Народ как расчитать пористость пласта

Последнее сообщение
Geoshizik 5 11
Янв 10

Как расчитать пористость пласта при известном насыщении, интервальном времени и температуре.

Unknown 1652 14
Янв 10 #1

Geoshizik пишет:

Как расчитать пористость пласта при известном насыщении, интервальном времени и температуре.

www.carbonet.net/PETROPHYSICAL_FORMULAE.ppt
слайд номер 3.

Geoshizik 5 11
Янв 10 #2

PHIS = (1/Cmp) * (DT - DTma) / (DTfld - DTma)
Эта формула я правильно понимаю? DTma-интервльное время, а остальное что? Объясни плиз!!!!!!

Unknown 1652 14
Янв 10 #3

Geoshizik пишет:

PHIS = (1/Cmp) * (DT - DTma) / (DTfld - DTma)
Эта формула я правильно понимаю? DTma-интервльное время, а остальное что? Объясни плиз!!!!!!

DT - интервальное время, замер
DTfld -интервальное время в жидкости, из справочника
DTma - интервальное время в матрице породы, из справочника

beaves 465 12
Янв 10 #5

Geoshizik пишет:

Как расчитать пористость пласта при известном насыщении, интервальном времени и температуре.

По формуле Фоменко, Кп=f(DT, APS)! ;-)

beaves 465 12
Янв 10 #6

Unknown пишет:

DT - интервальное время, замер
DTfld -интервальное время в жидкости, из справочника
DTma - интервальное время в матрице породы, из справочника

А CMP кто такой?

Unknown 1652 14
Янв 10 #7

А CMP кто такой?

"коэффициент уплотнения" - нужен для неуплотненных отложений (палеоген-неоген), когда акустика завышает пористость.

nizhlogger 327 11
Янв 10 #8

Этот 1/СМР фактор на самом деле не только для слабоконсолидированных но и для глубоких плотно спрессованных пород тоже.
При определении пористости по акустике это основная проблема в отличие от определения по плотности или по показаниям нейтронника.
Показания акустики сильно зависят от степени уплотнения зёрен и площади контакта зёрен между собой. Потому и введён этот коэффициент.
Приблизительно оценить этот коэффициент можно определив интервальное время в близлежащих глинах. Например если интервальное время продольной волны в глинах будет 100 мкс/фут (или 328мкс\м) то этот коэффициент равен 1. Если 90мкс/фут то 0.9 а если 110мкс.фут то 1.1. То есть 1\СМР=0.01*DTsh (в футах).
Футы здесь используются только потому что так наверное проще. А может и потому что американцы эту зависимость предложили.
Только надо помнить что даже с такой оценкой фактора уплотнения пористость по акустике не самая точная. Так как не всегда рядом с исследуемым интервалом есть качественные глины по которым можно этот фактор оценить.

ShadowRaven 619 12
Окт 10 #9

1. Wyllie presents linear relationship, and require knowledge of matrix, fluid and shale compaction correction factor:
PHIT=(DT-DTma)/(DTfl-DTma) * 1/Cp; Cp=DTsh/100 >1 [DTsh=shale]

2. Hunt-Raymer presents non-linear relationship, and require knowledge of ALFA, which has to be calibrated to core/other porosity datasets (typical range 70-90); If ALFA=90 this equation will be close to Hunt-Raymer-Gardner model
PHIT=(DT-DTma)/(DTfl-DTma) * a/DT

3. Hunt-Raymer-Gardner is later modification, presents non-linear relationship, and is a “self-normalized” equation independent from fluid properties:
PHIT=(DT-DTma)/DT *5/8 (empiric variable)

beaves 465 12
Окт 10 #10

ShadowRaven пишет:

1. Wyllie presents linear relationship, and require knowledge of matrix, fluid and shale compaction correction factor:
PHIT=(DT-DTma)/(DTfl-DTma) * 1/Cp; Cp=DTsh/100 >1 [DTsh=shale]
2. Hunt-Raymer presents non-linear relationship, and require knowledge of ALFA, which has to be calibrated to core/other porosity datasets (typical range 70-90); If ALFA=90 this equation will be close to Hunt-Raymer-Gardner model
PHIT=(DT-DTma)/(DTfl-DTma) * a/DT
3. Hunt-Raymer-Gardner is later modification, presents non-linear relationship, and is a ”self-normalized” equation independent from fluid properties:
PHIT=(DT-DTma)/DT *5/8 (empiric variable)

DT всякие тут в каких единицах, мкс/м или мкс/фут или без разницы?
Кто тут (2) такой ALPHA? Или этот параметр подгонять пока не сядет на CorePhit?
В (3) кто такой "5/8", эмпирический коэффициент зависящий от уплотнённости пород?

csforfun 470 13
Окт 10 #11

beaves пишет:

DT всякие тут в каких единицах, мкс/м или мкс/фут или без разницы?
Кто тут (2) такой ALPHA? Или этот параметр подгонять пока не сядет на CorePhit?
В (3) кто такой "5/8", эмпирический коэффициент зависящий от уплотнённости пород?


Как вы понимаете ДТ в мкс/фут или в мкс/м будет влиять только в коэффициенте уплотнения (compaction coefficient ) 1/Cp, ибо в отношении (DT-DTma)/(DTfl-DTma) в каких единицах не возьми, результат один будет. А коэффициент уплотнения равен 100/ДТгл если в мкс/фт и 330/ДТгл если в мкс/м.

5/8 = 0.625 - чисто эмпирическая величина, причем вроде как это нижний предел изменения, верхний вроде как 0,7.

ShadowRaven 619 12
Окт 10 #12

beaves пишет:

DT всякие тут в каких единицах, мкс/м или мкс/фут или без разницы?
Кто тут (2) такой ALPHA? Или этот параметр подгонять пока не сядет на CorePhit?
В (3) кто такой "5/8", эмпирический коэффициент зависящий от уплотнённости пород?

да,
да, (часто подгоняю под керн или нейтрон-плотностной в чистом водоносном пласте)
....и таки да, но скорее зависит от литологии разреза, а уже потом от уплотнения

ИМХО понятие "акустической пористости" это бред, покруче "плотностной или нейтронно пористоти" без указания матрицы
Но если в нейтрон-плотностных можно с грехом установить "кто есть ХУ" по Х-плотам (для заданного прибора), то с акустикой это сильно сложнее

beaves 465 12
Окт 10 #13

ShadowRaven пишет:

да,да, (часто подгоняю под керн или нейтрон-плотностной в чистом водоносном пласте)
....и таки да, но скорее зависит от литологии разреза, а уже потом от уплотнения
ИМХО понятие "акустической пористости" это бред, покруче "плотностной или нейтронно пористоти" без указания матрицы
Но если в нейтрон-плотностных можно с грехом установить "кто есть ХУ" по Х-плотам (для заданного прибора), то с акустикой это сильно сложнее

В общем пористость по акустике это фуфло, а рулит в этом плане нейтронник и плотностной, ну и на худой конец Альфа ПС (это уж если совсем ничего другого нет).

ShadowRaven 619 12
Окт 10 #14

beaves пишет:

В общем пористость по акустике это фуфло, а рулит в этом плане нейтронник и плотностной, ну и на худой конец Альфа ПС (это уж если совсем ничего другого нет).

Ну ПС лучше "зарезервировать" для проницаемости...
НЕйтрон-полтностной - таки да, особенно если за литологию ввести переменные (например RHOMa)

А что за район, если не секрет?

nizhlogger 327 11
Ноя 10 #15

beaves пишет:

В общем пористость по акустике это фуфло, а рулит в этом плане нейтронник и плотностной, ну и на худой конец Альфа ПС (это уж если совсем ничего другого нет).

Для частного случая каких нить чистых песчаников может и так.
Но случаи они разные бывают. ПС в карбонатах например.
И бывало что сравниваешь керн с каротажом в алевролитах и даже кроссплот нейтрон-денсити не очень вписывается не говоря уже по отдельности. А акустика копейка в копейку.
Все они хороши каждый по своему.

vaque 399 13
Фев 13 #16

nizhlogger пишет:

Но случаи они разные бывают. ПС в карбонатах например.И бывало что сравниваешь керн с каротажом в алевролитах и даже кроссплот нейтрон-денсити не очень вписывается не говоря уже по отдельности. А акустика копейка в копейку. Все они хороши каждый по своему.

а вы проверяете по керновым данным? 

Сравнивал три графика плотности, по нейтронномоу, плотностному и по аккустике построенному. 

что нейтронный что аккустика примерно одни значения, едиственно что аккустика более дифференцированная получается.

 

Stroncz 850 14
Мар 13 #17

vaque пишет:

Сравнивал три графика плотности, по нейтронномоу, плотностному и по аккустике построенному. 

что нейтронный что аккустика примерно одни значения, едиственно что аккустика более дифференцированная получается.

 

1. Есть какие-то методы, чтобы построить комбинированную пористость из различных данных (нейтрон, акустика, плотность, сопротивление)?

2. Как правильно комбинировать эти пористости в зависимости, например, от литологии, насыщенности?

vaque 399 13
Мар 13 #18

Stroncz пишет:

vaque пишет:

Сравнивал три графика плотности, по нейтронномоу, плотностному и по аккустике построенному. 

что нейтронный что аккустика примерно одни значения, едиственно что аккустика более дифференцированная получается.

 

1. Есть какие-то методы, чтобы построить комбинированную пористость из различных данных (нейтрон, акустика, плотность, сопротивление)?

2. Как правильно комбинировать эти пористости в зависимости, например, от литологии, насыщенности?

каждая плотность строиться по отдельному методу. Сопротивление наврядли даст оценку пористости. 

Обычно сначало определяют пористость, а потом уже по сопротивлению - насыщенность. (при этом сопротивления это чуть ли не единственный метод который дает значение насыщенности, но может ещё помочь ЯМР).Ещё пористость оценивают по ПС, но это я не умею делать):

При расчете пористости насыщенность вообще никак не учитывают, иначе замкнутый круг. 

Смысла в комбинированной плотности нет, так как каждый метод может не учивать особенности отдельных отложений(примесей радиоактивных материалов, тяжелых элементов, стукруты порового пространства).

Но общие предположения такие: По плотностному можно получить общую пористость(эффективная + закрытая). 

Аккустика якобы дает только открытую пористость (эффективная). Нейтронный тоже открытую, заполненную водой. У нефти показания должны быть чуть меньше, но вроде это не разделяют.  Причем для нейтронного мтеода надо не просто НГК а НКТ на (эпи)тепловых нейтроннах с двумя показаниями зондов (короткий длинный), по их комбинации составляют уравенине на пористость, и коэфициенты определяют по точками измерений на керне. 

Насколько я понял, лучшая пористость считается по плотностному методу (используется средняя плотность разреза), с учетом глинистости. Но как и аккустическую пористость в таблицу надо подставлять значение зависящие от литологии( разная скорость и плотность от разного материала скелета коллектора). Кстати почему-то российские приборы плотность пишут кто во что гаразд:), Иностранные якобы более прокалиброванный выверены. Но Аккустика продольной волны У наших бывает просто превосхожного качества. Это всё по даннным одного месторождения. 

На нейтронную пористость материал скелета большого влияния не оказывает, лиш бы не было водорода в нем:) 

 

ShadowRaven 619 12
Мар 13 #19

1. расхождение нейтрон-плотностной и акустической пористости в карбонатах может указывать на развитие вторичной (кавернозной) пористости;

2.  Вашем случае  ГК-АК-ГГКп-НГК(?) лучше всего строить многокомрлнентную модель. например кварц-ПШ-кальцит-глина. при знании местной специфики можно добавлять пирит (сумма всех тяжелых) и органику (Passey ?); реже - доломит-анекрит

3. ЯМР дает а) общая пористоть до определенной степени не хзависящая от литлогии и б) спектральное распределние пор по размерам т.е. можно разделить микро-пористоть, каверны и большие (например гранулярные поры)

ShadowRaven 619 12
Мар 13 #20

vaque]</p> <p>[quote=Stroncz]</p> <p>[quote=vaque пишет:

При расчете пористости насыщенность вообще никак не учитывают, иначе замкнутый круг. 

 

А ежли присутствует газ, тоже не учитываете??

vaque 399 13
Мар 13 #21

ShadowRaven пишет:

А ежли присутствует газ, тоже не учитываете??

про газ я пока не знаю:)

Go to top