Комплес ГИС в карбонатном разрезе?

Последнее сообщение
Crusnik 1 12
Июн 09

Подскажите какой комплекс ГИС используется в карбонатном разрезе в необсажиной скважине?

YanP 196 13
Июн 09 #1

карбонаты карбонатам рознь. уточните, какая пористость, структура, литология, наличие трещин, кавернозность, какой буровой раствор и т.д. и еще какой комплекс имеется ввиду - "советский" или западный?

в принципе приборы везде одинаковые. различаются методики интерпретации.

ShadowRaven 619 12
Июн 09 #2

Если есть смесь кальцит-доломит, то помогает Ре (при отсутствии размывов и барита в р-ре)
Ежели присутствует рассеяннное ОВ - спектральный ГК

А так - стандартный комплекс, с доп методами в зависимости от задач и специфики разреза.

Unknown 1652 15
Июн 09 #3

ShadowRaven пишет:

стандартный комплекс, с доп методами в зависимости от задач и специфики разреза.

+1

Mustang 1 12
Июн 09 #4

если я не слишком припозднился с ответом, то комплекс приблезительно выглядит так:
Общие исследования во всём интервале разреза включают в себя следующие методы: газовый каротаж + ГТИ, КС (А2М0,5N, N6M0,5A), БК, ГК, НГК, АК, ГГК-П, резистивиметрия, кавернометрия, инклинометрия, термометрия;
БКЗ, БК (двухзондовый), БМК, ИК, кавернометрия, ГК, НГК, АК, ГГК-П - детальные обязательные;
СГК, ИННК, ИНГК, ИНГКС, ГГК-ЛП, ЯМК, ЭМКЗ, наклонометрия, микросканер, ГДК, ОПК, ИПТ, СКО - детальные дополнительные исследования.

YanP 196 13
Июн 09 #5

что-то вы совсем уж все в кучу собрали. и методы по несколку раз упоминаются (например резистивиметрия). да и не ГИС зачем то сюда же...

по порядку:
газовый каротаж + ГТИ - эти везде полезны и это уже не совсем ГИС (или совсем не ГИС ))
КС (А2М0,5N, N6M0,5A), БК - почему индукционный и диэлектрический забыли? тут все зависит от сопротивления породы. лучше всего для карбонатов, конечно БК (иногда сопротивление за 200 kOhm.m зашкаливает)
ГК - тут позволю себе не согласиться. необходимо учитывать много факторов, одной глинистость не выкрутиться. СГК немного лучше наверное. я хороших данных в карбонатах не видел
НГК - надо конечно, если пористость хотите считать
АК - лучше широкополосную дипольную акустику писать - очень много информации дает
ГГК-П - один из основных методов на пористость. лучше конечно вместе с ННКт (который почему то не упомянут)
кавернометрия, инклинометрия, термометрия - бесспорно
ИННК - прекрасно, тем более в соленых водах
ИНГК - - в режиме сечения макрозахвата нейтронов работает, если вода соленая и закачки пресных вод не было. в режиме С/О не работает из-за С
ИНГКС - если речь идет о литологии, то прекрасный метод не только для карбонатов
ГГК-ЛП - о да! эта вещь реально нужна
ЯМК - все зависит от пористости. поэтому всегда надо знать, с какими коллекторами работаем и не пихать ЯМК в каждую дырку, потому что это "крутой метод". плюс еще тяжелые нефти картину портят

nizhlogger 327 12
Окт 09 #6

YanP пишет:

что-то вы совсем уж все в кучу собрали. и методы по несколку раз упоминаются (например резистивиметрия). да и не ГИС зачем то сюда же...

по порядку:
газовый каротаж + ГТИ - эти везде полезны и это уже не совсем ГИС (или совсем не ГИС ))
КС (А2М0,5N, N6M0,5A), БК - почему индукционный и диэлектрический забыли? тут все зависит от сопротивления породы. лучше всего для карбонатов, конечно БК (иногда сопротивление за 200 kOhm.m зашкаливает)
ГК - тут позволю себе не согласиться. необходимо учитывать много факторов, одной глинистость не выкрутиться. СГК немного лучше наверное. я хороших данных в карбонатах не видел
НГК - надо конечно, если пористость хотите считать
АК - лучше широкополосную дипольную акустику писать - очень много информации дает
ГГК-П - один из основных методов на пористость. лучше конечно вместе с ННКт (который почему то не упомянут)
кавернометрия, инклинометрия, термометрия - бесспорно
ИННК - прекрасно, тем более в соленых водах
ИНГК - - в режиме сечения макрозахвата нейтронов работает, если вода соленая и закачки пресных вод не было. в режиме С/О не работает из-за С
ИНГКС - если речь идет о литологии, то прекрасный метод не только для карбонатов
ГГК-ЛП - о да! эта вещь реально нужна
ЯМК - все зависит от пористости. поэтому всегда надо знать, с какими коллекторами работаем и не пихать ЯМК в каждую дырку, потому что это "крутой метод". плюс еще тяжелые нефти картину портят

Хотя и поздновато но прочитамши жутко любопытно стало как это ЯМК от пористости зависит. И для чего при этом надо знать с какими коллекторами работаем. И как это ЯМК тяжёлая нефть картину портит. Я с этим как то работал и ничего не заметил. Он на самом деле "крутой" метод и был бы подешевле то в каждую дырку и совали бы.
И потом кто сказал что СО в карбонатах не работает? Вот народ то не знает..И продолжает использовать. Причём в карбонатах как правило данные СО лучше получаются. И ещё НГК я бы рекомендовать не стал. Жутко нелинейный для определения пористости и большая погрешность что в карбонатном разрезе не есть хорошо. Только ННКт компенсированный.

YanP 196 13
Окт 09 #7

nizhlogger пишет:

Хотя и поздновато но прочитамши жутко любопытно стало как это ЯМК от пористости зависит. И для чего при этом надо знать с какими коллекторами работаем. И как это ЯМК тяжёлая нефть картину портит. Я с этим как то работал и ничего не заметил. Он на самом деле "крутой" метод и был бы подешевле то в каждую дырку и совали бы.
И потом кто сказал что СО в карбонатах не работает? Вот народ то не знает..И продолжает использовать. Причём в карбонатах как правило данные СО лучше получаются. И ещё НГК я бы рекомендовать не стал. Жутко нелинейный для определения пористости и большая погрешность что в карбонатном разрезе не есть хорошо. Только ННКт компенсированный.


CO в карбонатах работает, но качество лучше в высокопористых коллекторах.
По ЯМК и пористость - имеется ввиду величина этой самой пористости.
Тип коллектора - например, в случае крупнокавернозного коллектора, маловероятно, что мы сможем поляризовать весь объем флюида в порах, т.е. Кп будет занижено.
Тяжелая нефть портит картину при расчете подвижного флюида. сигнал от флюида в крупных порах "залазит" на сигнал связанного флюида.

nizhlogger 327 12
Окт 09 #8

YanP пишет:

Тяжелая нефть портит картину при расчете подвижного флюида. сигнал от флюида в крупных порах "залазит" на сигнал связанного флюида.

Сейчас есть обработка сигнала не только по Т2 но по Т2 и Диффузии одновременно. И тяжёлая нефть ничего не портит так как по диффузии отличается сильно от воды.
Проблемы есть небольшие ещё но не то что раньше.

ShadowRaven 619 12
Окт 09 #9

nizhlogger пишет:

Ну если минут 10 постоим на точке то точно поляризуем. Но если вести запись то да, недобор получится. Но это тоже важная инфа. Сколько недобора столько и кавернозной пористости. Да и в обработке это компенсируется.


Каким прибором выполняется стац измерение - СMR+?
Есть ли возможнось заказать MRIL-D (prime) или Шлюмовский MRex?

nizhlogger 327 12
Окт 09 #10

ShadowRaven пишет:

Каким прибором выполняется стац измерение - СMR+?
Есть ли возможнось заказать MRIL-D (prime) или Шлюмовский MRex?

Да на точке стоять любым прибором можно. Только кроме как для CMR+ сейчас это неактуально. А это старьё и в скважину сейчас совать уже моветон. Кстати MREX это Бэйкровский прибор. Шлюмы свой переобозвали на что-то типа МР-Сканер чтобы народ не путался.
Заказать сейчас по моему и чёрта можно. Лишь бы деньги были.

Go to top