Авг 08
В очередной раз столкнулся с проблемой, когда показания нейтронника, прописанного сразу после вскрытия пласта и через неделю (повторный каротаж) отличаются друг от друга.
Повторный каротаж в последнем случае показал большую пористость. Разбег только в интервале возможно нефтенасыщенного коллектора. Коллектор карбонатный.
Интересно, что остальные зонды показания не поменяли. Можно было бы списать на брак записи, но смущает:
1. Третья запись еще через 10 дней повторила вторую (пористость увеличилась ).
2. Различие только в интервале нефтенасыщенного коллектора - в воде и плотняке все в порядке.
Легко придумать объяснение для уменьшения пористости , но не увеличения...
Никто с таким не сталкивался?
Опубликовано
06 Авг 2008
Активность
9
ответов
3421
просмотр
6
участников
0
Рейтинг
Первая мысль - зона проникновения. Точнее, формирование зоны проникновения.
Первый и второй каротаж были в открытом стволе? Или за 10 дней в скважину уже обсадную колонну поставили?
И какие пористости в этом нефтенасыщенном коллекторе?
Если влияние зоны проникновения, то что именно увеличивает пористость?
Пористость невысокая. При прочих равных условиях зона проникновения должна быть большой.
Влияние формирования зоны проникновения на нейтронные методы. Нефть с водородным индексом 0.6-0.8 замещается водой с водородным индексом 1.0. В целом в зоне исследования водородный индекс увеличивается - что увеличивает кажущуюся нейтронную пористость.
Хорошо бы помониторить этот пласт электрическими методами. Или хотя бы сравнить конфигурацию разноглубинных электрических кривых в день 0 и день 10.
А как там с глинистой коркой? По идее формирование глинистой корки и кальматация призабойной части пласта должна приостанавливать формирование зоны проникновения.
Тут еще перечитал первый пост.
а вот мне легко это объяснение как-то не придумывается. можно подробнее?
кстати. если нет сопротивлений - то можно сравнить хотя бы большой и малый нейтронные зонды
"Коллектор" карбонатный какая там пористость может быть? Всё условно только вскрытие покажет угадал ли интерпретатор.
Благодаря буровику увидел старый вопрос. Пористость в "карбонатном коллекторе определяется также как и в песчаном "на раз" если писать нормальные методы а не одну только ПС и потом гадать на "кофейной гуще"
если разница в нейтроннике только по нефтяному интервалу а в воде нет разницы то виноват газ. Я часто наблюдал когда при обработке 2D NMR в интервале вобщем-то нефти присутствует газ. Сигнал чёткий и однозначный. Я думаю что причина прежде всего в небольшой глубине исследования как нейтрорнника так и ЯМК и в том что при вскрытии бурением в результате резких изменений давления (из-за динамики бурового раствора) в призабойной зоне из остаточной нефти выделяется газ. Особенно в интервалах с лёгкой нефтью. Потом этот газ растворяется в нефти обратно но похоже не весь и не сразу. И даёт потом вот такие эффекты и на нейтронник и на ЯМК. Да и на плотностной тоже. То есть надо помнить что посчитать пористость с точностью хотя бы до 1% в нефтяном пласте одного нейтронника ну никак не достаточно. Особенно если нефть лёгкая. И относится надо к коррекции за влияние лёгких углеводородов на все методы так же как и в случае с газовым пластом.
Почему давление на забое (или в ЗП пласта) меньше, чем давление пласта? для частичной дегазации нефти это будет одним из условий.