Коллега, вообще-то такой универсальной формулы не существует. Для каждого отдельного пласта будет действовать своя зависимость. А может и никакой не действовать. Так что эту формулу выводить надо каждый раз заново.
Собственно требуется формула зависимости проницаемости от пористости. Может кто нибудь помочь?
Для каждого отдельно взятого месторождения строятся стохастические связи типа керн-керн, т.е. на одном и том же образце керна, отобранного с этого месторождения, определяют и пористость и проницаемость породы. Затем получившуюся кучу точек на графике пытаются аппроксимировать в функцию Кпр=f(Кп). Зачастую это облако точек, поверх которой рисуют палку и говорят, что это зависимость Кпр от Кп Также существуют обобщенные петрофизические зависимости, где проницаемость считается от пористости и связанной воды, причем все это определяется по ГИС. Однако такие методики защищены патентами.
Я знаю, что формула для каждого месторождения разная и что выводится методом апроксимации кривой Кпр от Кпор. Меня интересует,есть ли такая формула, которая имеет какой-то один общий вид? правда ли что она чаще всего имеет вид: Кпр=К1*exp(К2*Кпор), где К1иК2 - коэф-ты для данного месторождения Встречались ли вам зависимости другого вида или это и есть обобщеная формула?
На своих объектах я еще не увидел никакой зависимости. Подумайте, в российской действительности определение пористости будет зависеть от выборки керна, и определения пористости на нем (распределение пористости в петрофизической моделе всегда проверяют по распределению пористости по керну). Это происходит из за бедности каротажа. Ну а об определении пористости на керне можно песню петь, и про пластовую термобарику, и про флюиды. Короче у меня на объектах она очень толстая, с огромной погрешностью. Важное допущение, проницаемость я беру гидродинамическую (правельную).
Я знаю, что формула для каждого месторождения разная и что выводится методом апроксимации кривой Кпр от Кпор. Меня интересует,есть ли такая формула, которая имеет какой-то один общий вид? правда ли что она чаще всего имеет вид: Кпр=К1*exp(К2*Кпор), где К1иК2 - коэф-ты для данного месторождения Встречались ли вам зависимости другого вида или это и есть обобщеная формула?
Не менее применима следующая зависимость Кпр=К1*pow(К2*Кпо)
На своих объектах я еще не увидел никакой зависимости. Подумайте, в российской действительности определение пористости будет зависеть от выборки керна, и определения пористости на нем (распределение пористости в петрофизической моделе всегда проверяют по распределению пористости по керну). Это происходит из за бедности каротажа. Ну а об определении пористости на керне можно песню петь, и про пластовую термобарику, и про флюиды. Короче у меня на объектах она очень толстая, с огромной погрешностью. Важное допущение, проницаемость я беру гидродинамическую (правельную).
Согласна на 100 % Зачем зависимости? Гидродинамики всегда полагаются только на ГДИ. Керн недостоверен и всегда завышает проницаемость. Даже если по петрофизике получены зависимости (которые на мой взгляд лишь частный случай) и ГИС с керном хорошо коррелируется, опыт показывает, что использовать стоит гидродинамику.
Собственно требуется формула зависимости проницаемости от пористости. Может кто нибудь помочь?
В самом простом виде формула выгледит как Кпр=К1+К2*Кпор. Дело в том что при исследваниях кернов (пористость и проницаимость) мы получяем тучку точек на графике зависимости Кпр-Кпор, под какую подбераем функцию (в премере прямая). Если есть возможно увиличить коеф коорэляции используя степенную зависимось формула будет точнее. С уважением, Марк.
Согласна на 100 % Зачем зависимости? Гидродинамики всегда полагаются только на ГДИ. Керн недостоверен и всегда завышает проницаемость. Даже если по петрофизике получены зависимости (которые на мой взгляд лишь частный случай) и ГИС с керном хорошо коррелируется, опыт показывает, что использовать стоит гидродинамику.
Мне кажетса что ГДИС дает представление о локации, но не про свойства коллектора, которые необходимы для оценки "вобщем", я могу ошиматся чичас , жду коментс
Мне кажетса что ГИС дает представление о локации, но не про свойства коллектора, которые необходимы для оценки "вобщем", я могу ошиматся чичас , жду коментс
Марк, старайтесь писать грамотно в меру своих способностей, а то сайт превратиться в помойку. Ранее было целое обсуждение по этому поводу.
Господа редакторы, поправьте что-ли.
А по существу: что это за советский подход: у геологов своя проницаемость, петрофизиков своя, а разработчики вообще все по своему делают - какой то НИПИ не самого лучшего образца получается. Проницаемость по ГДИ должна соответствовать всем другим (в статистическом смысле) с учетом поправок на фазовые и т.д.
Проницаемость вообще есть величина абстрактная, ибо существует много разных проницаемостей
есть исследование ГДИС - есть коэфф продуктивности. так, проверив его помножив на раб.депрессию - получив примерно тот дебит который и был до исследования - то м.б. уверенность в этом Кпрод(PI). Пусть имеется даже не ГДИС - а обычная статика (стат.уровень->стат.давление), дебит и расчитанное забойное давление до замера статики, которым доверяешь. Т.обр. м.б. основания быть уверенным в коэфф продуктивности по пром.данным. лучше всего, если эти данные есть в первые годы работы перфорированного интервала(ов).
со стороны логов - допустим, есть модель(и) проницаемости(FZI, timour, k/phi классы), которая более менее бьется с данными керна (air perm/brine perm).
теперь нужно иметь модель primary drainage (water and oil)relperm curves в виде Corey functions. то есть задаться Nw, No, Krw_oil. в частности, для начала можно то, что задают модельеры("ячеечники"), хотя бы для того же/схожего пласта, пусть и на др.мест-ии. Здесь надо отметить что для primary drainage krw задается при Sw=1, а не при Sw=1-Sor. Если relperms нормализуются по воде(kbrine) то krw=1 при Sw=1.
заинтересованным в том, что есть primary drainage relperm curves, а что есть imbibition relperm curves - по этой теме почитать то, что найдете о relperm hysteresis. в СПЕ библиотеке есть.
в интервале перфораций тех скважин, по которым имеется Коэфф Прод(PI), через кривую kair или kbrine (обозначим как k_log) и Sw(рассчитанная по кривой сопротивления - resistivity) - производится расчет krw*k_log=kw и kro*k_log=koil, далее расчет Kw*h и koil*h. соответственно рассчитываются продуктивности PIwater=kw*h/18.4/miu_w/Bw/(ln(re/rw)-0.75+S) и PIoil=koil*h/18.4/miu_oil/Bo/(ln(re/rw)-0.75+S). скин можно взять из исследований ГДИС, если нет ГДИС, то будет неопределенность при уверенности ненулевого скина. но тем не менее хотя подобрать интервал(напр. S=+1-+6, не +12-+25 же - иначе это скв. кандидат на КОПЗик). то есть имея PIwater и PIoil рассчитываем PIgross_log=PIwater+PIoil и WC_log=PIwater/PIgross.
в итоге сравниваем PIgross_log с PI_prod и WC_log с WC_prod_initial, т.е. общий коэфф продуктивности по каротажу с коэфф.продуктивности по ГДИС/пром.данным и обводненность по каротажу с начальной обводненностью по пром.данным.
проанализировав данные, поиграв с параметрами Nw, No, Krw_oil для всего пласта, для отд. скв. - с S, с нач.обвдненостью, с Swc как f(k) etc. - по крайней мере, это даст больше понимания где неопределенность, где могут быть причины различия PI_log_gross и PI_prod_data(но не k_log с k_welltest/k_prod). возникнут вопросы к отдельным высоко/низко прон. интервалам, правильно ли выбрана модель расчета кривой проницаемости k(kair или kbrine - в зависимости от того что принимается за kr=1)
Марк, старайтесь писать грамотно в меру своих способностей, а то сайт превратиться в помойку. Ранее было целое обсуждение по этому поводу.
Господа редакторы, поправьте что-ли.
А по существу: что это за советский подход: у геологов своя проницаемость, петрофизиков своя, а разработчики вообще все по своему делают - какой то НИПИ не самого лучшего образца получается. Проницаемость по ГДИ должна соответствовать всем другим (в статистическом смысле) с учетом поправок на фазовые и т.д.
Проницаемость вообще есть величина абстрактная, ибо существует много разных проницаемостей
Спасибо за грубость, мне в пользу. Знаю что существуют фазовые, горизонтальная и вертикальная проницаимости! Но вы рассматреваете монолит какойто, жирно живете ), а структуры залежей бывают намного сложнее - гидродинамически усложненные или несвязанные участки коллекторов (что существенно влияет на результат интерпитации ГДИС) , неправильная коореляция/!интерпретация! ГИС (геофизика) и т.п., и попробуйте запроектируйте добычу.
основных зависимостей две - экспоненциальная и степенная. См.выше. Все остальное уже вариации на темы, как лучше выделить классы коллекторов (FZI etc) и пр.
не формула (как напр. формула разложения в ряд Тейлора, Фурье, формула Дарси) д.б.,а корреляция. ты скажи какой регион, какой пласт - может кто и подсказал бы для аналогии
За год написал штук 20 отчетов по керну. Везде, где нормально разбивали породы на группы по литологии- получалась хорошо обусловленная у=e^x-зависимость.
По гдис вы не меряете проницаемость! в лучшем случае - kh и то, что называется скин. Про пористость молчу - для гдис она или не нужна, или это некий входной параметр - вещь в себе (вспомним произведение phi*c_t в уравнении пьезопроводности). По керну же - и пористость, и проницаемость измеряются. Керн стадиз - это все-таки подсчет запасов и КИН, а гдис - промыловый мониторинг фонда.
За год написал штук 20 отчетов по керну. Везде, где нормально разбивали породы на группы по литологии- получалась хорошо обусловленная у=e^x-зависимость.
По гдис вы не меряете проницаемость! в лучшем случае - kh и то, что называется скин. Про пористость молчу - для гдис она или не нужна, или это некий входной параметр - вещь в себе (вспомним произведение phi*c_t в уравнении пьезопроводности). По керну же - и пористость, и проницаемость измеряются. Керн стадиз - это все-таки подсчет запасов и КИН, а гдис - промыловый мониторинг фонда.
По ГДИС мы меряем общую подвижность системы вода-нефть kh/m. Какая проницаемость измеряется по керну? По какому флюиду??? с пористостью могу согласиться, но и то только для скважин где есть керн, а по остальным бардак, кто как наинтерпретирует. Что можно спрогназировать зная проницаемость по керну??? Даже по разведки из которой этот керн, вы не получите правельный потенциал обладая 100% выносом керна. Поэтому утверждаю что оценить среднюю проницаемость скважины по данным керна и ГИС неполучиться. А получиться более менее точно определить пористость по керну, (не по ГИС) и остаточную нефть. Я кстати
Коллега, вообще-то такой универсальной формулы не существует. Для каждого отдельного пласта будет действовать своя зависимость. А может и никакой не действовать. Так что эту формулу выводить надо каждый раз заново.
одно ясно...о зависимость прямая.. но не линейная...
Для каждого отдельно взятого месторождения строятся стохастические связи типа керн-керн, т.е. на одном и том же образце керна, отобранного с этого месторождения, определяют и пористость и проницаемость породы. Затем получившуюся кучу точек на графике пытаются аппроксимировать в функцию Кпр=f(Кп). Зачастую это облако точек, поверх которой рисуют палку и говорят, что
это зависимость Кпр от Кп
Также существуют обобщенные петрофизические зависимости, где проницаемость считается от пористости и связанной воды, причем все это определяется по ГИС.
Однако такие методики защищены патентами.
Я знаю, что формула для каждого месторождения разная и что выводится методом апроксимации кривой Кпр от Кпор.
Меня интересует,есть ли такая формула, которая имеет какой-то один общий вид?
правда ли что она чаще всего имеет вид: Кпр=К1*exp(К2*Кпор), где К1иК2 - коэф-ты для данного месторождения
Встречались ли вам зависимости другого вида или это и есть обобщеная формула?
Статьи про FZI в SPE пазыкай..
На своих объектах я еще не увидел никакой зависимости. Подумайте, в российской действительности определение пористости будет зависеть от выборки керна, и определения пористости на нем (распределение пористости в петрофизической моделе всегда проверяют по распределению пористости по керну). Это происходит из за бедности каротажа. Ну а об определении пористости на керне можно песню петь, и про пластовую термобарику, и про флюиды. Короче у меня на объектах она очень толстая, с огромной погрешностью. Важное допущение, проницаемость я беру гидродинамическую (правельную).
Зачем зависимости? Гидродинамики всегда полагаются только на ГДИ. Керн недостоверен и всегда завышает проницаемость. Даже если по петрофизике получены зависимости (которые на мой взгляд лишь частный случай) и ГИС с керном хорошо коррелируется, опыт показывает, что использовать стоит гидродинамику.
С уважением, Марк.
Марк,
старайтесь писать грамотно в меру своих способностей, а то сайт превратиться в помойку. Ранее было целое обсуждение по этому поводу.
Господа редакторы, поправьте что-ли.
А по существу: что это за советский подход: у геологов своя проницаемость, петрофизиков своя, а разработчики вообще все по своему делают - какой то НИПИ не самого лучшего образца получается. Проницаемость по ГДИ должна соответствовать всем другим (в статистическом смысле) с учетом поправок на фазовые и т.д.
Проницаемость вообще есть величина абстрактная, ибо существует много разных проницаемостей
про расхождение ГДИС и лог:
есть исследование ГДИС - есть коэфф продуктивности.
так, проверив его помножив на раб.депрессию - получив примерно тот дебит который и был до исследования - то м.б. уверенность в этом Кпрод(PI). Пусть имеется даже не ГДИС - а обычная статика (стат.уровень->стат.давление), дебит и расчитанное забойное давление до замера статики, которым доверяешь. Т.обр. м.б. основания быть уверенным в коэфф продуктивности по пром.данным. лучше всего, если эти данные есть в первые годы работы перфорированного интервала(ов).
со стороны логов - допустим, есть модель(и) проницаемости(FZI, timour, k/phi классы), которая более менее бьется с данными керна (air perm/brine perm).
теперь нужно иметь модель primary drainage (water and oil)relperm curves в виде Corey functions. то есть задаться Nw, No, Krw_oil. в частности, для начала можно то, что задают модельеры("ячеечники"), хотя бы для того же/схожего пласта, пусть и на др.мест-ии. Здесь надо отметить что для primary drainage krw задается при Sw=1, а не при Sw=1-Sor. Если relperms нормализуются по воде(kbrine) то krw=1 при Sw=1.
заинтересованным в том, что есть primary drainage relperm curves, а что есть imbibition relperm curves - по этой теме почитать то, что найдете о relperm hysteresis. в СПЕ библиотеке есть.
в интервале перфораций тех скважин, по которым имеется Коэфф Прод(PI), через кривую kair или kbrine (обозначим как k_log) и Sw(рассчитанная по кривой сопротивления - resistivity) - производится расчет krw*k_log=kw и kro*k_log=koil, далее расчет Kw*h и koil*h. соответственно рассчитываются продуктивности PIwater=kw*h/18.4/miu_w/Bw/(ln(re/rw)-0.75+S) и PIoil=koil*h/18.4/miu_oil/Bo/(ln(re/rw)-0.75+S). скин можно взять из исследований ГДИС, если нет ГДИС, то будет неопределенность при уверенности ненулевого скина. но тем не менее хотя подобрать интервал(напр. S=+1-+6, не +12-+25 же - иначе это скв. кандидат на КОПЗик). то есть имея PIwater и PIoil рассчитываем PIgross_log=PIwater+PIoil и WC_log=PIwater/PIgross.
в итоге сравниваем PIgross_log с PI_prod и WC_log с WC_prod_initial, т.е. общий коэфф продуктивности по каротажу с коэфф.продуктивности по ГДИС/пром.данным и обводненность по каротажу с начальной обводненностью по пром.данным.
проанализировав данные, поиграв с параметрами Nw, No, Krw_oil для всего пласта, для отд. скв. - с S, с нач.обвдненостью, с Swc как f(k) etc. - по крайней мере, это даст больше понимания где неопределенность, где могут быть причины различия PI_log_gross и PI_prod_data(но не k_log с k_welltest/k_prod). возникнут вопросы к отдельным высоко/низко прон. интервалам, правильно ли выбрана модель расчета кривой проницаемости k(kair или kbrine - в зависимости от того что принимается за kr=1)
Все остальное уже вариации на темы, как лучше выделить классы коллекторов (FZI etc) и пр.
ты скажи какой регион, какой пласт - может кто и подсказал бы для аналогии
За год написал штук 20 отчетов по керну. Везде, где нормально разбивали породы на группы по литологии- получалась хорошо обусловленная у=e^x-зависимость.
По гдис вы не меряете проницаемость! в лучшем случае - kh и то, что называется скин. Про пористость молчу - для гдис она или не нужна, или это некий входной параметр - вещь в себе (вспомним произведение phi*c_t в уравнении пьезопроводности). По керну же - и пористость, и проницаемость измеряются. Керн стадиз - это все-таки подсчет запасов и КИН, а гдис - промыловый мониторинг фонда.