Определение глинистости по нейтронно-плотностному кросс-плоту.

Последнее сообщение
Петя Ботев 966 9
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. 

Anna M. 118 11
Апр 12 #2

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 :)

nizhlogger 327 12
Апр 12 #3

Anna M. пишет:

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

Евген 165 9
Апр 12 #4

а где можно почитать, как правильно выбрать точку глин (shale point)?

Петя Ботев 966 9
Апр 12 #5

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.

nizhlogger 327 12
Апр 12 #6

Петя Ботев пишет:

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.

 

Петя Ботев 966 9
Апр 12 #7

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.

 

Anna M. 118 11
Апр 12 #8

nizhlogger пишет:

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.

 

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.

Anna M. 118 11
Апр 12 #9

Петя Ботев пишет:

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.

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.

gold01 148 13
Апр 12 #10

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....

BULET 5 13
Апр 12 #11

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

gold01 148 13
Апр 12 #12

BULET пишет:

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?

gold01 148 13
Апр 12 #13

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

bougulmann 65 11
Апр 12 #15

Оказывается файлы свыше 1 Мб не пропускаются,

разбир на 3 части

csforfun 470 13
Апр 12 #17

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!

gold01 148 13
Апр 12 #18

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

gold01 148 13
Апр 12 #19

csforfun пишет:

to gold01:

а зачем вам исправлять их? Показания методов исправляются за скважину. А то, что попало в пласт, учитывается уже при расчетах пористости-литологии.

 

ну и как посчитать пористость если ни плотность флюида ни плотность матрицы в каждом конкретном случае неизвестны

tikiero 516 10
Апр 12 #20

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.

Петя Ботев 966 9
Апр 12 #21

ничего так тему прокачали))))  спасибо коллеги за ваши советы и комментарии.

Особенно тем большое спасибо кто не поленился и всё с картинками объяснил.

Unknown 1652 15
Апр 12 #22

gold01 пишет:

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....

принять, что эффекты компенсируют друг друга и посчитать среднее плотностной и нейтронной пористости

Go to top