resistivity response in gas and oilbearing formations

Последнее сообщение
gold01 148 13
Май 13

вот встретил вопрос:

What will be the responses of resitivity log in gas bearing formation and oil bearing formation . is there any difference in log readings.?
 
и ответ:
 
The resistivity in gas bearing formation will have higher resistivity, because oil bearing formation has higher conductivity than gas bearing formation.
 
интересно узнать, что думает по этому поводу высокое собрание

beaves 465 12
Май 13 #1

Ответ какой-то странный, но в принципе правильный )))
Сопротивление в газоносных пластах выше, чем в нефтеносных, потому что электропроводность в нефтеносных пластах больше, чем в газоносных.
Каша в общем )))

Петя Ботев 939 9
Май 13 #2

beaves пишет:
Ответ какой-то странный, но в принципе правильный )))
Сопротивление в газоносных пластах выше, чем в нефтеносных, потому что электропроводность в нефтеносных пластах больше, чем в газоносных.
Каша в общем )))

а чего каша то? всё верно - при прочих равных, проводимость флюида определяет сопротивление пласта. Газ больший диэлектрик нежели нефть. Соотвественно и сопротивление такое. Но это на базовом уровне. На самом деле всё индивидуально. И тут бы было послушать мнения старших товарищей.

Unknown 1652 14
Май 13 #3

gold01 пишет:

Истинное сопротивление в газе должно быть выше.
На практике же кажущеесяя сопротивление с зондов в газе нижн, чем в нефти видимо за счет большей зоны проникновения.

tikiero 516 10
Май 13 #4

На своей практике видел только одно местрождение, где сопротивление в газонасыщенном интервале было выше сопротивления в нефтенасыщенном. Это карбонтаное месторождение на шельфе Вьетнама.
Во всех остальных случаях газо- и нефте- насыщенные породы по сопротивлению не разделяются.
И причина кроется отнюдь не в том, что газ является большим диэлектриком, чем нефть.
А в том, что на сопротивление помимо флюидонасыщения большое влияние оказывает стурктутра порового пространства, мин состав, смачиваемость и т.д. и т.п.

ShadowRaven 619 12
Май 13 #5

Вопрос не совсем.....
Если хороший чистый коллектор (например Мекс Залив, шельф пористоть 20+), то часто бывает что сопротивление в газоносном разрезе (особенно в сводовой части) существенно выше. Так называемая "зона осушки", где из-за разницы давлений газ отжимает часть капиллярной воды.

Плотность нефти больше, поэтому boyancy меньше и такого "отжима" не наблюдается. Пример в Африке оффшор (Alen) - Никарагуа и прочие "царства непуганных..."
 

nizhlogger 327 11
Май 13 #6

ShadowRaven пишет:
Вопрос не совсем.....
Если хороший чистый коллектор (например Мекс Залив, шельф пористоть 20+), то часто бывает что сопротивление в газоносном разрезе (особенно в сводовой части) существенно выше. Так называемая "зона осушки", где из-за разницы давлений газ отжимает часть капиллярной воды.

Плотность нефти больше, поэтому boyancy меньше и такого "отжима" не наблюдается. Пример в Африке оффшор (Alen) - Никарагуа и прочие "царства непуганных..."
 

Так и есть. Остаточной воды в газовых интервалах как правило немного меньше, а именно она определяет проводимость (сопротивление). 

Rhino 532 12
Май 13 #7

tikiero пишет:
На своей практике видел только одно местрождение, где сопротивление в газонасыщенном интервале было выше сопротивления в нефтенасыщенном. Это карбонтаное месторождение на шельфе Вьетнама.
Во всех остальных случаях газо- и нефте- насыщенные породы по сопротивлению не разделяются.
И причина кроется отнюдь не в том, что газ является большим диэлектриком, чем нефть.
А в том, что на сопротивление помимо флюидонасыщения большое влияние оказывает стурктутра порового пространства, мин состав, смачиваемость и т.д. и т.п.

Согласен полностью, только уточни, пожалуйста, коллега, о каком месторождении карбонатном шельфа Вьетнама идет речь? Я так понимаю, это Север, где трется Газпром. Можно в личку.
ЗЫ: увлекаюсь шельфа Вьетнама, просто.

tikiero 516 10
Май 13 #8

To Rhino
Lan Tay и Lan Do

vktr 144 8
Авг 13 #9

tikiero пишет:
To Rhino
Lan Tay и Lan Do

Там не было нефти в карбонатах. Нефть была в теригенке гараздо ниже и было ее там очень мало. Поэтому сравнивать смысла нет. В общем случае сопротивление породы определяется количеством воды в пласте и типоv смачиваемости. Поэтому мы можем видеть разные уровни сопротивления в газе и нефти. 

vktr 144 8
Авг 13 #10

nizhlogger пишет:
ShadowRaven пишет:
Вопрос не совсем.....
Если хороший чистый коллектор (например Мекс Залив, шельф пористоть 20+), то часто бывает что сопротивление в газоносном разрезе (особенно в сводовой части) существенно выше. Так называемая "зона осушки", где из-за разницы давлений газ отжимает часть капиллярной воды.

Плотность нефти больше, поэтому boyancy меньше и такого "отжима" не наблюдается. Пример в Африке оффшор (Alen) - Никарагуа и прочие "царства непуганных..."
 

Так и есть. Остаточной воды в газовых интервалах как правило немного меньше, а именно она определяет проводимость (сопротивление). 

Согласен полностью именно такие вещи и наблюдаю на всех газовых месторождения особенно если высота залежи достаточна. Говорю про юг вьетнама пресловутые Lan Tay и Лунское местрождение на шельфе Охотского моря.

tikiero 516 10
Авг 13 #11

vktr пишет:
tikiero пишет:
To Rhino
Lan Tay и Lan Do

Там не было нефти в карбонатах. Нефть была в теригенке гараздо ниже и было ее там очень мало. Поэтому сравнивать смысла нет. В общем случае сопротивление породы определяется количеством воды в пласте и типоv смачиваемости. Поэтому мы можем видеть разные уровни сопротивления в газе и нефти. 

Примеры с резким скачком сопротивления на уровне ГНК для месторждений  Lan Tay и Lan Do  показывал мне Алексей Х (из ТННЦ).
По поводу "...сопротивление породы определяется количеством воды в пласте и типоv смачиваемости". Для карбонатов преображенского горизонта ВЧНГКМ при нейтральной смачиваемости  (которая незначительно меняется по разрезу)  на образцах керна после старения  и практически одинаковом Кво (по разным методам) в интервале коллектора с одной и той же пористостью (по данным ЯМК) и одинаковым характером насыщения (по данным MDT)  сопротивление в скважинеможет меняться от 400 до 90000 Омм.
По-видимому, сопротивление далеко не всегда (по крайней мере из моего опыта) зависит от "количество воды в пласте и типа смачиваемости".

VIT 1124 14
Авг 13 #12

Насколько я знаю зоной осушки называется область не где идет капиллярный отжим воды, а остаточная вода банально испаряется. Особенно проявляется в газовых хранилищах и при циклической закачке.

vktr 144 8
Авг 13 #13

tikiero пишет:
vktr пишет:
tikiero пишет:
To Rhino
Lan Tay и Lan Do

Там не было нефти в карбонатах. Нефть была в теригенке гараздо ниже и было ее там очень мало. Поэтому сравнивать смысла нет. В общем случае сопротивление породы определяется количеством воды в пласте и типоv смачиваемости. Поэтому мы можем видеть разные уровни сопротивления в газе и нефти. 

Примеры с резким скачком сопротивления на уровне ГНК для месторждений  Lan Tay и Lan Do  показывал мне Алексей Х (из ТННЦ).
По поводу "...сопротивление породы определяется количеством воды в пласте и типоv смачиваемости". Для карбонатов преображенского горизонта ВЧНГКМ при нейтральной смачиваемости  (которая незначительно меняется по разрезу)  на образцах керна после старения  и практически одинаковом Кво (по разным методам) в интервале коллектора с одной и той же пористостью (по данным ЯМК) и одинаковым характером насыщения (по данным MDT)  сопротивление в скважинеможет меняться от 400 до 90000 Омм.
По-видимому, сопротивление далеко не всегда (по крайней мере из моего опыта) зависит от "количество воды в пласте и типа смачиваемости".


Резий скачок сопротивления был связан с ГВК а не с ГНК, что подтверждают данные RFT. Я написал помоему в общем случае, а не вслучае сложных коллекторов аля Верхнечонское месторождение. Если вспомнить теорию (уравнение Арчи-Дахнова) то сопротивление определяется Рп, Рн и сопротивлением воды. ничего не сказано про тип флюида. А по поводу, что же вы получите из пласта то  давайте не будем забывать про фазовые проницаемости. Т.е. то что вы получаете из пласта что-то говорит о том что свободные флюид такойто но это не значит что там нет другой возможно преобладающей фазы. У нас недавно испытывали новым прибором шлюмовским (Сатурн) низкоомный песчаник с расчетнм водонасыщением 80% и получили нефть. 

vktr 144 8
Авг 13 #14

Еще вспомнил, что есть еще один метод выделения газа, это сравнение пористости ЯМК и плотностного/акустики.
Я думаю также MRX должен помочь или стационарные замеры диффузии с помощью CMR. Но если ближняя зона полностью промы то это не надежный метод. Надежнее MDT c анализом типа флюида ничего нет.

Go to top