Расчет КНГ в терригенном разрезе

Последнее сообщение
Еленочка 117 11
Окт 09

При расчете КНГ как правило я пользовалась петрофизической зависимостью параметра насыщения от коэффициента остаточной водонасыщенности и параметра пористости от коэффициента пористости.
В итоге мне нужны были при расчете значения сопротивления воды и удельное сопротивление породы.
Однако поскольку зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт может быть значительной, то соответственно КГ будет расчитан неверно.
Как более достоверно можно определить КНГ?
Или брать среднее арифметическое суммы сопротивления пластовой воды и фильтрата?
Надеюсь на вашу помощь, уважаемые smile.gif

Unknown 1652 14
Окт 09 #1

Еленочка пишет:

При расчете КНГ как правило я пользовалась петрофизической зависимостью параметра насыщения от коэффициента остаточной водонасыщенности и параметра пористости от коэффициента пористости.
В итоге мне нужны были при расчете значения сопротивления воды и удельное сопротивление породы.
Однако поскольку зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт может быть значительной, то соответственно КГ будет расчитан неверно.
Как более достоверно можно определить КНГ?
Или брать среднее арифметическое суммы сопротивления пластовой воды и фильтрата?
Надеюсь на вашу помощь, уважаемые smile.gif

Brat zondi s maksimalnoj glubinoy issledovanija + mohno vvodit vsjakie popravki
P.S. Nichego osrednjat ne nado

nizhlogger 327 11
Окт 09 #2

Еленочка пишет:

При расчете КНГ как правило я пользовалась петрофизической зависимостью параметра насыщения от коэффициента остаточной водонасыщенности и параметра пористости от коэффициента пористости.
В итоге мне нужны были при расчете значения сопротивления воды и удельное сопротивление породы.
Однако поскольку зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт может быть значительной, то соответственно КГ будет расчитан неверно.
Как более достоверно можно определить КНГ?
Или брать среднее арифметическое суммы сопротивления пластовой воды и фильтрата?
Надеюсь на вашу помощь, уважаемые smile.gif

Удельное сопротивление породы или Rt или Rп подразумевает истинное сопротивление породы без влияния фильтрата бурового раствора. Если есть влияние то надо думать как его прежде всего оценить и потом компенсировать. Это очень сложно и достоверно мало у кого получается. Очень сильно зависит от конкретной сиуации. С современными буровыми растворами и импортными индукционными приборами, с глубиной исследования до трёх метров это крайняя редкость.
Экспериментировать с какими-то средними значениями фильтрата и пластовой воды без понимания что именно в пласте находится категорически нельзя.

Mitchell 10 11
Дек 09 #3

Еленочка пишет:

При расчете КНГ как правило я пользовалась петрофизической зависимостью параметра насыщения от коэффициента остаточной водонасыщенности и параметра пористости от коэффициента пористости.
В итоге мне нужны были при расчете значения сопротивления воды и удельное сопротивление породы.
Однако поскольку зона проникновения фильтрата бурового раствора в пласт может быть значительной, то соответственно КГ будет расчитан неверно.
Как более достоверно можно определить КНГ?
Или брать среднее арифметическое суммы сопротивления пластовой воды и фильтрата?
Надеюсь на вашу помощь, уважаемые smile.gif


Среднеарифметическое брать конечно неправильно ...сопротивление породы рассчитывается по палеткам по комплексу БКЗ или например по ВИКИЗу (ИК). Сопротивление пластовой воды определяется в основном по результатам лабораторных исследований.
Есть вариант расчета с использованием параметра объемной влажности
Ро = f(wв), где Ро = Рп*Рн, а wв = Кп*Кв.
в результате преобразований получится уравнение вида Кн=1-(a*Rп^-в)/Кп

GeoLin 53 10
Окт 14 #4

Корректно ли расчитывать Кн по зависимости от пористости? Корреляционный коэф составляет примерно - 0.6.

Пласт считается поолностью нефтенасыщенным и уровня ВНК вскрытого скважинам не установлено. Есть вскрытые пропластки с насыщением нефть+вода.

Unknown 1652 14
Окт 14 #5

GeoLin пишет:

Корректно ли расчитывать Кн по зависимости от пористости? Корреляционный коэф составляет примерно - 0.6.

Пласт считается поолностью нефтенасыщенным и уровня ВНК вскрытого скважинам не установлено. Есть вскрытые пропластки с насыщением нефть+вода.

А что бы не сопротивление и старую добрую зависимость Арчи-Дахнова (ну или ее дальнейшие модификации) не использовать?

Петя Ботев 939 9
Окт 14 #6

мы делаем это весьма интересным способом. Итерационно крутим  пористость, сопростивления и прочее до получении нужной сходимости. В софтах типа Прайма и тп не представляю как это сделать.

beaves 465 12
Ноя 14 #7

Петя Ботев пишет:
мы делаем это весьма интересным способом. Итерационно крутим  пористость, сопростивления и прочее до получении нужной сходимости. В софтах типа Прайма и тп не представляю как это сделать.

Петя, привет! В чём делаете сию процедуру?

Go to top