Методичка по ВИКИЗу

Последнее сообщение
Selena 39 1
Фев 18

Здравствуйте! Может ли кто нибудь поделится методичкой по ВИКИЗу.
Так же очень интересует был ли у кого нибудь опыт работы ВИКИЗом в карбонатах при высоких температурах ( 150°С). Какие у метода ограничения и можно ли верить хоть каким то параметрам в такой записи? Потому как на вид откровенная ерунда. Возможно нужны какие то поправки. Хотя бы чтобы узнать истиное сопротивление пласта. Не будут ли врать большие зонды при таком раскладе. Раствор углеводородный. Продукт-газ.

Burrito 30 2
Фев 18 #1

Добрый вечер) А сопротивления в ваших карбонатах какие? У ВИКИЗ ограничение по УЭС порядка 200 Омм. Сдается мне, что в вашем случае УЭС на порядок выше.. Поэтому не удивительно, что на кривых вы видите "ерунду" =) В карбонатах наиболее эффективнее использовать многозондовый боковой каротаж. Книжку с инфой по ВИКИЗ я скачивал на сайте allbest.ru

Рушан 517 12
Фев 18 #2

Селена, в этой теме смотрела ли? Начиная с tikiero 

Selena 39 1
Фев 18 #3

Рушан wrote:

Селена, в этой теме смотрела ли? Начиная с tikiero 


Спасибо Рушан. Я как раз искала эту тему на форуме. Почему то думала что в названии темы должно было быть написано Викиз. Потому и проглядела.

Selena 39 1
Фев 18 #4

Burrito wrote:

Добрый вечер) А сопротивления в ваших карбонатах какие? У ВИКИЗ ограничение по УЭС порядка 200 Омм. Сдается мне, что в вашем случае УЭС на порядок выше.. Поэтому не удивительно, что на кривых вы видите "ерунду" =) В карбонатах наиболее эффективнее использовать многозондовый боковой каротаж. Книжку с инфой по ВИКИЗ я скачивал на сайте allbest.ru


Бурито, да. Сопротивления в плотных пластах очень высокие. Но в интервале коллекторов не превышают 100 Омм. И по всем параметрам должен получится продукт, а по ВИКИЗу в них повышающее проникновение.
Как писать боковой в углеводородном растворе?

Burrito 30 2
Фев 18 #5

Ну я предположил с той мыслью, что не все скважины на РУО ) А все параметры- это какие?)

 

Selena 39 1
Фев 18 #6

Burrito wrote:

Ну я предположил с той мыслью, что не все скважины на РУО ) А все параметры- это какие?)

 


На подобных почти всегда руо. Параметры какие есть. Аккустика, двойной нейтронный, ГГКп. Известные зависимости и пластовая вода тоже известна.

Rhino 535 9
Фев 18 #7

Методичку ищите - их есть у меня, имеется ввиду та, что по обработке и инетпретации. В открытом досутпе на сайте Луча ее нет, поэтому пишите в ЛС, делать ее общедоступной и гневать Луч я не хочу.

Selena 39 1
Фев 18 #8

В первой колонке ДС и энергия акустической волны. ВИКИЗ масш. 0.1 - 3000 ИК9 черная ГК красная 0 - 8 мкр/ч КпННк зеленая 0-40% ДТр синяя 100 - 500 мкс/м ГГКп коричневая 1.4 - 3

Burrito 30 2
Фев 18 #9

Давайте лучше нормальную картинку планшета)))

Selena 39 1
Фев 18 #10

Burrito wrote:

Давайте лучше нормальную картинку планшета)))


Не могу. Пока только такая

Rhino 535 9
Фев 18 #11

Как вариант- использовать другие методы оценки насыщения и сопоставлять. 

Могу предложить:

а) капиллярную функцию (Кори - Брукс, например)

б) диэлектрический сканер , он же Electomagnetic propagation log - EPT, ADT, аналоги. (при бурении на РНО в тему), получаем водонасыщенную пористость, водонасыщенность в которой соответсвует остаточной, в зоне предельного насыщения калибруем на нее свой ВИКИЗ или какой там пишем индукционный метод, заодно уточняем параметры используемого уравнения (Арчи)

в) пробуем для сравнения другой инудкционный прибор аналогичного типа, например AIT, AcRT (5ИК и аналоги не рекомендую) или Rt Scanner (LSSA). Сопоставляем. 

д) пробуем ЯМК. Определяем остаточную водонасыщенность с поправкой на керн (капиллярки и/или ЯМР исследования) и остаточное углеводородонасыщение. В зоне предельного нефтенасыщения алибруем на нее свой ВИКИЗ или какой там пишем индукционный метод

Анализируем результаты, выбираем то, что подходит именно Вам. Еще вариант - поэксперементировать с проводящими растворами и разноглубинным фокусированным боковым. Только методом проб и ошибок можно найти оптимальное решение. Ну или можно не делать ничего, писать ВИКИЗ и считать Кв с вероятностью плюс-минус три сигмы правда и никому об этом не говорить.  

Selena 39 1
Фев 18 #12

Рино как Вы все красиво описываете ) Мы сервис. Что заказали то и пишем. И от этого только и можем плясать. Точь в точь как в последнем абзаце )

Rhino 535 9
Фев 18 #13

Selena wrote:
Rhino wrote:

Как вариант- использовать другие методы оценки насыщения и сопоставлять. 

Могу предложить:

а) капиллярную функцию (Кори - Брукс, например)

б) диэлектрический сканер , он же Electomagnetic propagation log - EPT, ADT, аналоги. (при бурении на РНО в тему), получаем водонасыщенную пористость, водонасыщенность в которой соответсвует остаточной, в зоне предельного насыщения калибруем на нее свой ВИКИЗ или какой там пишем индукционный метод, заодно уточняем параметры используемого уравнения (Арчи)

в) пробуем для сравнения другой инудкционный прибор аналогичного типа, например AIT, AcRT (5ИК и аналоги не рекомендую) или Rt Scanner (LSSA). Сопоставляем. 

д) пробуем ЯМК. Определяем остаточную водонасыщенность с поправкой на керн (капиллярки и/или ЯМР исследования) и остаточное углеводородонасыщение. В зоне предельного нефтенасыщения алибруем на нее свой ВИКИЗ или какой там пишем индукционный метод

Анализируем результаты, выбираем то, что подходит именно Вам. Еще вариант - поэксперементировать с проводящими растворами и разноглубинным фокусированным боковым. Только методом проб и ошибок можно найти оптимальное решение. Ну или можно не делать ничего, писать ВИКИЗ и считать Кв с вероятностью плюс-минус три сигмы правда и никому об этом не говорить.  

Рино как Вы все красиво описываете))) Мы сервис. Что заказали то и пишем. И от этого только и можем плясать. Точь в точь как в последнем абзаце)))

Так вам то что плясать, Заказчик пусть пляшет хоть в наморднике хоть без, пишите как есть - Кв плюс минус три сигмы условно, вам то какое дело, я б еще Монте-Карло привел плотнсть распредления вероятности Кв в таком случае для особо экономных оптимизаторов. Я встречал случаи, когда экономия приводит к тому, что выгоднее становится каротаж не писать вообще и это очень уныло.

Selena 39 1
Фев 18 #14

Rhino wrote:

Selena wrote:
Rhino wrote:

Как вариант- использовать другие методы оценки насыщения и сопоставлять. 

Могу предложить:

а) капиллярную функцию (Кори - Брукс, например)

б) диэлектрический сканер , он же Electomagnetic propagation log - EPT, ADT, аналоги. (при бурении на РНО в тему), получаем водонасыщенную пористость, водонасыщенность в которой соответсвует остаточной, в зоне предельного насыщения калибруем на нее свой ВИКИЗ или какой там пишем индукционный метод, заодно уточняем параметры используемого уравнения (Арчи)

в) пробуем для сравнения другой инудкционный прибор аналогичного типа, например AIT, AcRT (5ИК и аналоги не рекомендую) или Rt Scanner (LSSA). Сопоставляем. 

д) пробуем ЯМК. Определяем остаточную водонасыщенность с поправкой на керн (капиллярки и/или ЯМР исследования) и остаточное углеводородонасыщение. В зоне предельного нефтенасыщения алибруем на нее свой ВИКИЗ или какой там пишем индукционный метод

Анализируем результаты, выбираем то, что подходит именно Вам. Еще вариант - поэксперементировать с проводящими растворами и разноглубинным фокусированным боковым. Только методом проб и ошибок можно найти оптимальное решение. Ну или можно не делать ничего, писать ВИКИЗ и считать Кв с вероятностью плюс-минус три сигмы правда и никому об этом не говорить.  

Рино как Вы все красиво описываете))) Мы сервис. Что заказали то и пишем. И от этого только и можем плясать. Точь в точь как в последнем абзаце)))

Так вам то что плясать, Заказчик пусть пляшет хоть в наморднике хоть без, пишите как есть - Кв плюс минус три сигмы условно, вам то какое дело, я б еще Монте-Карло привел плотнсть распредления вероятности Кв в таком случае для особо экономных оптимизаторов. Я встречал случаи, когда экономия приводит к тому, что выгоднее становится каротаж не писать вообще и это очень уныло.


Что есть Монте-Карло? Можно поподробнее пожалуйста?

Rhino 535 9
Фев 18 #15

Монте-Карло - метод статистической оценки вероятности какой-либо величины.  Я объясняю плохо, увы, попробуйте посмотреть в интернете, например, по запросу Monte-Carlo sampling simulation. Метод популярен в петофизике в том числе. Попробую объяснить: например, у Вас есть уравнение Арчи. Туда входят собственно УЭС истинное, УЭС пластовой воды, пористость, показатель насыщения, показатель цементации, и иногда структрный коэффициент извилистости, не суть, параметров может быть миллион миллионский. Выходит оттуда собственно водонасыщенность данной пористости. Дак вот, каждый входной параметр не абсолютен, то есть имеет в силу каких-то обстоятельств какое-то распредление, среднее значение и стандартное отклонение (например, это может быть абсолютная/относительная погрешность каротажных и лабораторных приборов, с помощью которых эти параметры определяются, вариации в выборках керновых данных в силу неоднородности, фаза луны, да тысячи причин). С помощью Монте-Карло можно, задаваясь средними значениями, стандартными отклонениями и распределениями (чаще всего в привденном примере нормальными) входных параметров , а также большИм числом реализаций рассчитать распределние вероятности выходного параметра и его характеристики (в данном примере это Кв, его среднее значение, стандартное отклонение и др.). Далее можно предположить с какой вероятностью в диапазоне каких значений лежит ваше искомое Кв.

Надеюсь хоть чуть-чуть прояснил. Метод используют в том числе при подсчете запасов, поэтому может присутствующие геологи-подсчетчики с более прокачанными навыками объяснений изъяснятся лучше.

Selena 39 1
Фев 18 #16

Спасибо )

Selena 39 1
Фев 18 #17

Вот более читаемый вид

Myp3uJIKA 217 11
Фев 18 #18

Selena wrote:
Вот более читаемый вид

Я конечно не специалист по карбонатным разрезам на РУО, но если коллектор поровый, то коллектор внизу с 80 и ниже, сверху газок, а ниже две водички... И сопротивления там вроде адекватные для расчетов, с учетом что флюид - газ. А сверху какая-то шляпа, выглядит как показания на покрышках....

vaque 363 10
Фев 18 #19

я вот тоже, тот ещё петрофизик в неизвестных разрезах, но у вас на вскидку всего два пропластка, которых можно отнести к коллекторам. 86-89. проникновения понижающее т.е. Rп<Rруо, 42-44- проникновения по сути нет. - характер насыщения нефть/газ. Здесь без определения Кво не обойдись, возможно у вас коллектор гидрофильный. Значения сопротивлений крайни низки для предельнонасыщенного коллектора.

Это в предположении порового коллектора.

Вообще удобно отражать граничное ГГКп- ниже которого - коллектор.

Dt-очень плохо коррелируется с ГГКп, возможно влияние трещин, но больше похоже на брак интерпретации/записи. надо запрашивать ФКД диаграммы, чтобы проверить востановление продольной волны.

Учтенна ли глинистость в КпННКт? Или это просто водородосодержание? в таком случае ГГКп и W удобно отразить в иных границах 1.95-2.95 и 45 - (-15), что хоть немного прояснит ситуацию.

В общем пока больше вопросов чем ответов.

Selena 39 1
Фев 18 #20

В качестве акустики можно не сомневаться, волна по ФКД отслеживается хорошо. Уж скорее плотностной под сомнением.
Мы берем КпННК как кривую водородосодержания. Встречный вопрос. Как учесть в ней глинистость? И нужно ли это в данном разрезе где ГК не превышает 1 мкр/ч?
Вопросом Кво как раз сейчас занимаюсь. Керна нет. И это осложняет ситуацию.

Burrito 30 2
Фев 18 #21

В  газонасыщенных карбонатах я бы побоялся брать за эталон пористость по нейтронному)

К сожалению, я не работал в карбонатах. Но думаю, что логичным представляется комплексирование разношерстных к газу методов. Также можно попробовать подход Кп=0,66*Кп_ГГКп+ (1-0,66)*W. Керна нет вообще?)

А глины глинам рознь. Без керна я бы не утверждал, что возможным влиянием глин на показания ГИС можно пренебречь, т.к. по ГК значения 1-2 мкр/ч. У меня уже встречались низкоактивные слаборадиоактивные, но ,тем не менее, каолинит-м/м глины.

ЯМК нету? Да газ влияет, но уж лучше так, чем юзать НК/ГГКп.

Selena 39 1
Фев 18 #22

Burrito wrote:

В  газонасыщенных карбонатах я бы побоялся брать за эталон пористость по нейтронному)

К сожалению, я не работал в карбонатах. Но думаю, что логичным представляется комплексирование разношерстных к газу методов. Также можно попробовать подход Кп=0,66*Кп_ГГКп+ (1-0,66)*W. Керна нет вообще?)

А глины глинам рознь. Без керна я бы не утверждал, что возможным влиянием глин на показания ГИС можно пренебречь, т.к. по ГК значения 1-2 мкр/ч. У меня уже встречались низкоактивные слаборадиоактивные, но ,тем не менее, каолинит-м/м глины.

ЯМК нету? Да газ влияет, но уж лучше так, чем юзать НК/ГГКп.


Мы юзаем АК/НК(так уж повелось...). И по палетке берем принятую пористость. керна нет вообще. ЯМК тоже нет.
А эта формула из какого источника?

kealon 113 10
Мар 18 #23

Selena wrote:
Burrito wrote:
Также можно попробовать подход Кп=0,66*Кп_ГГКп+ (1-0,66)*W. Керна нет вообще?)

Мы юзаем АК/НК(так уж повелось...). И по палетке берем принятую пористость. керна нет вообще. ЯМК тоже нет. А эта формула из какого источника?

Эта формула называется "от балды" или метод научного тыка

общий вид у неё это решение систем уравнений для ваших измерений, а вернее минимизация функции ошибки - то что делают различные солверы

F(от всех измерений) = сумма[ ((M измеренное - Mвосстановленное)/ абс. погрешность измерения M)^2] + баланс ^2

из неё в данном случае следуют, что коэффициенты перед Кп_ГГКп и W обратно пропорциональны относительной погрешности метода. С учётом того, что сумма этих коэффициентов равна 1, высчитать их довольно легко.

Selena 39 1
Мар 18 #24

kealon wrote:

Selena wrote:
Burrito wrote:
Также можно попробовать подход Кп=0,66*Кп_ГГКп+ (1-0,66)*W. Керна нет вообще?)

Мы юзаем АК/НК(так уж повелось...). И по палетке берем принятую пористость. керна нет вообще. ЯМК тоже нет. А эта формула из какого источника?

Эта формула называется "от балды" или метод научного тыка

общий вид у неё это решение систем уравнений для ваших измерений, а вернее минимизация функции ошибки - то что делают различные солверы

F(от всех измерений) = сумма[ ((M измеренное - Mвосстановленное)/ абс. погрешность измерения M)^2] + баланс ^2

из неё в данном случае следуют, что коэффициенты перед Кп_ГГКп и W обратно пропорциональны относительной погрешности метода. С учётом того, что сумма этих коэффициентов равна 1, высчитать их довольно легко.


Спасибо за объяснение.

Go to top