Определение остаточной нефтенасыщенности.

Последнее сообщение
zi2do 17 14
Июл 08

Здравствуйте уважаемые коллеги.
Мне тут пришлось определить для нефтяных залежей динамическую пористость (Кп.д.) и при подстановки данных столкнулся с остаточной нефтенасыщенностью (Ко.н).
Подскажите, пожалуйста, как определить Ко.н не ЛАБОРАТОРНЫМ путем.
Заранее спасибо.

YanP 196 14
Авг 08 #2
Цитата

никак

удивляют такие ответы. необосновано непрофессионально.

по керну - вытеснение нефти водой, относительные фазовые проницаемости. принцип один и тот же, но во втором случае больше информации по динамике процесса.

XFactor 279 14
Авг 08 #3

YanP пишет:

удивляют такие ответы. необосновано непрофессионально.

по керну - вытеснение нефти водой, относительные фазовые проницаемости. принцип один и тот же, но во втором случае больше информации по динамике процесса.

Если вы такой профессионал, то поделиться как можно определить НЕ ЛАБОРАТОРНЫМ путем остаточную нефтенасыщенность. Статистические корреляции дают полную лажу...

Unknown 1656 15
Сен 08 #4

YanP пишет:

удивляют такие ответы. необосновано непрофессионально.

по керну - вытеснение нефти водой, относительные фазовые проницаемости. принцип один и тот же, но во втором случае больше информации по динамике процесса.

читайте внимательно (чтобы было понятно - подчеркиваю)
НЕ ЛАБОРАТОРНЫМ

YanP 196 14
Сен 08 #5

сорри. надо выделять "НЕ" а не "ЛАБОРАТОРНЫЙ". а то взгляд не на том останавливается :-)

ShadowRaven 620 13
Фев 09 #6

YanP пишет:

сорри. надо выделять "НЕ" а не "ЛАБОРАТОРНЫЙ". а то взгляд не на том останавливается :-)


Как вариант - ЯМР, но не Тверской, а многочастотный - Хал или стационарные замеры Шлюмовским CMR. Последние годв появился многочастотник у Хьюза но по Сибири результатов в Кно не видел

lemon 133 13
Фев 09 #7

zi2do пишет:

Здравствуйте уважаемые коллеги.
Мне тут пришлось определить для нефтяных залежей динамическую пористость (Кп.д.) и при подстановки данных столкнулся с остаточной нефтенасыщенностью (Ко.н).
Подскажите, пожалуйста, как определить Ко.н не ЛАБОРАТОРНЫМ путем.
Заранее спасибо.


Насколько я понял, тебя интересуют корреляции. Примерно Кн.о. можно определить по типу пород (см. файл - параметр Кп.о. в таблице).DOC002.PDF

YanP 196 14
Фев 09 #8

ShadowRaven пишет:

Как вариант - ЯМР, но не Тверской, а многочастотный - Хал или стационарные замеры Шлюмовским CMR. Последние годв появился многочастотник у Хьюза но по Сибири результатов в Кно не видел

вы наверное имеете ввиду модификацию прибора ЯМК для определения типа флюида. у Хала не припоминаю (но наверняка есть), у Бэйкера - MRExplorer, у Шлюма - MRX (MR-Scanner). тверчане пока отстают, но наработки по этой теме у них есть.

YanP 196 14
Фев 09 #9

Сынгаевский написал хорошую книгу:

Джафаров И.С., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ядерно-магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. - М.: Химия, 2002. - 439 c.

могу поделиться цифровой копией для ознакомления...
но в интернете я видел ее в продаже

VIT 1124 16
Фев 09 #10

ShadowRaven пишет:

Как вариант - ЯМР, но не Тверской, а многочастотный - Хал или стационарные замеры Шлюмовским CMR. Последние годв появился многочастотник у Хьюза но по Сибири результатов в Кно не видел


А по другим местам видели ? Я первый раз слышу что остаточную нефть определяют по CMR.

А вообще по "обычным коллекторам" за неимением данных можно брать 0.3, думаю в 90% случаев ошибка будет +-0.1 или меньше.

Unknown 1656 15
Фев 09 #11

YanP пишет:

Сынгаевский написал хорошую книгу:

Джафаров И.С., Сынгаевский П.Е., Хафизов С.Ф. Применение метода ядерно-магнитного резонанса для характеристики состава и распределения пластовых флюидов. - М.: Химия, 2002. - 439 c.

могу поделиться цифровой копией для ознакомления...
но в интернете я видел ее в продаже


А поделись цифровой окпией для ознакомленияsmile.gif

ShadowRaven 620 13
Фев 09 #12

VIT пишет:

А по другим местам видели ? Я первый раз слышу что остаточную нефть определяют по CMR.

А вообще по "обычным коллекторам" за неимением данных можно брать 0.3, думаю в 90% случаев ошибка будет +-0.1 или меньше.


Приемлемые результаты (ИМХО) видел по оффшорным скважинам в Китае (Bohai Bay). Там как раз сравнивалилась скважина с результатми MRIL-Prime (D) и стационарным замерами CMR (Enhanced Diffusion). Sxo определялось исключительно но данным ЯМР: Позже была сделана калибровка по керну (сверлящий грунтонос). Несмотря на различия в глубинности замеров, корреляция по отдельным пластам была до r=0.85:

Однако в следующие годы бурилисьтолько наклонно-направленые стволы и где выполнялся только LWD

VIT 1124 16
Фев 09 #13

ShadowRaven пишет:

Приемлемые результаты (ИМХО) видел по оффшорным скважинам в Китае (Bohai Bay). Там как раз сравнивалилась скважина с результатми MRIL-Prime (D) и стационарным замерами CMR (Enhanced Diffusion). Sxo определялось исключительно но данным ЯМР: Позже была сделана калибровка по керну (сверлящий грунтонос). Несмотря на различия в глубинности замеров, корреляция по отдельным пластам была до r=0.85:

Однако в следующие годы бурилисьтолько наклонно-направленые стволы и где выполнялся только LWD


А причем здесь Sxo, и как это связано с остаточной нефтью. Не путаете ли Вы связанную воду и остаточную нефть ?

volvlad 2256 15
Фев 09 #14

VIT пишет:

А причем здесь Sxo, и как это связано с остаточной нефтью. Не путаете ли Вы связанную воду и остаточную нефть ?

Если Sxo - это водонасыщенность промытой зоны, то думаю, что связь с Sor будет достаточно хорошей. Единственное, что для нахождения функции нужны будут данные по Sor c керна, с этого же месторождения или хотя бы аналога.

Avers 77 15
Фев 09 #15

lemon пишет:

Насколько я понял, тебя интересуют корреляции. Примерно Кн.о. можно определить по типу пород (см. файл - параметр Кп.о. в таблице).

Что за книга?

VIT 1124 16
Фев 09 #16

V. Volkov пишет:

Если Sxo - это водонасыщенность промытой зоны, то думаю, что связь с Sor будет достаточно хорошей. Единственное, что для нахождения функции нужны будут данные по Sor c керна, с этого же месторождения или хотя бы аналога.


А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.

volvlad 2256 15
Фев 09 #17

VIT пишет:

А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.

Да согласен, что все не так просто. Иначе давно бы пользовались этими инструментами. Просто мысль возникла, что должна существовать связь Sxo с Sor. Но скорее всего параметры и тип бурового раствора, тип коллектора, литология и пр. будут влиять настолько, что даже если корреляция по какой-то скважине и будет найдена, то она скорее всего будет неприменима к другим скважинам.

kochichiro 943 15
Фев 09 #18

zi2do пишет:

Здравствуйте уважаемые коллеги.
Мне тут пришлось определить для нефтяных залежей динамическую пористость (Кп.д.) и при подстановки данных столкнулся с остаточной нефтенасыщенностью (Ко.н).
Подскажите, пожалуйста, как определить Ко.н не ЛАБОРАТОРНЫМ путем.
Заранее спасибо.

Есть в отечественной практике затасканная корреляция Ширковского, она увязывает остаточную нефтенасыщенность с вязкостью, пористостью и т.д. Если интересует на днях выложу.

ShadowRaven 620 13
Мар 09 #19

VIT пишет:

А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.


CMR может выполнять стационарные замеры на разных частотах. При этом появляется возможность разделять сигнал от нефти-газа ФБР и капиллярной воды. Называлется такая методика D-T2 mapping или MRF. У меня были такие результаты только по юре Северного моря. Но наши ребята из Шлюма утверждали, что получали аналогичные результаты по З Сибири (по-моему шла речь о "рябчике" Самотлора).

ShadowRaven 620 13
Мар 09 #20

VIT пишет:

А есть ли разница в реакции CMR между нефтью, водой и буровым раствором ? Я такого анализа не встречал, насколько я знаю CMR может показать если нефть очень вязкая. К тому же, как мне видится, если бы дело было только в Sxo то мы бы определяли остаточную нефть по сопротивлению, чего я тоже ни разу не встречал.


С высоковязкими нефтями не работал, но в SPWLA есть несколько публикаций по попыткам применения CMR в Канаде (высоковязкие нефти в известняках). В тех нескольких "живых" примерах что встречались сигнал Т2 от нефти всегда попадал в область связанной воды т.е. менее 40 мсек. "Вытащить" оттуда его можно было только по результатам стационарных замерах на MARAN или CoreSpec

Пару лет назад этим занимались в NorskHydro, но результатов не видел

ojakov 135 16
Мар 09 #21

Unknown пишет:

А поделись цифровой окпией для ознакомленияsmile.gif


Ептиль, я ж с этим товарищем (Сынгаевским) в футбик играю. До чего же мир тесен..

Temr 140 15
Фев 10 #22

zi2do пишет:

Здравствуйте уважаемые коллеги.
Мне тут пришлось определить для нефтяных залежей динамическую пористость (Кп.д.) и при подстановки данных столкнулся с остаточной нефтенасыщенностью (Ко.н).
Подскажите, пожалуйста, как определить Ко.н не ЛАБОРАТОРНЫМ путем.
Заранее спасибо.

Все завсит от типа коллектора ( терригеный, карбонатный)
для теригенных ниже
http://heriot-watt.ru/ipb.html?act=attach&...post&id=424

Go to top