зависимость проницаемости от пористости

Последнее сообщение
alex-ey 10 15
Янв 08

Собственно требуется формула зависимости проницаемости от пористости. Может кто нибудь помочь?

Derribas 212 15
Янв 08 #1

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.

Злой 326 15
Янв 08 #2

одно ясно...о зависимость прямая.. но не линейная...

DmitryE 46 14
Янв 08 #3

alex-ey пишет:

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 smile.gif
Также существуют обобщенные петрофизические зависимости, где проницаемость считается от пористости и связанной воды, причем все это определяется по ГИС.
Однако такие методики защищены патентами.

alex-ey 10 15
Янв 08 #4

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?

ojakov 135 15
Янв 08 #5

Статьи про FZI в SPE пазыкай..

Pwl 372 15
Янв 08 #6

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).

Unknown 1656 15
Янв 08 #7

alex-ey пишет:

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)

LUX 8 14
Мар 08 #8

Pwl пишет:

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.

M@rk&yan 22 14
Мар 08 #9

alex-ey пишет:

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.

M@rk&yan 22 14
Мар 08 #10

LUX пишет:

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 rolleyes.gif , жду коментс biggrin.gif

VIT 1124 15
Мар 08 #11

<a href="mailto:M@rk">M@rk</a>&amp;yan пишет:

Мне кажетса что ГИС дает представление о локации, но не про свойства коллектора, которые необходимы для оценки "вобщем", я могу ошиматся чичас rolleyes.gif , жду коментс biggrin.gif


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 biggrin.gif

Рушан 768 15
Мар 08 #12

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)

M@rk&yan 22 14
Мар 08 #13

VIT пишет:

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 biggrin.gif

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.

M@rk&yan 22 14
Мар 08 #14

alex-ey пишет:

Собственно требуется формула зависимости проницаемости от пористости. Может кто нибудь помочь?

Напоминаю тему!

Unknown 1656 15
Мар 08 #15

<a href="mailto:M@rk">M@rk</a>&amp;yan пишет:

Напоминаю тему!

основных зависимостей две - экспоненциальная и степенная. См.выше.
Все остальное уже вариации на темы, как лучше выделить классы коллекторов (FZI etc) и пр.

Рушан 768 15
Мар 08 #16

alex-ey пишет:

формула

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

vvn 93 15
Апр 08 #17

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.

Pwl 372 15
Апр 08 #18

vvn пишет:

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 тоже в кернаке работал несколько лет.

aver 266 15
Апр 08 #19

2 Pwl
ну, то есть при достаточно большом охвате месторождению керном, можно найти
- корреляцию пористость проницаемость по керну;
- поправочный коээффициент для геофизической проницаемости (каротажной).
и отсюда уже пересчитывать проницаемость на неохваченных "кернованием" скважинах...

такой методой можно вывести зависимость только для конкретного месторождения (однопластового) или для конкретного пласта, для др месторождения или даже для др пласта эта зависимость может и не работать (скорее даже не может работать)

Pwl 372 15
Апр 08 #20

aver пишет:

2 Pwl
ну, то есть при достаточно большом охвате месторождению керном, можно найти
- корреляцию пористость проницаемость по керну;
- поправочный коээффициент для геофизической проницаемости (каротажной).
и отсюда уже пересчитывать проницаемость на неохваченных "кернованием" скважинах...

такой методой можно вывести зависимость только для конкретного месторождения (однопластового) или для конкретного пласта, для др месторождения или даже для др пласта эта зависимость может и не работать (скорее даже не может работать)

Отвечу по русски. smile.gif С этим ситуация не такая однозначная. Несколько лет назад работал в НИПИ и грамотный петрофизик говорил, что наш комплекс каротажей (ПС и Сопр) дает точность определения по пористости +-2% пористости. Тогда я этому значениюне придал (типа как такое возможно, все запасы уплывут), но сейчас я точно подтверждаю, только в этом случае можно говорить об увеличении подвижности т.е. проницаемости. Например одна из групп месторождений Юрских имеет пористость в диапазоне от 15 до 16.5 процентов пористости. Ответственно заявляю что в этих пределах увеличение пористости совсем не означает увеличение подвижности. Оговорюсь что это в среднем по скважине конечно. В следствии чего заявляю что использование ГИС для прогнозирования подвижностей (потенциалов новых скважин) в моей практике не представляется возможным.
По конкретным эпизодам скажу, даже если пористость однозначно определяет проницаемость по керну, то ее (прониц. по керну) придется еще нормировать на настоящую промысловую (совсем совдеп пошел biggrin.gif ). И именно тогда будет видно что даже при нормировке распределений, скважины мягко сказать выпадают из прогноза по проницаемости нормированной по ГИС-Керну. Но на мой взгляд это на данный момент самый правельный путь. Нужно помнить в природе нет абсолютных проницаемостей по керну и текут там нефть и вода в пластовых условиях, и цель в том чтобы в модели порядки имеено суммы эфективных проницаемостей (тотал подвижности) бились с фактом. Что то я уже разговорился, вроде все.

VIT 1124 15
Апр 08 #21

В такой теме сколько людей столько и мнений будет, особенно если учесть что каждый работал с определенными месторождениями и видел свою картинку. И на каждый аргумент можно найти кучу примеров где это не работает. Все это так, но так как глобально все же есть положительная корреляция между пористостью и прницаемостью, этот факт и лежит в основе всех корреляций. Но единой корреляции нет так что ответа на этот вопрос не ждите happy.gif

Ответ на вопрос ветки может быть такой: зависимость есть, но не всегда, а когда есть то чаще всего она положительная laugh.gif

DmitryE 46 14
Апр 08 #22

Pwl пишет:

Например одна из групп месторождений Юрских имеет пористость в диапазоне от 15 до 16.5 процентов пористости. Ответственно заявляю что в этих пределах увеличение пористости совсем не означает увеличение подвижности.

Почему-то все забывают про связанную воду sad.gif
При одном и том же значении пористости, но при разной доли связанной воды проницаемость может различаться на 1-2 порядка (т.е. в 10-100 раз!!!)
И вполне возможна такая ситуация, что при Кп=15% проницаемость может оказаться даже выше, чем при Кп=16.5%. smile.gif

Pwl 372 15
Апр 08 #23

Природу не обманешь, кореляция есть, но источники данных нужно реально оценивать. Возможно хороший результ даст большая выборка RFT данных сопоставленная с хорошим комплексом ГИС на основе которого посчитана пористость.

Про связанную воду +1. Это я и наблюдаю.

vvn 93 15
Апр 08 #24

А весь мир значит дуркует, доставая километры керна и детально его исследуя?

Pwl 372 15
Апр 08 #25

Что весь мир. У нас компания тратит массу денег на разные виды исследования с результатами которых зачастую никто не ознакомился даже. У кого то была классная цитата, типа: никогда не стоит недооценивать величину тупости которая может происходить. rolleyes.gif

ignatovis 41 15
Апр 08 #26

Проницаемость определяется не столько пористостью, сколько распределением размеров пор и поровых каналов. При одинаковой пористости можно иметь поры, соединенные как узкими так широкими каналами. В первом случае проницаемость будет меньше, чем во втором. Поэтому имеет смысл измерять распределение пор и каналов по размерам как в лаборатории, так и в пласте. Ну и проницаемость замерять тоже в пласте. Если в коллекторе нет трещин/каверн то сочетание ЯМК+MDT могут дать хороший результат.

wo_bugs 169 15
Апр 08 #27

ignatovis пишет:

Проницаемость определяется не столько пористостью, сколько распределением размеров пор и поровых каналов. При одинаковой пористости можно иметь поры, соединенные как узкими так широкими каналами. В первом случае проницаемость будет меньше, чем во втором. Поэтому имеет смысл измерять распределение пор и каналов по размерам как в лаборатории, так и в пласте. Ну и проницаемость замерять тоже в пласте. Если в коллекторе нет трещин/каверн то сочетание ЯМК+MDT могут дать хороший результат.


Я вкнижках читал, что для MDT(XPT, RFT) проницаемость вытаскивается из сферической модели притока. Это будет плохо работать на пластах с частым переслаиванием, потому, что проницаемость рассчитывается как корень третьей степени из "сферической" проницаемости. Модель, опять же, либо установившаяся, либо псевдо-установившаяся. Это так или нет?
Затем, это будет эффективная проницаемость, для этого надо знать какой флюид тёк - вода/нефть/газ/смесь. Если не будет этой информации, то что за проницаемость получится? Прибор ведь применяется на только что пробуренной скважине, с какой-то зоной проникновения. Есть конечно оптический анализатор флюида, правда стоит это неслабо.
Если подходить к анализу с точки зрения transient, то нужно будет описывать как модель частичного вскрытия. Какую при этом взять эффективную мощность? Я к тому, что позволяет ли каротаж четко сказать имеем ли дело с прослоем или всем пластом.
Затем еще, размер самой присоски. Можно конечно у производителей спросить, но это лишний наворот усложняющий жизнь.
Такие инструменты кроме как для градиентов пластового давления применять пожалуй не стоит.

Pwl 372 15
Апр 08 #28

1. Да решается сферическая система при неустановившемся режиме.

2. Да это будет эффективная проницаемость, но других в природе просто нет. При этом это начальное насыщение, что и есть самое ценное. Т.е. как раз на момент принятия всех решений. По крайней мере это та подвижность по которой можно оценить потенциал пропластка, других попластовых источников в условиях пласта вообще нет.

3. Это всегда допущение когда из kh/m достают k/m. И при поскваженному анализу тоже, это допущение действует. В модели оно тоже есть, там предполагается что ылюид из моделируемого интервала.

4. Дорого, да согласен, и актуально только на стадии оценки smile.gif.

Короче все эти допущения известны, и все же это самый прямой метод попластовой оценки на данный момент. Интересна будет какая нить альтернатива...

П.С. По опыту МДТ попадает в порядки моих оценок по общим ГДИС. Т.е. яляется правдивым инструментом. В то время как проницаемость по ГИС нет, причем не попадает даже методом нормировки. Т.е. карта kh по ГИС после нормирования совсем не отражает реальное распределение дебитов.

wo_bugs 169 15
Апр 08 #29

Можно я тогда изложу свой кейс.
У нас было много замеров по керну. Из них мы сделали так называемый КН. Естественно, возникли проблемы с пробелами в керне. Считали КН как арифметически, так и геометрически (геометрически лучше сработало в силу частого переслаивания).
Условный принцип был такой:
есть три точки кернового замера, так центральной проницаемости соответствовал Нэфф, из половин расстояний до "верхнего" замера керна и нижнего замера керна. Там где пробел больше полуметра, условно принимали для Нэфф 0.2 метра, а не половину расстояния. Здесь, разумеется керн был приведен к пластовым условиям. Формулками там и коррекцией.
Затем делали КН из петрофизики. Понятно, что из петрофизики КН возникал отчасти из керна.
Данные испытаний мы использовали как независимый источник данных, чтобы оценить качество нашей петрофизической модели.
Вот сейчас есть риск нарваться на тему кто круче: геологи или разработчики, но затем мы меняли именно петрофизическую модель, чтобы соответствовало более-менее результатам теста.
Кейс довольно частный, не у всех есть много керна, но иначе дествительно карты КН по петрофизике и по тестам бится не будут.
Ну, а на счет проницаемости, естественно, твоя правда, керн и тест это разные проницаемости. Потому и сбивали КН, а не просто К.
Можно наверное проделать такой же реверанс и с проницаемостью MDT, но только, чтобы в итоге опять получался КН, а не проницаемость в чистом виде.

Pwl 372 15
Апр 08 #30

Все правельно кроме одного, данные испытаний это хорошо, а бурения и режимной работы установок другое. Хотя и близкое, ценность в том чтобы пробурив расчитать потенциал правельно, используя любые методы, в конечном счете это и есть предсказание проницаемости. А на межскваженное я не замахиваюсь. Это немножко не по теме заявленной. Хотя аргумент принят. Все так и есть зависит от исходных данных. Я про Зап Сибирь, Юру. И комплекс каротожа из двух методов. А твкже про 10 разведок на 1000 скважин эксплутации smile.gif. Где то ситуация иная.

vvn 93 15
Апр 08 #31

Тут прочитал, что на северном море изоляцией мехпакерами с дырками-нкт Шелл снизили обводненность продукции с 85 до 10%, изолировали пласты мощностью до 1.2 м. Все благодаря детальному описанию резервуара по керну плюс промысловым исследованиям профилей притока. Почему мы мля не в Англии, а?

Pwl 372 15
Апр 08 #32

Если бы Шелл при этом больше добывать нефти стали, бало бы вообще хорошо smile.gif.

Кстати Саш, получается что вы доказывали что проницаемость по керну точнее чем по ГИС. Но ведь это и так понятно. И все равно как эталонную использовали испытания (ГДИС наверное). А интересно начколько вообще возможно проницаемость предсказывать???? В смысле на основе данныха не просто на песке smile.gif.

wo_bugs 169 15
Апр 08 #33

Pwl пишет:

Если бы Шелл при этом больше добывать нефти стали, бало бы вообще хорошо smile.gif.

Кстати Саш, получается что вы доказывали что проницаемость по керну точнее чем по ГИС. Но ведь это и так понятно. И все равно как эталонную использовали испытания (ГДИС наверное). А интересно начколько вообще возможно проницаемость предсказывать???? В смысле на основе данныха не просто на песке smile.gif.


Да, эталонную брали ГДИС.
ГИС же единственный способ перенести керн в модель. Не было бы керна все равно матчили бы ГИС под ГДИС. Не наоборот. Но опять таки, кроме КН сравнить нечего. Что будет составлять КН по ГИС, как всегда черный ящик. Тут мне добавить нечего. В ветке много сказано.
К примеру: слышал что на Ваньегане вынос керна мизерный, просто неконсолидированный песчаник. Как-то же надо моделять. РДшки не отменишь.
Ну и для чего тебе детальное предсказание проницаемости? Предсказывай КН? Вязкость будет менятся в пределах разумного, объемный коэфф-т тоже, дебит по идее тоже будет +/- нормальный. И потом все эти детальные предсказания проницаемости по геомодели апскейлятся в динамике во что-то вообще другое. В итоге кроме как по КН уже качества никак не оценить.
Признаюсь честно, для газа предсказания проще проходят. Карта КН она же для Скин=0, а газовые скважины чистятся неплохо, тогда вроде как это шаманство работает. laugh.gif
А что качается нефти, я не знаю. Пласт может быть хоть 1 Дарси, если закольматирован, то пох все предсказания. ph34r.gif

Pwl 372 15
Апр 08 #34

На нефтянке обширной климотации я не отмечал. Просто в НИПИ когда проницаемость завышена раз в 10 скины получаются под 15 в среднем - просто сплошная климатация в умах smile.gif. Не скрою у самого так получалось когда там работал, но я пользовался мультом smile.gif.
Проницаемость нужна для того чтобы расчетным способом считать пластовое, скин. А по факту подбирать кандидатов под оптимизации и пр ГТМ без остановки на исследование ГДИС, т.е. без потерь по нефти.

wo_bugs 169 15
Апр 08 #35

Ну все дядка, мне тебе конкретно сказать по этому поводу больше нечего. Могу отделаться парой общих фраз, назвать пару методов с навороченой математикой. А покуда сам этого не делал, то лучше помолчу. Но что-то мне подсказывает, что кривые падения будут использовать большое количество допущений, ну и все прогнозы пойдут лесом. Формула Дюпюи, та же история.
Я слишком уж верю в ГДИС, чтобы просто начать искать ему замену laugh.gif

Digita1X 122 15
Апр 08 #36

А что такое по-русски MDT,XPT, RFT?

wo_bugs 169 15
Апр 08 #37

Digita1X пишет:

А что такое по-русски MDT,XPT, RFT?


Это инструменты для динамического каротажа от Шлюмберже. Попробуй английский сайт Шлюма, для большей информации.
MDT можно так же искать как Modular Dynamic Tester,
XPT лучше искать как PressureXpress, это что-то типо легкой версии MDT (MDT lights епт laugh.gif )
RFT - repeat formation tester, навроде того праотец первых двух.

Подобные железки есть еще у Бейкеров и Халлов, называются RCI и RDT. Один Reservoir Characterisation Instrument и Reservoir Description Tool. По сути все одно и то же, но в нашей многострадальной я видел только Шлюмовский инструмент.

Собственно, что это по-русски -
Есть отечественный аналог, называется АГИП, правда мне не совсем понравлись его метрологические возможности и отсутствие контроля перепада давления. Лежит он тут:
http://www.vniigis.bashnet.ru/razr_pmks.shtml

Метод ГДК-ОПК, ну там почитаешь. Если доработать, то может быть вполне адкватным конкурентом. А может и еще какие есть.

BoD 21 14
Июл 08 #38

Обсуждение - кто в лес, кто по дрова!

Все пористости и проницаемости важны, все они нужны.

При обосновании пористости и проницаемости. Используются все исследования: керн, гис, гди. И все они должны между собой хорошо увязываться с учетом соответствующих поправок на остаточную нефть, связанную воду, методику исследования и пр.

В теригенных коллекторах (Осадочный чехол - Зап.Сиб., Томская олб., и т.п.) зависимость в 90% случаев зависимость получается экспоненциальная или степенная независимо от того как они получены (керн, гис или гди). При условии выборки данных по пласту и литотипу коллектора.

Причем коэф. кореляции в большинстве случаев составляет болеее 0,9.

Проверено на десятках месторождений!

Pwl 372 15
Июл 08 #39

Почему не на сотнях? smile.gif А коэф. корреляции не 1????

Вы не из ТННЦ случайно?

DmitryE 46 14
Июл 08 #40

BoD пишет:

В теригенных коллекторах (Осадочный чехол - Зап.Сиб., Томская олб., и т.п.) зависимость в 90% случаев зависимость получается экспоненциальная или степенная независимо от того как они получены (керн, гис или гди). При условии выборки данных по пласту и литотипу коллектора.

Причем коэф. кореляции в большинстве случаев составляет болеее 0,9.

Проверено на десятках месторождений!

Прошу прощения, за то, что снова вклиниваюсь в разговор.. blush.gif
скажите, пожалуйста, сколько литотипов Вы выделяете в терригенных коллекторах, и насколько
они дифференцированы по связанной воде, например?
К вопросу о коэф. корреляции: если грамотно подобрать масштабы осей и "чуть-чуть" подправить
исходные данные, выкинув часть точек из "облака", можно из любых данных получить коэф. корреляции 0.7 и выше.
Вы считаете, что стохастические связи вида керн-керн на 100% эффективны при оценке проницаемости?

BoD 21 14
Июл 08 #41

DmitryE пишет:

Вы считаете, что стохастические связи вида керн-керн на 100% эффективны при оценке проницаемости?


Они не стохастические, а статистические.
Нет ничего 100% эффективного, но если у вас 300 определений проницаемости по керну и 5 по ГДИ, то выбираем керн (при условии что поднят из разных скважин).
Нужно смотреть всё и искать зависимось.

DmitryE 46 14
Июл 08 #42

Вопрос про количество литотипов я задал неспроста: почему то в России очень часто ограничиваются двумя литотипами пород: песчаником (он же коллектор) и глиной (неколлектор). sad.gif
Проницаемость очень сильно зависит от связанной воды, которая определяется, кстати, не только на образцах керна.
А ведь как раз вопрос определения доли связанной воды в поровом пространстве коллектора может дать ключ к решению проблемы достоверной оценки проницаемости.
Все правильно, коэффициент корреляции не зависит от масштаба осей, а зависит от функции, аппроксимирующей изучаемый массив данных. В свою очередь, эта функция будет зависеть от того, какой масштаб будет выбран: линейный или логарифмический.
Очень часто обоснованием для отбрасывания значительной части точек, не ложащихся на "нужную" зависимость, служит ссылка на недостаточную достоверность данных (не те условия измерения (температура/давление/насыщение), не те обороты центрифуги и т.д.). Т.е. практически любые данные можно забраковать при желании wink.gif
Стохастические или статистические - это уже вопрос терминологии, который выходит за рамки данного обсуждения.)
Эх было бы здорово, если бы керн извлекали из скважин, пробуренных в разных районах месторождения, на котором бы корректно измерялась проницаемость..Не редки случаи, когда скважину бурят где-то с краю, на переферии месторождения, и по ней определяют все свойства. А по группе скважин, вскрывающих центральную часть залежи, информации ноль. sad.gif
Одним из решений в таких ситуациях, как мне кажется, является применение современных технологий интерпретации данных ГИС, которые сейчас на выходе имеют целую кучу полезных параметров, помимо эффективной толщины, пористости и Кнг smile.gif
Полностью с Вами согласен с тем, что в любом случае надо использовать все данные и пытаться искать зависимость.
Только хочется пожелать, чтобы такого рода исследования имели серьезную научную основу и теоретическую базу, а не велись методом дикой кошки biggrin.gif

Pwl 372 15
Июл 08 #43

Причем тут курн??? Тотал подвижность в системе вода нефть меняется с изменением содержания воды в смеси (я уже это писал). Про связанную воду тоже согласен... Никакой керн не дает возможность получить даже приближенные порядки текущей подвижности. В лучшем случае можно расчитывать на начальные параметры.
Но где геофизик который выдает на выходе хотя бы правельные порядки по подвижности, а на начальный момент эффективной проницаемости по нефти????
При использовании статистических методов типа флоу юнитов, вероятностный подход конечно даст вам огромные коэф. кореляции проницаемости по керну и его же пористости, но что эта корреляция даст??? Куда ее присунуть???? В каком реальном бизнес процессе эти результаты будут востребованы???

Гоша 1199 15
Июл 08 #44

DmitryE пишет:

Полностью с Вами согласен с тем, что в любом случае надо использовать все данные и пытаться искать зависимость.

DmitryE 46 14
Июл 08 #45

Гоша пишет:

Все таки Кнг и некоторые другие "полезные параметры" - это уже конечный результат. Т.е. в такие исследования получается
зашит "аппаратный метод интерпретации" (т.е. расчет). Чем это может быть плохо? Одну скважину можно проинтерпретировать дважды по-разному: имея данные только одной этой скважины, или, в другом случае, располагая результатами соседних скважин. Поэтому, наверное, "первичку" все же лучше получать.


Бесспорно, интерпретация обособленной скважины и интерпретация скважины при наличии соседних скважин могут отличаться. Но возвращаясь все-таки к теме ветки, я продолжаю настаивать на том, что использование статистических-стохастических-эмпирических зависимостей вида Кп(керн)-Кпр(керн) может давать ошибку в оценке проницаемости в 10-100 раз. Сторонники определения проницаемости по ГДИ, думаю, согласятся, что полученная по этим методам оценка проницаемости будет соотнесена к продуктивному пласту в целом. Т.е. проницаемость эта будет интегральной характеристикой продуктивного интервала, и фактически "размазывать" неоднородность коллектора по всему пласту. А проницаемость, полученная современными подходами к интерпретации ГИС, как ее ни хают, дает более-менее адекватную характеристику пласта с точки зрения его неоднородности, которая обусловлена не только соотношением песчаников и глин в разрезе, а различным объемным содержанием разных фракций в породе, как, например, песчаной, алевритовой и глинистой.

Go to top