Окт 09
Как определяются граничные значения коллектор-неколлектор терригенного разреза?
Особенно интересуют вопросы объема глинистой компоненты Vcl и общей пористости;
Опубликовано
20 Окт 2009
Активность
36
ответов
11014
просмотров
17
участников
0
Рейтинг
Посмотри про пористость
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).
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.
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
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).
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:
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?
От этой цифры и отталкиваться при дальнейших рассуждениях
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)
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.
не могли бы разъяснить подробнее что такое vs porosity и kh vs porosity?
Спасибо
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!!!
делают часто отсекая пористоть при проницаемости 1mD
смотря что за регион, тк граничные могут быть и 3-4 mD а могут и 7-8 ))))
для карбонатов среднепотолочная граничная проницаемость 0,1 мД.
Для газа/конденсата ниже по сравнению с нефтью
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.
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.
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"?
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.
Как тут удалять свои сообщения (например чтобы даблпостинга не было)?
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...
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.