давление пласта в глубинных условиях там 8атм и поэтому, анализируя керн (капилярки) ориентируется на Кво ступени соответсвующей 8 атм.
Вот мне нада тоже самое, керн и выкладки есть, а как узнать про капилярное давление в пласте там на глубине?