ЯМР

Последнее сообщение
Smart7 8 10
Авг 10

Помогите, пожалуйста, разобраться с кривыми ЯМР. Коллектор газонасыщенный, известняк.
Имеется такой набор данных:
FFV_MRF – free fluid volume from fluid typing analysis
MRP_MRF – magnetic resonance porosity from fluid typing analysis
BFV_MRF – bound fluid volume from fluid typing analysis
T2CUTOFF – T2 cutoff
T2LM_MRF – T2 logarithmic mean from fluid typing analysis.

1) Чему соответствует пористость MRP? Это аналог TCMR или нет? Можно ли ее сравнивать с пористостью по комплексу методов НК-ГГК-П, она более достоверна или нет?
2) Чтобы из кривой BFV получить значение Кво (BFV = Кп*Кво?), какую пористость нужно использовать?
3) Какую информацию можно получить из кривых T2CUTOFF и T2LM_MRF.
4) В случае, если коллектор газонасыщенный, влияет ли это на пористость MRP и FFV?

ShadowRaven 619 12
Авг 10 #1

Smart7 пишет:

Помогите, пожалуйста, разобраться с кривыми ЯМР. Коллектор газонасыщенный, известняк.
Имеется такой набор данных:
FFV_MRF – free fluid volume from fluid typing analysis
MRP_MRF – magnetic resonance porosity from fluid typing analysis
BFV_MRF – bound fluid volume from fluid typing analysis
T2CUTOFF – T2 cutoff
T2LM_MRF – T2 logarithmic mean from fluid typing analysis.

1) Чему соответствует пористость MRP? Это аналог TCMR или нет? Можно ли ее сравнивать с пористостью по комплексу методов НК-ГГК-П, она более достоверна или нет?
2) Чтобы из кривой BFV получить значение Кво (BFV = Кп*Кво?), какую пористость нужно использовать?
3) Какую информацию можно получить из кривых T2CUTOFF и T2LM_MRF.
4) В случае, если коллектор газонасыщенный, влияет ли это на пористость MRP и FFV?


FFV- вероятно это FFI Free-fluids (i.e. Total porosity - Clay Bound - Capillary bound)
BFV - вероятно это Bound Fluid Volume (sum Clay-Bound and Capillary-Bound)

сложив эти два параметра получает общую ЯМР-пористость.

"A word of caution to this tale..."

1. В карбонатах гр.значение Т2 "плавает", как правило начинают с 90 мсек., но м.б. сильно больше, например при доломитизации.
Тут может помочь кривая T2CUTOFF - посмотрите какие значения оная принимала. как вела себя в аргиллитах, в зонах размыва, и в низкопористых (плотных прослоях)

2. с газом - ахтунг! суммарнаям пористость м.б. занижена т.к. зависит от HI
ещё больше проблем если бурили на РНО - газ на раз смешивается в ФБР и/или частино меняет смачиваемость породы в ЗП

nizhlogger 327 11
Авг 10 #2

Smart7 пишет:

Помогите, пожалуйста, разобраться с кривыми ЯМР. Коллектор газонасыщенный, известняк.
Имеется такой набор данных:
FFV_MRF – free fluid volume from fluid typing analysis
MRP_MRF – magnetic resonance porosity from fluid typing analysis
BFV_MRF – bound fluid volume from fluid typing analysis
T2CUTOFF – T2 cutoff
T2LM_MRF – T2 logarithmic mean from fluid typing analysis.

1) Чему соответствует пористость MRP? Это аналог TCMR или нет? Можно ли ее сравнивать с пористостью по комплексу методов НК-ГГК-П, она более достоверна или нет?
2) Чтобы из кривой BFV получить значение Кво (BFV = Кп*Кво?), какую пористость нужно использовать?
3) Какую информацию можно получить из кривых T2CUTOFF и T2LM_MRF.
4) В случае, если коллектор газонасыщенный, влияет ли это на пористость MRP и FFV?


1) Скорее всего не тоже самое. Написано что эти кривые после дополнительного модуля fluid typing analysis. Значит для получения пористости складывались объёмы флюидов уже после дополнительной обработки и скорее всего скорректированные за водородный индекс. То есть в случае газа MRP должен быть побольше TCMR. Так сказать, ближе к реальности. Но с этой обработкой особенно в газе накосячить как два пальца... Так что надо плотно общаться с товарищем который обработку делал или требовать подробный отчёт как обработка производилась. Сравнивать с НКт и ГГКп обязательно. В любом случае, если есть хоть какие данные ЯМК. В данном случае если есть газ то неплохо сравнить эту самую MRP с пористостью по формуле 2/3*Кпямк(tcmr)+1/3*Кпггк. На практике пористость по такой формуле самая близкая к истине в газовых пластах.
2) Общую пористость.
3) Скорее всего T2CUTOFF просто показывает какие значения Т2 использовались при разделении на связанный и свободный флюиды. Как правило при отсутствии других данных используются значеия 3 и 32-33мсек или 90мсек для карбонатов. Если значения другие то возникает вопрос к обработчику на каком основании? Не в смысле что это неправильно, а чтобы понять методику. T2LM - в данном случае синтетическое, после прогона fluid typing analysis. Для контроля процессинга можно сравнить с оригинальным T2LM после стандартной обработки. Они должны быть очень похожи. Также T2LM используется в некоторых моделях для расчёта проницаемости. Для карбонатов очень актуально, так как стандартная модель Коатса работает только в песчаниках.
4) FFV и MRP в данном случае должны по идее быть скорректированы за влияние газа. Но это нужно уточнять у обработчика или в том отчёте, который он должен был оставить с описанием обработки. Но часто коррекция за газ работает очень грубо и ошибки бывают большие.

Smart7 8 10
Авг 10 #3

ShadowRaven, nizhlogger - Благодарю Вас за ответы, они мне очень пригодились.
У меня есть еще несколько.
1) На исходном планшете при регистрации NMR приведены несколько вариантов кривых Total Porosity (MRP) и Free Fluid Volume (FFV) с индексами _ [0], [1], [2]. Они отличаются. Также есть планшет с совмещенными кривыми MRP и FFV c индексами [0] и [1]. Кривые [1] имеют более высокие значения. Разница между [0] и [1] отмечена как Gas/Long T1 Effect. Что это означает? То, что кривые MRP и FFV с индексом [0] скорректированы за газ и именно их нужно использовать?
2) Как можно оценить кавернозную пористость? У меня во всем интервале коллектора T2 >>100 мс, достигает 1600 мс. В книге написано, что кавернам соответствует 750 мс. А как на пористость каверн саму выйти?
3) ShadowRaven, у вас в книге (глава 5 Некоторые вопросы хар-ки карбонатных коллекторов - рис..5.5) в трэке NMR кроме отсечек Т2 еще показан в цвете спектр. Я тоже хочу так попробовать сделать, но не пойму какую кривую (кривые) нужно для этого использовать. Подскажите плиз. Как можно газ будет увидеть на спектре - в виде яркого пятна в области высоких T2?
4) Интересно ваше мнение. Эта скважина бурилась на РНО, плотность 1.08 г/см3. Если посмотреть на плотность (или на кросс-плот НКт- ГГК) , то видно, что в газе она очень занижена. Если посчитать пористость по НКт-ГГКп, то лучше всего она совпадает с общей пористостью по ЯМК (MRP) при задании плотности фильтрата 1 (что не логично, т.к. видно, что газ влияет на плотность и нейтронный). Если считать пористость только из ГГК, то тогда уже нужно задавать плотность фильтрата уже 0.6 г/см3.. Так в итоге какая же плотность фильтрата..?

Smart7 8 10
Авг 10 #4

К пункту 4 предыдущего сообщения..
Отсюда возникает вопрос. Если считать Кп по формуле nizhlogger-a (2/3*Кпямк(tcmr)+1/3*Кпггк), то непонятно - Кпггк с какими параметрами фильтрата считать - с 0.6 или 1 г/cм3? Кстати, источник этой формулы можете сказать?

ShadowRaven 619 12
Авг 10 #5

1. По индексам сказать затрудняюсь. Интуитивно – один из параметров «исходный», второй – «после поправкм за Ув эффект». Исли вы видите/предполагаете газ, то при заданных давлении/температуре рассчитывается HI (водородные индекс) и в ИСФ вводят соответствующую поправку.
Если речь идет о Т1, то писали современным прибором - либо Бейкер либо Халибуртон. Странно, что остальная мнемоника – Шлюмовская. Если прибор CMR, то о замере Т1, и соответствеено прямом распознании газа речи не идёт. Шлюм вводит отношение Т1/Т2 которое варирует от литологии. Но это чистой воды фантазии.

2. Таких высоких Т2 не встречал (но не значит, что они не существуют!), возникает, правда, вопрос о скорости записи и макс.значений Т2 (и Те).
3. Если у Вас карбонаты с кавернозной пористотью, то возможно микропористость – 0.2/0.5 мсек- 90 мсек., это вода, остальное – «эффективная п.». если вы видите два пика на временах выше 90-100 мсек, то можно предположить, что второй пик на более высоких временах – от каверн, размер которых больше межгранулярной пористости. Но это в теории, на практике в кавернозных известняках Оренбуга и Малазии такого не видел.

4. С фильтратом сказать сложно. У шлюмоидов были формулы оценки плотности ФБР по сопротивлениям, но только для РВО. В Вашем случае все зависит от того насколько надежна нейтрон-плотностная пористость. Физического смысла формулы (А + В)/2 или ((А^2 + B^2)/2)^0.5 не имеют, но работают. ИМХО первая – в более чистых высокопористых разрезах, вторая – полотых газоносных песчаниках. То-же касается и ЯМР*0.3 + ГГК-п*0.7 формул, для каждого района приходиться «подгонять» коэффициэнты.

У приборов различная глубина исследований, из трех зондов у ЯМР она минимальна. Представляется логичным, что для корреляции с ЯМР вы «работаете» и полностью промытой частью – плотность ближе к «1». При «работе» с нейтрон-плотностной парой вы оцениваете ЗП, где влияние газа сказывается сильнее.

Изображение «спектра» зависит и ограничивается возможностями софта. Для заданной точки глубины надо «изобразить» несколько значений Т2 или Пористости. Иногда (по рекомендациям свыше), приходилось изображать пористость в виде спектра. Увы некоторые такие приемры пошли в печать.

(кончилось кофе, продолжим завтра)

nizhlogger 327 11
Авг 10 #6

Smart7 пишет:

ShadowRaven, nizhlogger - Благодарю Вас за ответы, они мне очень пригодились.
У меня есть еще несколько.
1) На исходном планшете при регистрации NMR приведены несколько вариантов кривых Total Porosity (MRP) и Free Fluid Volume (FFV) с индексами _ [0], [1], [2]. Они отличаются. Также есть планшет с совмещенными кривыми MRP и FFV c индексами [0] и [1]. Кривые [1] имеют более высокие значения. Разница между [0] и [1] отмечена как Gas/Long T1 Effect. Что это означает? То, что кривые MRP и FFV с индексом [0] скорректированы за газ и именно их нужно использовать?
2) Как можно оценить кавернозную пористость? У меня во всем интервале коллектора T2 >>100 мс, достигает 1600 мс. В книге написано, что кавернам соответствует 750 мс. А как на пористость каверн саму выйти?
3) ShadowRaven, у вас в книге (глава 5 Некоторые вопросы хар-ки карбонатных коллекторов - рис..5.5) в трэке NMR кроме отсечек Т2 еще показан в цвете спектр. Я тоже хочу так попробовать сделать, но не пойму какую кривую (кривые) нужно для этого использовать. Подскажите плиз. Как можно газ будет увидеть на спектре - в виде яркого пятна в области высоких T2?
4) Интересно ваше мнение. Эта скважина бурилась на РНО, плотность 1.08 г/см3. Если посмотреть на плотность (или на кросс-плот НКт- ГГК) , то видно, что в газе она очень занижена. Если посчитать пористость по НКт-ГГКп, то лучше всего она совпадает с общей пористостью по ЯМК (MRP) при задании плотности фильтрата 1 (что не логично, т.к. видно, что газ влияет на плотность и нейтронный). Если считать пористость только из ГГК, то тогда уже нужно задавать плотность фильтрата уже 0.6 г/см3.. Так в итоге какая же плотность фильтрата..?

1) Вообще считается что ЯМР "ошибается" с пористостью в сторону уменьшения. За водородный индекс и за Gas/Long T1 Effect или другими словами за недополяризацию. Соответственно и корректируется за обе эти вещи. Обычно хорошим тоном считается выдать окончательный вариант и не пудрить мозги но это похоже не ваш случай. Наверное, исходя из вышесказанного окончательный вариант пористости тот, который имеет максимальное значение.
2) Да, есть такая отсечка - 750мсек. Считается что она соответствует порам с размерностью в мм и более. То есть кавернам. Хотя тут с терминологией бардак что с какой размерности считать каверной а с какой макропорой. Но отсечка хорошая. В одной модели расчёта проницаемости по T2LM для карбонатов даже есть такой ограничиитель -750мсек. То есть считается что если вода имеет более длинные Т2 и соответственно сидит в макропорах.кавернах то в проницаемости она не участвует. Типа они плохо соединяются. Я частенько делил сигнал Т2 по этой отсечке не матричную и кавернозную пористость. Очень интересный результат получается. Если вам надо тоже так разделить то надо опять же к обработчикам материала обращаться. Без софта тяжело сделать.
4) ShadowRaven выше уже ответил. Я добавлю что всегда если плотность раствора близка к 1 то использую для расчётов 1. Заморачиваться плотностью жидкости в ближней зоне имхо смысла нет. Лучше всегда считать пористость не по одному ГГКп, а по нескольким взаимнокомпенсирующим методам. Как те же НКТ-ГГК и ЯМР-ГГК.

nizhlogger 327 11
Авг 10 #7

ShadowRaven пишет:

Если речь идет о Т1, то писали современным прибором - либо Бейкер либо Халибуртон. Странно, что остальная мнемоника – Шлюмовская. Если прибор CMR, то о замере Т1, и соответствеено прямом распознании газа речи не идёт. Шлюм вводит отношение Т1/Т2 которое варирует от литологии. Но это чистой воды фантазии.

Прибор скорее всего Шлюмовский MR scanner. Пока fluid typing встречал только у Бэйкеров с MREXом и у Шлюмов c MR scanerом. Прибоы очень функционально похожи. Получить можно сразу и Т1 и Т2 и D на куче разных Tw и Te.

ShadowRaven 619 12
Авг 10 #8

скорее всего, да - шлюм. T2LM это их мнемоника

gold01 148 12
Июл 12 #9

а есть ли у кого следующая статья?

Coates, G., et al., 1997, A new characterization of bulk-volume irreducible using magnetic resonance, paper QQ,

38th Annual SPWLA Logging Symposium Transactions, 14 p.

Also published in 1997 in DiaLog (London Petrophysical Society), v. 5, no. 6, p. 9–16. Later revised and published in The Log Analyst, v. 39, no. 1, p. 51–63.

 

gold01 148 12
Июл 12 #10

был бы очень благодарен, если бы опытные люди (ShadowRaven и nizhlogger ) поделились требованиями к отчётности по обработке материалов NMR (особенно в газовом разрезе, где и плотностной и нейтронный тоже достаточно проблематичны с точки зрения определения пористости)

 

спасибо

ShadowRaven 619 12
Июл 12 #11

http://www.4shared.com/office/W3tSF4wW/1997_QQ.html

Вообще-то это все переводилось дважды, и с более "живыми" примерамиж

 

По второму пункту не понял вопрос. Вам нужно оценить качество записи ЯМТК в газоносном разрезе?

gold01 148 12
Июл 12 #12

спасибо

 

по второму вопросу - нужно оценит качество ЯМР в газоносном разрезе по конкретному месторождению, включая анализ правильности выбора замеров (для пористости и для газонасыщенности) и самой методики интерпретации. что-то вроде экспертной оценки, но к сожалению не знаком с принятой практикой и требованиями заказчика к выполнению этих работ.

ShadowRaven 619 12
Июл 12 #13

Обычно смотрят на Tension, Gain, и разброс в повторных замерах.

в CMR делают поверку частоты резонанса, последние приборы Бэйкера MREX и Халлов MRIL-Prime этого не требуют

В зависимости от того какой прибор, можно  проверять общую пористоть одновременной инверсией Т1/Т2

Газо-, нефтеносность на качество записи не влияют; если правильно выбраны активации и скорость регистрации

 

кое-что есть в ссылках

http://www.4shared.com/office/seCPwcKJ/CONTENT.html

http://www.4shared.com/office/MacLB4Ye/2003NMR1_part_6.html

 

gold01 148 12
Июл 12 #14

спасибо большое

 

буду разбираться

nizhlogger 327 11
Июл 12 #15

gold01 пишет:

был бы очень благодарен, если бы опытные люди (ShadowRaven и nizhlogger ) поделились требованиями к отчётности по обработке материалов NMR (особенно в газовом разрезе, где и плотностной и нейтронный тоже достаточно проблематичны с точки зрения определения пористости)

Не совсем понял что имеется в виду под "требованиями отчётности" по обработке. Это как диаграмма должна выглядеть?

Проблему в газовом разрезе при определении пористости создаёт не только газ но и глина. Так как её влияние на плотностной и нейтронный противоположно. Не зная точно влияние глины не знаешь сколько газа и наоборот не зная сколько газа трудно оценить влияние глин. С ЯМР всё становится гораздо проще. На качество ЯМР газ никак не влияет. А на сигнал ЯМР влияет почти как на нейтронник за счёт низкого индекса водорода. Правда ещё добавляется занижение и за счёт недостаточной поляризации, но это преодолимо увеличением до максимума времени TW. Зато в отличие от нейтронного влияния глин никакого нет.

Шлюм в 98 году выдал концепцию DMR для определения пористости в газовых пластах. Там много теоретических рассуждений было но в сухом остатке для интервалов газа рекомендовалась формула DMRP = 0.6 * DPHI + 0.4 * TCMR, Очень хорошо работает в большинстве случаев.

Я думаю что имея все 3 метода можно решать задачу пористости в газовом интервале и просто в программе типа геологовского мультимина. Всё хотел как нибудь попробовать. 

Так что если пористость в газовом интервале нужна до того как керн исследуют или если керна вообще нет то с ЯМР это можно посчитать.

 

tikiero 516 10
Июл 12 #17

Позвольте вставить свои 3 копейки.

По поводу формулы «DMRP = 0,6*DPHI + 0,4*TCMR» ничего сказать не могу – надо будет попробовать.

Но вот приходилось сравнивать приборы CMR+ (Шлюмберже) и MREX (Бейкер Хьюз) в газовом интервале.

Оба метода давали заниженную пористость в интервале газа. Но в случае с CMR+ ничего с этим сделать не удалось, а вот в случае с MREX вводил поправку за диффузию. В последствие полученная пористость с поправкой за диффузию удивительным образом совпала с данными керна.

ShadowRaven 619 12
Июл 12 #18

Вероятно поправку вводили за водородный индекс HI (в газе - занижен), Диффузии в газе нет

по опыту работ - MREX сильно лучше CMR, особенно если присутствуют и нефть и газ. Но "домашняя" обработка у шлюмов лучше, особенно после того, как к ним перешёл R Akkurt

gold01 148 12
Июл 12 #19

в процессе ознакомления с материалами наткнулся на ссылку:

paper SPE 109051, “Estimation of Variable Fluid-Mixture Density With 4D-NMR Logging,” by Chanh Cao Minh, SPE, Schlumberger; Emmanuel Caroli, Total; and Padmanabhan Sundararaman, SPE, Chevron, prepared for the 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, 11–14 November

смог найти только  highlights, written by Technology Editor Dennis Denney.

может у кого есть полный текст?

gold01 148 12
Июл 12 #20

интересное дело - в классических работах NMR позиционируется как независимый от литологии и в то же время отмечается, сто T2 cutoff длч песчаников и карбонатов сильно отличаются.....................

nizhlogger 327 11
Июл 12 #21

Правильно позиционируется. Общая пористость по ЯМР ( в отличие от любых других методов) никак от литологии не зависит.

А вот разделение пористости на эффективную и неэффективную (чего по любым другим методам в принципе сделать нельзя) зависит от структуры порового пространства и соответственно получаются разные отсечки для песчаников и карбонатов. Которые кстати и на керне ещё подтверждать надо.

tikiero 516 10
Июл 12 #22

To nizhlogger

"Общая пористость по ЯМР ( в отличие от любых других методов) никак от литологии не зависит".

Это весьма опасное заблуждение, которым можно руководствоваться только в том случае, когда отсутствуют данные керна.

Предвижу, что следующее сообщение от Вас будет примерно следующего содержания: «Литературные источники, подтверждающие сказанное, в студию!».

Достаточно того, чтобы ВНИМАТЕЛЬНО прочитать любой нормальный учебник или spe-шную статье по ЯМК, чтобы найти информацию о том, что данный метод зависит от литологии через поверхностную релаксивность. Проблема в том, что эту самую поверхностную релаксивность на керне определить весьма проблематично  и поэтому практически никто с этим не заморачивается. Поэтому в петрофизическом сообществе практически уже устаканилось мнение о том, что ЯМК не зависит от литологии. Иногда это приводит к весьма большим ошибкам.

csforfun 470 13
Июл 12 #23

to tikiero

так это, поверхностная релаксивность вроде влияет только на распределение размеров пор, при его расчете из распределения времен Т2. А на общую пористость каким местом влияет?

в общем, "любой нормальный учебник или spe-шную статье по ЯМК" в студию Smile

tikiero 516 10
Июл 12 #24

Вообще-то речь про общую пористость не шла. Как раз общую пористость по ЯМК можно определить достаточно точно (при условии отсутствия атомов Fe). При этом я подразумеваю, что ни для кого не секрет, что чем сложнее структура порового пространства, тем больше общая пористость по ЯМК отличается от эффективной (по которой идет фильтрация флюидов). Иными словами можно констатировать, что в коллекторах со сложной структурой порового пространства общая пористость по ЯМК может оказаться бесполезной. Такие случаи мне встречались.

Но это еще полбеды. Сигнал Т2 является функцией только лишь пустотного пространства в крайне редких случаях, которых я пока не встречал. Если нужны учебники, то можно взять хотя бы небезызвестный [Coates G.R., Xiao L., Prammer M.G. Nuclear magnetic resonance. Principles and application. Houston : Halliburton Energy Service, 1999. 346 p.] В нем про это весьма подробно написано.

tikiero 516 10
Июл 12 #25

в цитате

"Общая пористость по ЯМР ( в отличие от любых других методов) никак от литологии не зависит".

заметил слово "общая".

Каюсь, что поднял шумиху на пустом месте.

gold01 148 12
Июл 12 #26

в целом вопрос прояснили, так что по поводу статейки

paper SPE 109051, “Estimation of Variable Fluid-Mixture Density With 4D-NMR Logging,” by Chanh Cao Minh, SPE, Schlumberger; Emmanuel Caroli, Total; and Padmanabhan Sundararaman, SPE, Chevron, prepared for the 2007 SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Anaheim, California, 11–14 November

смог найти только  highlights, written by Technology Editor Dennis Denney.

может у кого есть полный текст?

ShadowRaven 619 12
Июл 12 #27

http://www.4shared.com/office/cnOinvt7/20120724_081932.htmlhttp://www.4shared.com/office/ortb3JXL/20120724_075548.html

gold01 148 12
Июл 12 #28

ShadowRaven - спасибо большое ещё раз, первая статья у меня была из неё я в общем-то и узнал о методике , описанной во второй статье

 

у Вас прям Ленинская библиотека по геофизике получается!!!!

ShadowRaven 619 12
Июл 12 #29

честно говоря не знаю зачем такие статьи, кроме как чтобы потом ссылаться на "себя дорогого"

все калибруется на керн; при этом это не классические "ase study"

gold01 148 12
Июл 12 #30

согласен, но для меня например, было полезно познакомиться с примерами комплексирования ямр с другими методами, тем более в газоносном разрезе, где по сути ни идин из методов сам по себе не обеспечивает правдивой оценки пористости ( я уже не говорю про вариации литологии), это впрочем справедливо и для остальных случаев :) 

Евген 164 9
Окт 12 #31

Задам вопрос в эту ветку.

1. Есть запись ЯМТК. Полученная пористость сидит на воде с пористостью по керну, переведенного в пластовые условия. При этом проницаемость ЯМК по модели Коатса (PMC) сидит с абсолютной проницаемостью в атмосферных условиях. Вопрос: с какой керновой проницаемостью правильно сравнивать проницаемость по ЯМК (PMC и PMTM)? Посмотрел замеры абсолютной проницаемости на керне в термобарике - разница с абсолютной проницаемостью в атмосферных условиях - почти в два раза.

2. При построении капиллярной модели берем пористость в пластовых условиях, какую проницаемость правильнее брать в этом случае? Абсолютную в термобарике?

У нас в России вообще как-то принято сравнивать пористость и проницаемость по ГИС с пористостью и абсолютной проницаемостью в атмосферных условиях, изредко только керн в пластовые условия переводят.

tikiero 516 10
Окт 12 #32

Если не секрет, что такое ЯМТК? Или это опечатка и должно  быть ЯМК?

Что Вы понимаете под «Полученная пористость сидит на воде с пористостью по керну, переведенного в пластовые условия»? То есть в интервале водонасыщенного коллектора общая пористость по ЯМК равна пористости керну, переведенной в пластовые условия, верно?

Если это так, то сразу возникает следующий вопрос: как Вы обычную пористость по керну (видимо, по гелию, замеренную при а.у.) переводите в пористость при пластовых условиях? Расскажите, пожалуйста, мне правда интересно.

tikiero 516 10
Окт 12 #33

Вполне возможно Вы делаете все верно, но, тем не менее, не поймите меня превратно, могу сразу сказать, что у меня сразу будет следующий вопрос: Вы уверены, что делаете этот перевод правильно?

Мои опасения связаны с тем, что воссоздать пластовые условия достаточно сложно, если не сказать больше.

 

Во-первых, для каждого образца необходимо задавать свое вертикальное, горизонтальное и поровое давление (надеюсь не нужно объяснять почему). Для этого необходимо иметь данные по продольной и поперечной волне, запись плотностного каротажа (желательно от устья), замеры XPT и данные миниГРП. Скажем так, это джентельменский минимум, на который нужно опираться при составлении программы исследования керна, в процессе которой будут имитироваться пластовые условия. Кто-нибудь делал подобные расчеты? Вряд ли.

Во-вторых, как обычно делают в России. Поднимают указательный палец вверх, предварительно смочив его слюной, и считают среднее горное давление на пласт мощностью 50 м. Затем, прикладывая ко всем образцам одинаковое одноосное сжатие (без бокового обжима), полученное в предыдущем опыте (иногда даже без имитации пластового давления), делают всякие замеры. И потом говорят, что это замеры выполнены в пластовых условиях. Конечно, это дело вкуса, но я бы таким данным доверять не стал.

На мой взгляд, если в лаборатории Вы не можете воссоздать пластовые условия, то брать нужно как пористость, так и проницаемость исключительно в а.у.

Само собой, рассчитанная таким образом проницаемость по данным ГИС будет некорректна. Для того чтобы откалибровать полученную проницаемость, необходимо воспользоваться результатами ГДИС или фактическим режимом работы скважины. Для того чтобы эта калибровка была достоверной нужна статистика хотя бы в десяток скважин.

И, кстати, не забывайте, что общая пористость по ЯМК в интервале газа оказывается заниженной. А величина этого занижения зависит от диаметра зоны проникновения.

Евген 164 9
Окт 12 #34

 Спасибо tikiero за подробный ответ, видимо накипело :) понимаю. ЯМТК - это отечественный (тверской) прибор ядерномагнитного томографического каротажа. Перевод в пластовые условия пористости осуществляется по зависимости Кп а.у. - Кп т.б.у. Вот насколько верны замеры пористости в пластовых условиях (правильно ли они моделировались) - это вопрос другой. Как показывает практика, разница между пористостью в а.у. и пористостью в т.б.у составляет в среднем 1,5% абсолютных. Допустимое расхождение ГИС-керн для пористости согласно методическим рекомендациям - 2-2.5% абсолютных. Я не думаю, что правильные термобарические условия при измерении пористости на керне координально изменят ситуацию на фоне такой погрешности допустимой. Если у вас есть опыт анализа изменения пористости в т.б.у правильно смоделированных и неправильно, то было бы интересно узнать эти результаты.

>>Само собой, рассчитанная таким образом проницаемость по данным ГИС будет некорректна. Для того чтобы откалибровать полученную проницаемость, необходимо воспользоваться результатами ГДИС или фактическим режимом работы скважины. Для того чтобы эта калибровка была достоверной нужна статистика хотя бы в десяток скважин

Это давно собираюсь сделать, не можете поделиться ссылкой, где об этом можно почитать подробнее?

>>Во-первых, для каждого образца необходимо задавать свое вертикальное, горизонтальное и поровое давление (надеюсь не нужно объяснять почему). Для этого необходимо иметь данные по продольной и поперечной волне, запись плотностного каротажа (желательно от устья), замеры XPT и данные миниГРП. Скажем так, это джентельменский минимум, на который нужно опираться при составлении программы исследования керна, в процессе которой будут имитироваться пластовые условия. Кто-нибудь делал подобные расчеты? Вряд ли.

Я думаю, для российских лабораторий это скорее экзотика, вы сами об этом сказали. Но я уточню

>>И, кстати, не забывайте, что общая пористость по ЯМК в интервале газа оказывается заниженной. А величина этого занижения зависит от диаметра зоны проникновения

Поэтому я и акцентировал внимание на то, что сравниваются данные в водонасыщенных интервалах

tikiero 516 10
Окт 12 #35

Если у вас есть опыт анализа изменения пористости в т.б.у правильно смоделированных и неправильно, то было бы интересно узнать эти результаты.

Правильное моделирование пластовых условий оказывает существенное влияние на кавернозные и трещинные коллектора. Для межзерновых коллекторов правильное моделирование пластовых условий вличет к существенному уменьшению дисперсии на графике "Кп а.у.-Кп т.б.у".

Это давно собираюсь сделать, не можете поделиться ссылкой, где об этом можно почитать подробнее?

Сам такое делал несколько раз и наверняка подобный процесс где-то описан, но в статьях нигде не встречал. Однако постараюсь что-то подобное у себя найти.

Евген 164 9
Окт 12 #36

>>Во-первых, для каждого образца необходимо задавать свое вертикальное, горизонтальное и поровое давление (надеюсь не нужно объяснять почему). Для этого необходимо иметь данные по продольной и поперечной волне, запись плотностного каротажа (желательно от устья), замеры XPT и данные миниГРП.

Уточнил. К каждому образцу применяется свое вертикальное и горизонтальное давление с учетом места отбора, с учетом коэффициента Пуассона и т.д. Работа ведется с образцами насыщенными водой или керосином. В последней установке, которую, к примеру приобрела ТЦЛ, возможен достоверный учет термобарики на образцах с гелием (ввод поправок).  Опыт людей, поводивших эксперименты с разными давлениями на насыщенны образцах нерыхлого песчаника с межгранулярной пористостью в т.б.у. говорит, что пористость незначительно меняеся при небольших колебаниях давлений (это к вопросу о поднятом вверх пальце, хотя повторюсь давление учитывается относительно глубины отбора каждого образца)

В озвученном выше вопросе участвуют коллектора представленные не рыхлыми, крепкосцементированными песчаниками с межгранулярной пористостью.

tikiero 516 10
Окт 12 #37

 К каждому образцу применяется свое вертикальное и горизонтальное давление с учетом места отбора, с учетом коэффициента Пуассона и т.д.

О как!

Я когда рынок мониторил для проведения подобных исследолваний в России из таких контор нашел только одну. А у Вас это что за контора делала, если не секрет? Авось в следующий раз тоже к ним обращусь!

Евген 164 9
Окт 12 #38

>>Я когда рынок мониторил для проведения подобных исследолваний в России из таких контор нашел только одну. А у Вас это что за контора делала, если не секрет? Авось в следующий раз тоже к ним обращусь!

Из тех, что знаем наверняка - ТЦЛ и СибНИИНП. Разница в методиках - ТЦЛ - 4 часа, СибНИИНП - 2 суток, чтоб процесс стабилизировать

tikiero 516 10
Окт 12 #39

Проверка проницаемости по данным испытаний скважин

tikiero 516 10
Окт 12 #40
В общем, попытался я сюда загрузит презентаху в которой вкратце рассказывалось про проверку проницаемости по данным испытаний скважин... И что-то ничего у меня не получилось. Так что если это все еще требуется, то мне было бы удобнее это дело на мыло скинуть.
Евген 164 9
Фев 13 #41

У кого-нибудь есть расшифровка мнемоник LIS-файлов прибора ЯМТК (Нефтегазгеофизика)? Интересует, в частности, как у них называется распределение Т2

Евген 164 9
Май 13 #42

Подниму снова вопрос по мнемоникам ЯМТК? не у кого нет случайно расшифровки?

ShadowRaven 619 12
Июн 13 #43

Евген пишет:
Подниму снова вопрос по мнемоникам ЯМТК? не у кого нет случайно расшифровки?

что-то было..
http://www.4shared.com/folder/OLKt1HxD/NMR.html
ИМХО там набор/количество "бинов" и их Т2 один в один совпадает со старым Халловским MRIL-D (Prime)

 

Anna M. 118 11
Авг 13 #44

Ребята, дайте совет, плиз! На днях предстоит делать Ядерно-магнитный каротаж в скважине 81/2''. Прибор MRIL приедет. 
Мне - быть следящей. До этого опыта с ЯМК не было, ни одна компания не раскошеливалась. так что это будет впервые.
На что мне особо обратить внимание при записи ЯМК, может быть перед работами надо сделать какие-то манипуляции с прибором - типа тесты и прочее? За чем следить в процессе записи?
.Интервал записи будет 300м.  Писать будем ради карбонатов - доломитистые известняки и известняки (около 50м). остальные 250м - это аргиллиты с редкими прослоями известняков, алевролитов и изредка песчаника.
ОЧень волнуюсь, так как писать будет китайский инженер.Подрядчик - китайская компания. они плохо на английском и никак на русском , а я по-китайски никак.Я попросила их выслать заранее план работ для ЯМК, но тишина.
Скажите, с какой скоростью пишут? какие кривые у них брать прямо на скважине? или они еще нуждаются в обработке и сразу получить какую-либо информацию не получится? 

Евген 164 9
Фев 18 #45

Коллеги, есть ли опыт сравнения MREX и CMR Plus в одной скважине (или хотя бы на одинаковых отложениях в пределах одного месторождения)? Как будет отличаться величина Total Porosity и Free fluid (при одинаковых отсечках)? Есть подозрение, что MREX дает больше свободного флюида в глинах. И похоже это связано с замером общей пористости - MREX дает больше общую пористость в глинах, чем CMR Plus. При одинаковых отсечках величина связанного флюида в глинах и в целом по разрезу примерно одинаковая.

Ovalent 9 7
Фев 18 #46

Евген пишет:

Коллеги, есть ли опыт сравнения MREX и CMR Plus в одной скважине (или хотя бы на одинаковых отложениях в пределах одного месторождения)? Как будет отличаться величина Total Porosity и Free fluid (при одинаковых отсечках)? Есть подозрение, что MREX дает больше свободного флюида в глинах. И похоже это связано с замером общей пористости - MREX дает больше общую пористость в глинах, чем CMR Plus. При одинаковых отсечках величина связанного флюида в глинах и в целом по разрезу примерно одинаковая.

Здравствуйте!

Интересно. Вроде как по конструкции приборов как раз должно быть наоборот, величина time echo, от которой зависит способность измерять быстро релаксирующие поры (связанный флюид), у CMR+ минимальная в классе - 0.2 мс. Но Вы же спрашиваете про правую часть спектра? Странно. Можно было бы попытаться свалить на разное влияние флюида из-за разной глубины исследования, но глины...

 

Мы писали в 2 скважинах, в одной CMR+, в другой MREX, но в целевом пласте имеет место значительная латеральная изменчивость как по литологии, так и по ФЕС, а вот в покрывающих тюменских глинах небольшая разница по величине общей пористости действительно отмечается (распределение красного цвета - MREX):

Вложение: 
Go to top