Определение насыщения

Последнее сообщение
iStels 127 11
Мар 12

Прописали комплекс ГИС в открытом стволе (РК, ГГК-П, ВИКИЗ, ИК, БК, ПС, МГЗ, МПЗ).  Результаты интерпретации не дают возможность определить тип насыщения верней части коллектора (низ - вода). Какой ещё каротаж можно вдобавок к этим методам выполнить? Может ЯМК прописать?

rufich 193 10
Мар 12 #1

Тип коллектора? Причина не возможности определения? что по данным ГТИиГК?

iStels 127 11
Мар 12 #2

Тип коллектора терригенный. Каротажку прикрепил

rufich 193 10
Мар 12 #3

Не очень видно сопротивления... но там по моему вода... ну может только самый верх с чем то... 

много алевролитов и глинизации. 

Посмотреть вместе с ГТИиГК. Если газопоказания не повышались по геологии, то забить. 

ЯМК при глинизации не очень поможет. Всё будет так же вилами по воде писано. В эксплуатации же в каждой скважине не будешь писать ЯМК... 

tikiero 516 10
Мар 12 #4

Интересно, а почему так сильно различаются показания ВИКИЗ и БК в интервалах ~2115-2120 и ~2105-2110? Не иначе, как влияние слоистой глинистости? Или что-то еще?

В любом случае, в верхних интервалах точно не газ.

И ЯМК с характером насыщения здесь точно не поможет.

Самый простой способ: спустить туда пластоиспытатель и увидеть все воочию.

Либо, если не сформировалась достаточно большая зона проникновения, провести диэлектрический каротаж. Из методов ГИС это, пожалуй, единственное, что Вам действительно может помочь.

Все остальное – это ПГИ в режиме работающей скважины. Необходимо хотя бы прописать: термометрию, влагометрию, резистивиметрию и расходомер (все на разных режимах работы).

Unknown 1652 15
Мар 12 #5

iStels пишет:

Прописали комплекс ГИС в открытом стволе (РК, ГГК-П, ВИКИЗ, ИК, БК, ПС, МГЗ, МПЗ).  Результаты интерпретации не дают возможность определить тип насыщения верней части коллектора (низ - вода). Какой ещё каротаж можно вдобавок к этим методам выполнить? Может ЯМК прописать?

если по газпоказаниям и шламу есть признаки, то можно рискнуть испытать, в противном случае вряд ли стоит связываться, разве только если очень хочется.

 

 

nizhlogger 327 12
Мар 12 #6

iStels пишет:

Прописали комплекс ГИС в открытом стволе (РК, ГГК-П, ВИКИЗ, ИК, БК, ПС, МГЗ, МПЗ).  Результаты интерпретации не дают возможность определить тип насыщения верней части коллектора (низ - вода). Какой ещё каротаж можно вдобавок к этим методам выполнить? Может ЯМК прописать?

Ну я лично не заметил чтобы в верхней части сопротивление по ВИКИЗу хоть чуть чуть выросло. Какие основания были считать что наверху вдруг не вода?

 

iStels 127 11
Мар 12 #7

Можно ли в таких случаях попробовать прописать диэлектрический каротаж? 

nizhlogger 327 12
Мар 12 #8

tikiero пишет:

Интересно, а почему так сильно различаются показания ВИКИЗ и БК в интервалах ~2115-2120 и ~2105-2110? Не иначе, как влияние слоистой глинистости? Или что-то еще?

Из-за поступления в пласт сильно пресного фильтрата бур.раствора.

tikiero пишет:

Либо, если не сформировалась достаточно большая зона проникновения, провести диэлектрический каротаж. Из методов ГИС это, пожалуй, единственное, что Вам действительно может помочь.

Поможет чем?

iStels 127 11
Мар 12 #9

Диэлектрическая прницаемость воды и нефти отличаются значительно больше, чем сопротивления.

nizhlogger 327 12
Мар 12 #10

У воды сопротивление - десятые ома. У нефти - бесконечность. Куда уж больше то?

Этот метод хорош когда на скважине с РНО надо посмотреь точное Кво. Сразу без всякого керна по всему интервалу и без проблем.

Но тут вроде не тот случай.

AlNikS 878 13
Мар 12 #11

По-моему, бесполезно выяснять что больше различается у стандартизованной нефти и дистиллированной воды - диэлектрическая проницаемость или сопротивление. Нефть (раз) в породе (два) находится вместе с солёной (три) водой (четыре), а еще туда буровой раствор (пять) протёк. :) Свойства этой системы из пяти компонент и измеряются любыми приборами. Т.е. хорошесть метода определяется степенью влияния левых компонент и зависит от свойств этих компонент.

Конкретно в представленном случае, коллектор сверху "плохой" (проницаемости стоит доверять? что керн говорит?), наверняка большая остаточная вода и большая переходная зона (если там вообще есть УВ :-)). На мой ламерский взгляд (я вообще ни разу не спец по ГИС), любые методы, основанные на электрических свойствах, толку не дадут.

tikiero 516 10
Мар 12 #12

To nizhlogger

«У воды сопротивление - десятые ома. У нефти - бесконечность»

А при насыщении одного и того же образца керна сначала водой, а потом нефтью сопротивление уже может меняться с 5 Омм до 10 Омм. А если возьмете два разных образца и в нефтенасыщенном образце будет глинистость и высокая пористость, то его сопротивление может оказаться даже ниже водонасыщенного. По крайней мере, я такое встречал неоднократно!

 

«Этот метод хорош когда на скважине с РНО надо посмотреь точное Кво»

Такое может написать только специалист, который читал про ДК только советские книжки и ни разу не работал с этим методом на практике.

 

Как минимум однажды в моей практике был случай того, когда из интервала с меньшим сопротивлением была получена нефть, а из нижележащего интервала с большим сопротивлением получили воду. Деталей испытания не помню – давно это было. Но вот по ДК я эту нефть в «низкоомном» пласте четко подсек!

 

 

 

 

 

nizhlogger 327 12
Мар 12 #13

tikiero пишет:

А при насыщении одного и того же образца керна сначала водой, а потом нефтью сопротивление уже может меняться с 5 Омм до 10 Омм.

 

Воды стало меньше но она осталась. Давайте лучше сравним с сухим образцом.

 

tikiero пишет:

А если возьмете два разных образца и в нефтенасыщенном образце будет глинистость и высокая пористость, то его сопротивление может оказаться даже ниже водонасыщенного.

Ваксман на пару со Смитом на эту тему тонны макулатуры исписали.

 

tikiero пишет:

Но вот по ДК я эту нефть в «низкоомном» пласте четко подсек!

 Как?

 

 

 

 

tikiero 516 10
Мар 12 #14

To nizhlogger

"Как?"

Диэлектрическая проницаемость нефтенасыщенного песчаника находится в диапазоне от 5 до 20 отн.ед. Для водонасыщенного песчаника диэлектрическая проницаемость не может быть ниже 25 отн.ед. (в самом неблагоприятном случае). Подчеркну, речь выше идет только о том случае, когда не сформировалась большая зона проникновения (не более 5, максимум 8 см). И для этого совсем не обязательно применять растворы на РНО.

nizhlogger 327 12
Мар 12 #15

Если не сформировалась зона проникновения хотя бы 5 см то это пардон и неколлектор вовсе. Всё таки проникновение фильтрата раствора первейший признак коллектора.

Хорошо, согласен, в неколлекторах по ДК остаточную неподвижную нефть или битум увидеть можно.

Насколько нужно?

Ну правда появилась сейчас тема - shale oil. Добывание нефти прямо из материнских глин.

Вот там сопоставление Кво по ДК и Кво по ЯМК даёт интересный результат. Но именно потому что проникновения раствора практически нет так как по большому счёту речь о неколлекторе. А в нормальном коллекторе без РНО на ДК я бы тратиться не стал.

 

Иван007 864 11
Мар 12 #16

А зонды есть, от самого маленького до большого, и сравнить если это окончательны каротаж, может есть привязка сразу после вскрытия...

VIT 1124 15
Мар 12 #17

nizhlogger пишет:

Если не сформировалась зона проникновения хотя бы 5 см то это пардон и неколлектор вовсе. Всё таки проникновение фильтрата раствора первейший признак коллектора.

Хорошо, согласен, в неколлекторах по ДК остаточную неподвижную нефть или битум увидеть можно.

Насколько нужно?

Ну правда появилась сейчас тема - shale oil. Добывание нефти прямо из материнских глин.

Вот там сопоставление Кво по ДК и Кво по ЯМК даёт интересный результат. Но именно потому что проникновения раствора практически нет так как по большому счёту речь о неколлекторе. А в нормальном коллекторе без РНО на ДК я бы тратиться не стал.

 

Внесу свои пять копеек. Недавно на одной скважине делали ДК и кисл/углеродный каротаж (индукционный плохо работает в данном коллекторе - слишком пресная вода). Это был боковой ствол от старой скважины так что определение насыщения не было главной целью, бонус с точки зрения разработки. Раствор на воде. По результатам ДК показал остаточную нефть, кисл/углеродный показал среднюю насыщенность процентов 40%, по факту она должна быть в пределах 50-60%.

 

tikiero 516 10
Мар 12 #18

To nizhlogger

Так  нужно подбирать специальные растворы с малой зоной проникновения. Тогда величина зоны проникновения не будет зависеть  (или будет зависеть очень слабо) от ФЕС пород.

vaque 404 13
Мар 12 #19

не иначе как сравниваются зонды разного размера, полметровый и бк- глубинность больше. 

Почему вы викиз выводите в столь скромном виде, надо выводить сразу 5 кривых и по разбегу анализировать сопротивления, и типа проникновения. по виду полуметрового ничего не скажешь, кроме как где больше ствол, а где меньше:)

nizhlogger 327 12
Мар 12 #20

to tikiero

чтобы раствор даже на 5 см в коллектор не проник нужно подбирать не раствор а колонну Cool.

Даже на депрессии вы супер полимерный раствор в коллектор запихаете и больше чем на 5см. Просто за счёт поршневание при спуск-подъёмах инструмента. Да и во время бурения тоже.

Сейчас очень популярны датчики давления на забое во время бурения и расчёт приведённого динамического удельного веса раствора. По факту он меняется в очень широких пределах даже если в статике условно равен пластовому.

nizhlogger 327 12
Мар 12 #21

VIT пишет:

Раствор на воде. По результатам ДК показал остаточную нефть, кисл/углеродный показал среднюю насыщенность процентов 40%, по факту она должна быть в пределах 50-60%.

 

Откуда вы знаете сколько должно быть по факту? Рассчитали степень проникновения фильтрата в пласт?

И ДК и СО в открытом стволе пишут заведомо в зоне проникновения фильтрата. У них и глубина исследования примерно одинаковая 5-8 см. Скорее всего в этом случае ДК показал правильный результат а СО завысил.

VIT 1124 15
Мар 12 #22

nizhlogger пишет:

VIT пишет:

Раствор на воде. По результатам ДК показал остаточную нефть, кисл/углеродный показал среднюю насыщенность процентов 40%, по факту она должна быть в пределах 50-60%.

 

Откуда вы знаете сколько должно быть по факту? Рассчитали степень проникновения фильтрата в пласт?

И ДК и СО в открытом стволе пишут заведомо в зоне проникновения фильтрата. У них и глубина исследования примерно одинаковая 5-8 см. Скорее всего в этом случае ДК показал правильный результат а СО завысил.

Элементарно, Ватсон, факт известен по текущему КИНу (полагая что он более менее однороден по площади). А почемы вы считаете что c/o завысил показания ?

Дело в том что ствол был обсажен стекловолокном и зацементирован, потом сделали данный каротаж. В дальнейшем мы планируем использовать его для мониторинга насыщенности, нейтронник для газа и c/o для нефти-вода. Да, еще, нефть вязкая (100сп) так что до остаточной ее сложно вытеснить. Мы знали что зона проникновения будет влиять, поэтому попробовали оба метода, для нас важнее получить качественную картину. Вроде как c/o что-то там показывает, или это все шум ?

nizhlogger 327 12
Мар 12 #23

VIT пишет:

Элементарно, Ватсон, факт известен по текущему КИНу (полагая что он более менее однороден по площади). А почемы вы считаете что c/o завысил показания ?

Дело в том что ствол был обсажен стекловолокном и зацементирован, потом сделали данный каротаж. В дальнейшем мы планируем использовать его для мониторинга насыщенности, нейтронник для газа и c/o для нефти-вода. Да, еще, нефть вязкая (100сп) так что до остаточной ее сложно вытеснить. Мы знали что зона проникновения будет влиять, поэтому попробовали оба метода, для нас важнее получить качественную картину. Вроде как c/o что-то там показывает, или это все шум ?

Лихо. Ничего не скажешь. То есть коэффициент вытеснения флюида из призабойной зоны должен приблизительно равняться КИНу.

Чего же тогда наоборот никто не считает. А то как бы здорово было - посчитал коэффициент вытеснения флюида буровым раствором и на тебе готовый КИН. И спорить не надо, обоснования какие-то искать и т.п.

Из двух методов при прочих равных обстоятельствах ДК намного точнее. В С\О статистическая неопределённось большая.

 

VIT 1124 15
Мар 12 #24

nizhlogger пишет:

[Лихо. Ничего не скажешь. То есть коэффициент вытеснения флюида из призабойной зоны должен приблизительно равняться КИНу.

Я так не говорил. Факт в том, что при бурении новой скважины на старом месторождении (при прочих равных) среднее насыщение должно соответствовать КИНу, если это не так, то результаты определения насыщенности не являются достоверными в независимости от причин. Мне, как разработчику, все равно от того что прибор сработал на отлично и показал какую-то насыщенность между зоной проникновения и среднепластовой.

Если бы были другие способы проверки правильности использовал бы их. При каротаже было сделано несколько проходов - результаты совпадают, потом, в ДК, кажется, делали разные модели - тоже результаты похожие. С точки зрения петрофизики все хорошо.

*подсчитать текущий КИН обычно это самая простая задача и редко когда там надо что-либо обосновывать.

Unknown 1652 15
Мар 12 #25

VIT пишет:

Я так не говорил. Факт в том, что при бурении новой скважины на старом месторождении (при прочих равных) среднее насыщение должно соответствовать КИНу, если это не так, то результаты определения насыщенности не являются достоверными в независимости от причин. Мне, как разработчику, все равно от того что прибор сработал на отлично и показал какую-то насыщенность между зоной проникновения и среднепластовой.

*подсчитать текущий КИН обычно это самая простая задача и редко когда там надо что-либо обосновывать.

Как говориться - в случае "абсолютно круглого тела в вакууме"LaughingLaughing

nizhlogger 327 12
Апр 12 #26

VIT пишет:

Факт в том, что при бурении новой скважины на старом месторождении (при прочих равных) среднее насыщение должно соответствовать КИНу, 

Это правда. Но насыщение считается по индукционному или боковому каротажу. И я уверен чт в стеклопластике у вас индукционник записан. Иначе не было бы смысла сажать стеклопластик. Вот он и должен показать вам насыщение соответствующее КИНу. Если ДК и СО показывают меньшее насыщение нефтью то значит значит зона проникновения фильтрата так и не расформировалась до конца после бурения.

rufich 193 10
Апр 12 #27

не давно из сургута хохму прислали. партийцу забраковали бк в стеклопластике, по причине - прибор не исправен, а оператору  лишение премии за то что не догадался второй прибор спустить)

GeoLin 53 10
Апр 12 #28

Уважаемые петрофизики, помогите пожалуйста разобраться с ситуацией:

В отчетах шлюмов есть такой параметр как Rt, так называемое сопротивление(Омм), получение из индукционника (ММНО) (как я понимаю проводимость).

Кто нибудь может подробнее объяснить, как нормировать IK, что бы из него получить Rt, с целью интерпритации насыщения.

Спасибо.

tikiero 516 10
Апр 12 #29

Если вопрос стоит действительно так: «…как нормировать IK, что бы из него получить Rt?», то ответ тут может быть только один: «Никак!»

Вопрос, по-видимому, следовало поставить следующим образом: «как по данным ИК рассчитать Rt?»

Для каждого прибора создаются различные палетки, учитывающие диаметр зоны проникновения, сопротивление бурового раствора, влияние вмещающих пород и т.д. посредством которых производится расчет того самого Rt. Если речь идет об аппаратуре Шлюмберже, то Вам необходимо воспользоваться программой Техлог или Геофрейм.

GeoLin 53 10
Апр 12 #30

да, вопрос правильнее будет звучать именно так: "как по данным ИК рассчитать Rt?". Но как я понимаю перед расчетами кривую ИК еще надо как то нормировать.

Аппаратура  не шлюмовская. Они построили ГГМ и составили отчет. Вот я и хотел по этому подобию создать кривую Rt. 

tikiero 516 10
Апр 12 #31

To GeoLin

Любая нормировка - это отображение субъективного мнения интерпретатора. Поэтому нормировку нужно использовать только в том случае, когда уже ничего не помогает, даже лом. Я подозреваю, что под нормировкой Вы подразумеваете какую-то иную стандартную процедуру, но сейчас я не могу сказать, что именно Вы имеете ввиду.

Для удовлетворения Ваших желпний необходимо знать аппаратуру, какой проводились исследования. Опосля этого найти соответствующие палетки (или алгоритмы) для конкретной аппаратуры. И уже потом рассчитывать Rt.

GeoLin 53 10
Апр 12 #32

Не знаю, пользовались ли Шлюмы палетками и прочими знаниями об аппаратуре. Все равно Спасибо.

beaves 465 13
Апр 12 #33

"bump flood data" как перевести это на русский? Связано с ОФП на керне.

Anna M. 118 11
Апр 12 #34

Подскажите, насколько можно ошибиться с оценкой насыщения, если коллектор содержит от 5 до 20 % углефицированного растительного детрита? Кое- где плотностной и сопротивление явно реагируют на наличие угля, но в основном аномалий характерных для угля не наблюдается. Пористость по ГИС и керну неплохо увязаны. ВОпрос насколько верно дают информацию кривые индукционного каротажа. Возможно ли завышение сопротивления из-за наличия углистых частиц?

VIT 1124 15
Апр 12 #35

beaves пишет:

"bump flood data" как перевести это на русский? Связано с ОФП на керне.

Вроде когда прокачивают керн с высокой скоростью, например в 10 раз больше чем использовалась для определения ОФП, мерят концевую точку по воде.

tikiero 516 10
Май 12 #36

To Anna M.

Мне довелось как-то встретиться в терригенном разрезе с антрацитом, который обладает крайне низким сопротивлением. Долго голову ломали, пока керн на верх не подняли!

Несомненно, наличие углефицированных прослоев будет влиять на показания электрических методов, а рассчитанное сопротивление, по-видимому, будет завышенным.

Чтобы учитывать это при интерпретации, на мой взгляд, необходимо сделать следующее (очень вкратце):

  1. По данным керна количественно определить состав и величину углефицированного детрита.
  2. Найти зависимость между величинами коэффициентов a и b в уравнении Дахнова-Арчи и величиной и составом углефицированного детрита.
  3. Разработать алгоритмы для идентификации и количественного описания методами ГИС углефицированных интервалов.
  4. В зависимости от объемной величины углефицированного детрита для оценки водонасыщенности применять формулу Дахнова-Арчи с различными коэффициентами.
volvlad 2246 15
Май 12 #37

VIT пишет:

Вроде когда прокачивают керн с высокой скоростью, например в 10 раз больше чем использовалась для определения ОФП, мерят концевую точку по воде.

Да, это как раз unsteady state displacement или по-русски, нестационарная фильтрация.

Go to top