Окт 13
Коллеги, поделитесь опытом, кто как считает пористость в горизонтах газовых скважин? Из комплекса - LWD: ГГК-П, ННК-Т, ГГКс, ГК, 5 зондов ИК по фазе и 5 по затуханию, каверномер. Раствор - Megadrill (РУО) с сопротивлением 500 Омм. можно, конечно, построить модель а-ля Элан, но больше интересует квик-лук, без заморочек на модель.
Опубликовано
25 Окт 2013
Активность
16
ответов
8172
просмотра
5
участников
0
Рейтинг
У нас горизонтальных скважин с таким комплексом (плюс плотностной имидж и имидж ГК) по 4 штуки в месяц бурят.
Ситуация у нас осложняется тем, что в интервале газа присутствует еще и галит.
По этой причине были разработаны соответсвующие палетки для данных геолого-технических условий.
Пытались заморочиться на учет геометрических эффектов при интерпретации данных ГИС в ГС. Но проделав некоторую работу пришли к выводу, что особенности интепретации данных ГИС в ГС не отличаются от таковых в вертикальных скважинах.
В общем берете свою адаптированную палетку для вертикальных скважин и шуруете по ним данные ГИС в горизонтальной скважине.
Учет геометрических эффектов в любом случае значимого эффекта не даст (по крайней мере у нас так).
ну а в это время весь остальной мир приходит к обратным выводам )))
так что ваши окрытия в своем роде уникальны ))
Может заморочились не совсем так )) ?
Здесь речь скорее всего только о пористости, которая в свою очередь по LWD плотностному с маленьким радиусом исследования. Если залежь массивная то разницы между вертикалью и горизонталью действительно не увидишь.
А насыщение это да, совсем другая история.
По-видимому многое зависит от объекта исследования.
Для случая Верхнечонского месторождения в подавляющем большинстве горизонтальных скважин учет углов залегания структуры, реализуемый в модулях 3DP и WBI программы Techlog, не привел к значимому изменению ФЕС и Нэф по сравнению с поточечной интепретацией. Есть, конечно, единичные скважины-исключения. Но это лишь исключения. Данный факт объясняется условиями формирования залежи. Пласт-коллектор представлен линзами песчасника. Угол наклона постоянно меняется от -4 до 4 градусов (в среднем). Какой-то систематики не наблюдается.
Кстати, вполне возможно, что на истинное сопровтивление геометрические эффекты оказывают большее влияние. Но, к сожалению, на данный момент достоверность определение истинного сопротивления в ГС в Техлоге вызывает большие сомнения.
Спасибо, что затронули тему 3DP, тоже полезно, но вопрос был именно в сложностях учета газа на пористость при бурении горизонталок с таким комплексом и с таким раствором.
Я так понимаю, что галита в вашем коллекторе нет.
Если в интервале коллектора также нет других минералов, оказывающих аномальное влияние на методы ГИС, то ситуация упрощается.
Для корректной оценки пористоти в описанных условиях можно использовать палетку ГГКП-ННКт. Газонасыщенные коллекторы будут отваиливаться в одну сторону, глинистые неколлекторы в противоположную.
Проблема может быть с глинистым газонасыщенным коллектором.
Но эта проблема также решается следующим образом. Сначала рассчитывается кривая глинистости. Затем вносится поправка за глинистость в методы ГГКП и ННКт. После ввода поправки за глинистость указанные методы подаются на вход в палетку ГГКП-ННКт и рассчитывается пористость с учетом газонасыщенности.
В описанном алгоритме существует множество нюансов, но в кратце обработку ГИС в ГС в интервале газа мы делаем примерно так, как описано выше.
Забыл сказать.
На скважинах с керном необходимо выполнить корректировку ветвей палетки с тем, чтобы пористость по ГИС равнялась пористости по керну.
На мой взгляд с галитом как раз всё намного проще. Я особо с галитом не связывался, но так, чисто теоретически. Если писать Сигму от импульсника в LWD или после бурения то Сигма галита 750 c.u. то есть имеет гигантский контраст со всем остальным. Вычислить обьём галита по Сигме не проблема. Тем более что можно использовать такую промывочную жидкость которая не будет менять объём этого самого галита в призабойной зоне.
А вот установить сколько газа осталось в призабойной зоне в зоне исследования плотностного и сколько вытеснено промывочной жидкостью вот это реальная проблема. Это независимо от проблемы влияния глин.
Галита нет. Сигмы нет (Periscope, adnVision). Полимиктовые песчаники с глинистым цементом. Глинистость по тому же ННКт-ГГК-П в газонасыщенных коллеткорах будет заниженой. Остается ГК, но в составе калий-полевые шпаты - это раз, не всегда есть выдерженные интервалы опорных глин (идем по горизонту - по хорошему коллектору) - это два. По скважинам с керном не совсем корректно настраиваться, потому что зоны проникновения раствора разные - при отборе керна - большие (влияние газа меньше), при LWD практически отсутствуют (влияние газа больше) - это видно даже визуально по кроссоверу на нейтронном-плотностном.
Я предлагал Сигму для оценки галита использовать.
Но и в случае наличия газа это тоже крайне полезная штука. Сейчас Шлюмы пишут нейтронный на своём Экоскопе с помощью импульсного генератора нейтронов а не как раньше с помощью химического источника. И попутно пишут Сигму в открытом стволе во время бурения. Очень полезная штука в случае газа или галита.
Допустим надо посчитать пористость в газовом пласте по плотностому. Проблема в том что при этом существует 2 неизвестных - собственно пористость и плотность флюида в зоне исследования. Если пытаться посчитать по нейтрон - денсити то это можно решить, но только в чистых пластах (что хорошо показано графически на кроссплоте). При наличии глины появляется третье неизвестное - объём глин в зоне исследования. То есть опять задача нерешаема двумя уравнениями.
Если минерализация пластовой воды невысокая 5 - 30 г/л то записаная Сигма будет в основном зависеть от объёма глин. И добавление Сигмы в систему уравнений ( в софте типа Мультиминерал, Элан и т.д.) позволяет решить эти 3 неизвестных. Либо просто посчитать объём глин независимо по одной Сигме ( можно и ГК привлечь как второстепенный индикатор), потом вычесть влияние глин из показаний нейтронника и плотностного и далее решать как обычно с помощью нейтрон-денсити кроссплота.
Сказки про Сигму нам многкратно впихивали и продолжают впихивать многочисленные подрядчики.
На словах все, конечно, получается очень красиво.
Решили и мы прописать ради спортивного интереса эту сигму. В качестве подрядчика были выбраны Бейкер Хьюз. Прописали в 2 скважинах. В одной был отобран керн.
Приезжали к нам на защиту результатов специально обученные минерологи из Абу-Даби, Перта, Лондона и Хьюстона.
Если вкратце, то в случае полевошпатового газо и нефтенасыщенного песчаника при средней общей пористости около 12 % галит уверенно не идентифицируется.
Так что не надо "ля-ля"!
Зачем говорить про разные зоны проникновения раствора, если Вы по определению ни при каких условиях не сможете узнать зону проникновения раствора в горизонтальной скважине?
Зачем усложнять себе жизнь, если указанная Вами проблема (разные зоны проникновения раствора в вертикальной и горизонтальной скважине) не может быть формализована и, соответственно, не может быть решена в принципе (по крайней мере, в наше время)?
Настраиваться в любом случае необходимо на вертикальных скважинах с керном. Потом переносить полученные результаты на горизонтальные скважины. Возможно, в процессе выполнения данной работы появится какое-то дополнительное понимание того, как необходимо адаптировать методику интерпретации данных ГИС применительно к горизонтальным скважинам.
В качестве последнего аргумента могу привести тот факт, что с описанным выше подходом для горизонтальных скважин мы успешно прошли ГКЗ. Со слов экспертов ГКЗ (а они могут ошибаться, как и все люди) в России все равно лучше еще ничего не придумали (за исключением, пожалуй, шельфового месторождения на Сахалине, разрабатываемого компанией Exxon).
По поводу
С ГК у нас практически та же проблема.
Только плюс к этому еще имеются высокопроницаемые гравилиты (до 10 Д) с радиоактивностью под 100 мкР/час и глинистостью, равной 0.
Бесконечно совершенствовать петрофизическую модель, конечно, можно. Но при этом не стоит забывать о потребностях производства и бурения.
Поэтому в данной ситуации главное вовремя остановиться, иначе буровики Вас просто не поймут. Для начала стоит определиться с критериями количественной интерпетации на данном этапе развития петрофизической модели. А потом определиться с путями дальнейшего совершенствования петрофизичекой модели.
А что было в их подходе ошибочно? Вы же дело с сервисной компанией имели. Если хотите получить реальный результат то своей головой нужно думать и понимать процесс который они предлагают. Сервисники ориентированы на то чтобы сервис продать а не проблемы ваши решить. И потом насколько я в курсе цвет петофизики на западе собран в компаниях операторах а не в сервисных компаниях. Сервисники больше по части процессинга данных. Представляю этих "специально обученных"минерологов. Спроси их откуда полевой шпат берётся и затруднятся ответить.
У нас все похоже. Мы используем плотностной для расчета поритости. плотность флюида считается с использование времени после проходки интервала. и реальной плотности газа. Поправка за проникновение РУО (или плотность флюида в ЗП) была рассчитана по скважине с ЯМК.
Элан может дать тебе результат довольно быстро и грязно. Если не хочешь морочится с поправкой за глинистость. А получать её через нейтронный плотностной и потом корректировать нейтронный и плотностной за глину чтоб получить пористоть в газе не всегда работает. Есть такая методика, итерационная. Но она не разу не квик лук.