Апр 12
Уважаемые коллеги!!! Не велите казить, велите слово молвить. Крайне глупый вопрос - куда бы Вы поставили точку глин в данном случае?
Исходные данные - хлорит-иллитовый состав глин, область глин формлена синим сектором.
Опубликовано
10 Апр 2012
Активность
22
ответа
6420
просмотров
10
участников
0
Рейтинг
X 0.4
Y 2.4
А в каком софте работаете? ЕСли в IP то там при интерпретации используется понятие как Wet CLAY. И зона глин (shale point) и точка Wet clay обычно в разных местах находятся. Прикрепила картинку, для хлорита красивее получилось :)
Если для определения пористости то точка WET CLAY не нужна. Нужна точка SHALE.
я бы немного сместил точку чуть ниже. Чтобы пористость случайно не занижать. Может там в разрезе 100% shale отсутствует. Ну например Х=0.4 У=2.5
а где можно почитать, как правильно выбрать точку глин (shale point)?
Спасибо коллеги за отклик. Собственно говоря - ну верно же я воткнул точку глин. Но определение глин по такой раскладке очень сильно отличается от получаемогго с других методов. Вот и встал вопрос - где неверно.
А по поводу разреза - тут 100% песков отсуствует, а глины вагон.
А по поводу почитать - все мля перерыл - везде пишут - поместите точку глин в точку соотвесвующую интервалу с максимальной глинистостью. И пример очень всегда однозначный в виду клинообразной области в кросс плоте.
Точка глин у тебя стоит на CLAY. Это не совсем то что надо.
Почитай этот слайд из презентации NEXT. Кстати очень многие (особенно почему то в Шлюме. их там учат так чтоли) делают эту распространённую ошибку и ставят точку на CLAY а не на SHALE. Пористость при этом занижается а глинистость завышается.
Да, я то ведь и не спорю с моделью используемой в ИП. Но она используеться для расчета пористости, а не для определения объема глин.
При просчете глин в ИП по НД плоту втыкаются именно чистые клэи. Так же как и по плоту что я представил (Geolog 6.7.1).
Речь об обратной ситуации описанной у Вас. У меня по ND глина занижается. Снести точку по плоту ниже - Vsh уменьшится ещё более, втыкать же её посреди облака дабы повысить - наверное тоже не стоит.
Вы правы, именно так и учат. Ставить на CLAY :). Меня тоже так учили. Я раньше ставила точку в Shale, а потом побывала на тренинге Shaly sand petrophysics, где научили ставить на Clay.
Еще есть такой момент - как вы считаете глинистость. Если считать глинистость по N-D, то ставя точку глин на SHALE вы завысите глинистость и занизите пористость. А если глинистость считать по ГК( а пористость по N_D), то ставя на SHALE вы более опимистичные значения даете. У меня в разрезе были радиоактивные песчаники и потому частенько я считаю глинистость по N-D и точку глин ставлю на CLAY тем самым не завышая глинистость.
А вы глинистость по ND считаете? Если да, и еще знаете что занижена глинистость, то тогда надо левее сдвинуть. Density 2,5, Neutr 0.35. Примерно так у меня и получилось на втором слайде для иллита. Если аккуратнее строить, то возмоно будет 2,5 и 0,4. как вам тут и советовал Nizzlogger.
вопрос на засыпку - имеется чистый (минимальные отсчёты ГК) песчаник пористостью 23-25%. В то же время имеется проникновение очень солёного полимерного бурового раствора (плотность 1.17 g/cm3) глинистой корки естественно нет. Вопрос - как посчитать влияние этого проникновения на показания плотностного и особенно нейтронного каротажа. интуитивно понятно, что исправленная плотность должна подрасти (порядка 0.2 g/cm3) а вот как быть с нейтронным - вроде исправленная пористость должна быть ниже, но вот как измудриться её посчитать....
в любой проге типа elan ( на основе системы уравнений ) есть фича "invasion model" ... то бишь задаёшь параметры не только по пластовой воде , но и по пж
это да, а ручками?
кто может посодействовать в приобретении искомой статьи
Freedman, et al., 1998, Combining NMR and Density Logs for Petrophysical Analysis in Gas-Bearing Formations, SPWLA 39th Annual Logging Symposium Paper II спасибо зарандее
Петя,
в прирепленном файле картинки с коротким описанием
Gold1,
для Вас инфа тут
http://depositfiles.com/files/fl7azcv4f
Оказывается файлы свыше 1 Мб не пропускаются,
разбир на 3 части
bougulmann
спасибо большое!!!
to gold01:
а зачем вам исправлять их? Показания методов исправляются за скважину. А то, что попало в пласт, учитывается уже при расчетах пористости-литологии. Ежели хочется заморочиться и привести показания к породе in-situ, то "исправленная" плотность наверно должна все-таки снизиться. Чтобы прикинуть насколько - перемножьте (1.17 минус плотность пластового флюида)*Кп*(1-Кво). Как-то так ИМХО. В любом случае, если у вас небольшая пористость и не газ в пласте, влияние фильтрата на плотностной будет небольшим.
Нейтронка по идее в таких условиях занижает пористость - т.к. вместо водорода в фильтрате молекулы соли, соответственно прикиньте, насколько у вас снизится водородный индекс фильтрата и от этого пляшите. Это вариант если у вас ННКТ. Если НГК всё сложнее, и ИМХО надо сильно заморочиться, чтобы поправить, потому как надо учитывать помимо снижения водородного индекса еще и то, что хлор при захвате нейтрона дает в среднем в три раза больше гамма-квантов, чем, скажем, водород. Тут показания будут одновременно зависеть от минерализации фильтрата и от пористости пласта, палетки надо искать в отечественных книжках, где-то они точно встречались. Удачи!
csforfun по поводу плотности согласен
по поводу нейтронного во-первых проникает не филтрат а сам раствор (так договорились) хотя сути дела это не меняетю нейтронный - CNL, так что надо поискать палетки влияния минерализации раствора на измеренную пористость но по-моему пористость должна быть в условиях солёного раствора пониже
ну и как посчитать пористость если ни плотность флюида ни плотность матрицы в каждом конкретном случае неизвестны
To gold01
По молодости лет я как-то баловался подобными штуками. Как выяснил позднее, все это ловля блох и трата времени на "непроизводственный простой". Если путем поразмыслить, то уверен, что на изучаемом Вами объекте можно и более актуальные проблемы поднять.
ничего так тему прокачали)))) спасибо коллеги за ваши советы и комментарии.
Особенно тем большое спасибо кто не поленился и всё с картинками объяснил.
принять, что эффекты компенсируют друг друга и посчитать среднее плотностной и нейтронной пористости