Граничные значения коллектор-неколлектор

Последнее сообщение
ShadowRaven 620 12
Окт 09

Как определяются граничные значения коллектор-неколлектор терригенного разреза?
Особенно интересуют вопросы объема глинистой компоненты Vcl и общей пористости;

Мики 7 13
Окт 09 #1

ShadowRaven пишет:

Как определяются граничные значения коллектор-неколлектор терригенного разреза?
Особенно интересуют вопросы объема глинистой компоненты Vcl и общей пористости;


Посмотри про пористость здесь

VIT 1124 15
Окт 09 #2

ShadowRaven пишет:

Как определяются граничные значения коллектор-неколлектор терригенного разреза?
Особенно интересуют вопросы объема глинистой компоненты Vcl и общей пористости;


К сожалению универсальной методологии я не встречал. Один из методов это построить два плота: net-to-gross vs porosity cut-off и кумулятивный kh vs porosity cut-off. Потом посмотреть и выбрать значение которое больше нравится.

ShadowRaven 620 12
Окт 09 #3

VIT пишет:

К сожалению универсальной методологии я не встречал. Один из методов это построить два плота: net-to-gross vs porosity cut-off и кумулятивный kh vs porosity cut-off. Потом посмотреть и выбрать значение которое больше нравится.


Один подход пористость- проницаемость (ИП или керн), где не течет- "не коллектор"

Но в конкретном случае (Малазия глубоководье) Все ИП показывали проницаемость (10-15 мД и выше). Т.е. плотняков нет

А обосновывать ГЗ надо (одна из задач).

VIT 1124 15
Окт 09 #4

ShadowRaven пишет:

Один подход пористость- проницаемость (ИП или керн), где не течет- "не коллектор"

Но в конкретном случае (Малазия глубоководье) Все ИП показывали проницаемость (10-15 мД и выше). Т.е. плотняков нет

А обосновывать ГЗ надо (одна из задач).


Течет или не течет - обычно сложно работать с этим показтелем, в каком то месте 10 мД будет за пределами pay, а в tight sand / shales 0.1 mD за счастье иметь. Я обычно начинаю с net pay (NTG) vs porosity cut-off: если есть переломное значение то его сразу будет видно, если же наблюдается плавное падение ntg (pay) с ростом cut-off то нужны более тонкие методы. Например использовать кумулятивный kh плот и отсечь, скажем, снизу 5% от него, обоснованием будет что принимая данный cut-off как максимум мы потеряем 5% от дебита и в то же время будем консервативны по запасам. Можно потом посмотреть на картинки керна в UV и сравнить.

Unknown 1652 15
Окт 09 #5

ShadowRaven пишет:

Как определяются граничные значения коллектор-неколлектор терригенного разреза?
Особенно интересуют вопросы объема глинистой компоненты Vcl и общей пористости;

А есть исследования керна Sw, Perm, Poro?

ShadowRaven 620 12
Окт 09 #6

Unknown пишет:

А есть исследования керна Sw, Perm, Poro?

Есть. даже относит проницаемость померяли. Разброс Sw irr от 55 до 72

Unknown 1652 15
Окт 09 #7

ShadowRaven пишет:

Есть. даже относит проницаемость померяли. Разброс Sw irr от 55 до 72


Тогда могу предложить следующее:
1. Предполагается , что коллектор обязан имет динамическую пористость > 0 (ПороДин=Поро*(1-Свирр-Сор)). По керну находим, граничное значение пористости, больше которого динамическая положительная. Далее уже с каротажа строишь 2 гистограмми для глинистости для точек с пористостью больше и меньше граничнои => кат-офф по глинистости

2. Считается, что при водонасышенности больше 50-55% притока нефти не получить (раз ест фазухи и капиллярки, то можно определить свою Sw). Для образцов с Sw < скажем 53%, находим моду для пронизаемости (обычно это в пределах первых милидарси). Пусть это кат-офф по проницаемости. Далее 2 гистограммы длля пористи > и < предельного значения проницаемости => кат-офф по пористости. Также для глинистости, используя уже пористость.

VIT 1124 15
Окт 09 #8

Unknown пишет:

Тогда могу предложить следующее:
1. Предполагается , что коллектор обязан имет динамическую пористость > 0 (ПороДин=Поро*(1-Свирр-Сор)). По керну находим, граничное значение пористости, больше которого динамическая положительная. Далее уже с каротажа строишь 2 гистограмми для глинистости для точек с пористостью больше и меньше граничнои => кат-офф по глинистости

2. Считается, что при водонасышенности больше 50-55% притока нефти не получить (раз ест фазухи и капиллярки, то можно определить свою Sw). Для образцов с Sw < скажем 53%, находим моду для пронизаемости (обычно это в пределах первых милидарси). Пусть это кат-офф по проницаемости. Далее 2 гистограммы длля пористи > и < предельного значения проницаемости => кат-офф по пористости. Также для глинистости, используя уже пористость.


Тогда придется обосновывать 50-55% водонасыщенности laugh.gif

Mitchell 10 12
Ноя 09 #9

ShadowRaven пишет:

Как определяются граничные значения коллектор-неколлектор терригенного разреза?
Особенно интересуют вопросы объема глинистой компоненты Vcl и общей пористости;


Граничные значения определяют по эффективной и динамической пористости.
Нужны значения остаточной воды и остаточной нефти по коллекции керна, рассчитывается связь. При Кпд=0 ->> получаем Кпэфф граничное.
От этого и пляшем дальше - получаем связи вида Кпэфф-Кп, Кпэфф-Кпр, Кпэфф-Кво, и определяем набор граничных значений.
потом переходим на ГИС. Зная граничное значение по пористости, определяем граничные значения по методам, по которым рассчитывается пористость (ПС,АК,ГГК,НКТ).

petra 107 11
Апр 10 #10

Люди! поясните как определяют граничное значение проницаемости. какие петрофизические связи при этом используют?

BoD 21 13
Апр 10 #11

petra пишет:

Люди! поясните как определяют граничное значение проницаемости. какие петрофизические связи при этом используют?


Читайте: Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом, В.И.Петерсилье, 2003 г. Стр.: с 3-14 по 3-23.

Используемые связи:

petra 107 11
Апр 10 #12

при построении куммулятивных кривых по данным опробования, сколько необходимо иметь минимальное количество опробованных пластов? чаще сталкиваюсть с тем, что мало опробований бывает, поэтому этот подход в этих случаях не дает надежных определений. также в нашем регионе редко проводят определение фазовых проницаемостей, что тоже исключается из практики. Имееются лишь данные по определению открытой пористости и абсолютной газопроницаемости, иногда Кв? что можно порекомендовать в этих случаях?

Unknown 1652 15
Апр 10 #13

petra пишет:

при построении куммулятивных кривых по данным опробования, сколько необходимо иметь минимальное количество опробованных пластов? чаще сталкиваюсть с тем, что мало опробований бывает, поэтому этот подход в этих случаях не дает надежных определений. также в нашем регионе редко проводят определение фазовых проницаемостей, что тоже исключается из практики. Имееются лишь данные по определению открытой пористости и абсолютной газопроницаемости, иногда Кв? что можно порекомендовать в этих случаях?

Установить (принять волевым решением) значение проницаемости, при которой есть приток газа.
От этой цифры и отталкиваться при дальнейших рассуждениях

PromGEO_Petr 12 11
Июн 10 #14

А скажите пожалуйста может кто сталкивался на практике, каким образом для абалакской свиты расчитываются кондиционные пределы, опять же методики определенной не существует, стандартный комплекс ГИС дает возможность только литологического расчленения, специальных исследований не проводилось. Может у кого есть литература, или хотя бы краткое описание данных отложений, свита малоизучена и информацию стоящую не представляется возможным найти. Буду очень признателен если кто поделится опытом)

beaves 465 13
Июн 10 #15

BoD пишет:

Читайте: Методические рекомендации по подсчету запасов нефти и газа объемным методом, В.И.Петерсилье, 2003 г. Стр.: с 3-14 по 3-23.
Используемые связи:

А с этой связью я бы не согласилсо, не может быть при Кп.эф=0 (Кп.эф=Кп*(1-Кво)) получиться Кп.граничное.
Всегда есть некая эффективная часть поры, при которой Кп имеет смысл быть.
Вот при Кп.динамическое=0 (Кп.дин=Кп*(1-Кво-Кно)) и будет наша искомая Кп.граничное!
Это мне сам соавтор (Яценко) этой книжки, откуда картинки, говорил.

Еленочка 117 12
Июн 10 #16

VIT пишет:

К сожалению универсальной методологии я не встречал. Один из методов это построить два плота: net-to-gross vs porosity cut-off и кумулятивный kh vs porosity cut-off. Потом посмотреть и выбрать значение которое больше нравится.


не могли бы разъяснить подробнее что такое vs porosity и kh vs porosity?

beaves 465 13
Июл 10 #17

Еленочка пишет:

не могли бы разъяснить подробнее что такое vs porosity и kh vs porosity?

vs = versus (сопоставление между параметрами, кросс-плот в общем).

Еленочка 117 12
Июл 10 #18

beaves пишет:

vs = versus (сопоставление между параметрами, кросс-плот в общем).

Спасибо

beaves 465 13
Авг 10 #19

Мики пишет:

Посмотри про пористость здесь

Зашёл, написано "пакет не найден"!

Julia1986 4 11
Ноя 10 #20

Помогите пожалуйста -напишите методику определения нижних кондиционных пределов пористости и нефтенасыщенности....они орпделяются по графикам, но я не знаю значений, по которым эти графики строятся!!!

beaves 465 13
Ноя 10 #21

Julia1986 пишет:

Помогите пожалуйста -напишите методику определения нижних кондиционных пределов пористости и нефтенасыщенности....они орпделяются по графикам, но я не знаю значений, по которым эти графики строятся!!!

Граничные параметры (коллектор-неколлектор) штоли? Вообще-то граничные пористость, эффективная пористость и проницаемость определяются при сопоставлении с динамической пористостью. А граничное значение нефтенасыщенности по ОФП (относительные фазовые проницаемости) определяюцо.

Julia1986 4 11
Ноя 10 #22

beaves пишет:

Граничные параметры (коллектор-неколлектор) штоли? Вообще-то граничные пористость, эффективная пористость и проницаемость определяются при сопоставлении с динамической пористостью. А граничное значение нефтенасыщенности по ОФП (относительные фазовые проницаемости) определяюцо.

Наверно...тут график-зависимость ппрниц-ть от динамич пористости-по нему кондиционный предел определяется, когда линию тренда добавляют....но вот не пойму-какие пераметры берут при построение графика- проницаемость -ср значение по скважине,проницаемость-среднее значение по месторождению...или вообще по плластам...иными словами не знаю что по Иксу Игрику....

Myp3uJIKA 237 14
Ноя 10 #23

Julia1986 пишет:

Наверно...тут график-зависимость ппрниц-ть от динамич пористости-по нему кондиционный предел определяется, когда линию тренда добавляют....но вот не пойму-какие пераметры берут при построение графика- проницаемость -ср значение по скважине,проницаемость-среднее значение по месторождению...или вообще по плластам...иными словами не знаю что по Иксу Игрику....

вообще все это по керну берут..

RomanK. 2164 14
Ноя 10 #24

Julia1986 пишет:

Наверно...тут график-зависимость ппрниц-ть от динамич пористости-по нему кондиционный предел определяется, когда линию тренда добавляют....но вот не пойму-какие пераметры берут при построение графика- проницаемость -ср значение по скважине,проницаемость-среднее значение по месторождению...или вообще по плластам...иными словами не знаю что по Иксу Игрику....

делают часто отсекая пористоть при проницаемости 1mD

Celebrity 1678 14
Ноя 10 #25
Цитата

делают часто отсекая пористоть при проницаемости 1mD

смотря что за регион, тк граничные могут быть и 3-4 mD а могут и 7-8 ))))

RomanK. 2164 14
Ноя 10 #26

Celebrity пишет:

смотря что за регион, тк граничные могут быть и 3-4 mD а могут и 7-8 ))))

да, зависит от сложившейся политической истории конторы

Unknown 1652 15
Ноя 10 #27

Celebrity пишет:

смотря что за регион, тк граничные могут быть и 3-4 mD а могут и 7-8 ))))

1 мД справедливо для песчаников нефтяных месторождений.
для карбонатов среднепотолочная граничная проницаемость 0,1 мД.
Для газа/конденсата ниже по сравнению с нефтью

FullChaos 875 14
Ноя 10 #28

Самое простое - строится интегральное распределение Апс в интервалах коллекторов и неколлекторов, определенных предварительно по качественным признакам.

Получаются две кривые, точка их пересечения будет граничное значение Апс. Проницаемость и пористость находим по зависимостям Кп,Кпр=f(Апс), установленным на керне.

Также и нефтенасыщеннность - граничное значение сопротивления устанавливается на основании испытаний.

Это классика советского кино. Это есть в любой методичке по интерпретации ГИС. Не поленитесь прочтите.

RomanK. 2164 14
Ноя 10 #29

А вот ещё мнение, из подсчета запасов который под рукой:
"В высокоомных карбонатных разрезах выделение эффективных толщин по комплексу качественных признаков затруднено. Поэтому в настоящей работе использован широко применяемый в таких разрезах подход к выделению коллекторов по количественному критерию. В качестве такого критерия принято граничное значение пористости в 6.5%, установленное с помощью сопоставления распределений значений пористости для проницаемых и непроницаемых образцов по керну представленное на рис. X.XX."
Вроде как серьезно, только далее:
"Данному значению пористости соответствует граничное значение проницаемости в 1 мД.
Количественный критерий коллектора по проницаемости в 1 мД для рассматриваемых отложений подтверждается при сопоставлении коэффициентов абсолютной проницаемости и эффективной пористости".
Покрутились и пришли к 1mD в карбонатах.

beaves 465 13
Ноя 10 #30
Цитата

делают часто отсекая пористоть при проницаемости 1mD

Ну это же условно, вы что! Что вы скажете эксперту в ГКЗ по этому поводу, "да взяли 1мД от балды и всё"?

Цитата

Наверно...тут график-зависимость ппрниц-ть от динамич пористости-по нему кондиционный предел определяется, когда линию тренда добавляют....но вот не пойму-какие пераметры берут при построение графика- проницаемость -ср значение по скважине,проницаемость-среднее значение по месторождению...или вообще по плластам...иными словами не знаю что по Иксу Игрику....

По Y откладываем пористости (Кп, Кп.эфф, Кп.дин), по Х откладываем Кпр. Такой график мне Яценко Г.Г. (эксперт-петрофизик в ГКЗ) показывал, я так обычно и строю. В общем, где тренд Кп.дин упираецо в нуль, там будет Кпр граничное, тянем линию вверх от Кпр граничное и получаем пересечение с трендом Кп.эфф, это будет Кп.эфф граничное, выше пересекаем тренд Кп, это будет примерное Кп граничное.

beaves 465 13
Ноя 10 #31

Как тут удалять свои сообщения (например чтобы даблпостинга не было)?

csforfun 470 13
Ноя 10 #32

beaves пишет:

По Y откладываем пористости (Кп, Кп.эфф, Кп.дин), по Х откладываем Кпр. Такой график мне Яценко Г.Г. (эксперт-петрофизик в ГКЗ) показывал, я так обычно и строю. В общем, где тренд Кп.дин упираецо в нуль, там будет Кпр граничное, тянем линию вверх от Кпр граничное и получаем пересечение с трендом Кп.эфф, это будет Кп.эфф граничное, выше пересекаем тренд Кп, это будет примерное Кп граничное.


Весь мир стоит графики (зависимости) по принципу по Y - что зависит, по Х - от чего зависит. По вашей (и г-на Яценко видимо) логике получается, что пористость зависит от проницаемости... wink.gif То есть построить конечно можно и так и так, но вам не кажется, что нелогичненько получается?

Myp3uJIKA 237 14
Ноя 10 #33

csforfun пишет:

Весь мир стоит графики (зависимости) по принципу по Y - что зависит, по Х - от чего зависит. По вашей (и г-на Яценко видимо) логике получается, что пористость зависит от проницаемости... wink.gif То есть построить конечно можно и так и так, но вам не кажется, что нелогичненько получается?

г-н Яценко все таки наверное не зря в ГКЗ smile.gif
не имеет принципиального значения как считать пределы, на одном графике эти все проекции рисовать, или на разных - суть одна и та же.
Во главе угла стоит тренд динамической пористости, ноль которого показывает предел коллектора по эффективной пористости, а затем и по обычной либо по проницаемости.

Док 181 11
Ноя 10 #34

csforfun пишет:

Весь мир стоит графики (зависимости) по принципу по Y - что зависит, по Х - от чего зависит. По вашей (и г-на Яценко видимо) логике получается, что пористость зависит от проницаемости... wink.gif То есть построить конечно можно и так и так, но вам не кажется, что нелогичненько получается?

Какие к черту "завистмости"?....Это коррелируемые связи и, причем, так себе коррелируемые. По сему как кму удобно, так и строят.

beaves 465 13
Ноя 10 #35

csforfun пишет:

Весь мир стоит графики (зависимости) по принципу по Y - что зависит, по Х - от чего зависит. По вашей (и г-на Яценко видимо) логике получается, что пористость зависит от проницаемости... wink.gif То есть построить конечно можно и так и так, но вам не кажется, что нелогичненько получается?

Какая разница вы мне скажИте что от чего строить? Вы же в курсе что почём и зачем.

beaves 465 13
Ноя 10 #36

FullChaos пишет:

Самое простое - строится интегральное распределение Апс в интервалах коллекторов и неколлекторов, определенных предварительно по качественным признакам.
Получаются две кривые, точка их пересечения будет граничное значение Апс. Проницаемость и пористость находим по зависимостям Кп,Кпр=f(Апс), установленным на керне.
Также и нефтенасыщеннность - граничное значение сопротивления устанавливается на основании испытаний.
Это классика советского кино. Это есть в любой методичке по интерпретации ГИС. Не поленитесь прочтите.

Кпр=f(Апс), ну ты загнул, ПСка с проницаемостью никогда не ляжет "в одну постель", точки разнесёт огого как. Кпр хорошо ложицо с Кп.эфф.

Go to top