Работа с данными ГИС (карбонатный разрез)

Последнее сообщение
Michael1992 41 8
Июл 13

 Доброго времени суток. Появился вопрос для опытных интерпретаторов, по интерпретации терригенного разреза с толщами карбонатов (то есть гуру карбонатных разрезов  =)  ), тип месторождений - газоконденсатные ... 
Объясните кто может, тонкости обнаружения газа в карбонатах ... (там кажется для них выбирается другая шкала чем для песчаников)
с нейтронных методов єсть
TNPH (m3/m3),
NPHI (m3/m3),
RHOZ (g/cm3),
DPHZ (m3/m3),
HDRA (g/cm3) - не знаю что это.

буду благодарен за любую информацию :)

kochichiro 943 13
Июл 13 #1

Скажи какой бассейн прикарпатье или донецк, поскольку есть свои ньюансы. Работал с донецким - основная проблема это выделить трещиноватые известняки среди непроницаемых плотняков.Поскольку в нашем случае промышленный приток был связан именно с трещиноватостью.
Посмотри делали ли у вас FMI если нет, то хотя бы запланируйте его на новых скважинах, так как он сильно упростит задачу.
А так, как уже обсуждалось на форуме построй кривые пористости по акустическому каротажу и плотностному, в местах где будет пористость по плотностному больше чем по акустическому возможна трещиноватость. 

Michael1992 41 8
Июл 13 #2

Бассейн Донецкий,
FMI делали в некоторых скважинах, и что именно он дает
спасибо что откликнулись)))

kochichiro 943 13
Июл 13 #3

Он позволяет увидеть трещины "визуально" и отделить трещины техногенного происхождения (возникшие при бурении) от естественных трещин. Вот неплохой материал на эту тему - AAPG Memoir 92. Dipmeter and Borehole Image Log Technology - http://www.mediafire.com/view/sw2itkxsga8lw7v

В каком горизонте кстати ищете залежи в Черемшанском или туда по-глубже?

 

kochichiro 943 13
Июл 13 #4

Вот еще немного базовой информации по интерпретации FMI - http://www.upl.me/epfEnc

Michael1992 41 8
Июл 13 #5

я только приступил к работе и особо не разбираюсь в названиях ярусов, позже разберусь с геологией и отпишусь ..

Петя Ботев 936 9
Июл 13 #6

Уважаемый Кочичиро)
Хотел бы выразить глубокую признательность за выложенные материалы. Один вопрос - в "FMI material" есть папочка DMI.7z. Эта папочка  требует пароля. Подскажите как быть))))

И ещё  вопрос - не могли бы Вы пояснить физику этого утверждения -
А так, как уже обсуждалось на форуме построй кривые пористости по акустическому каротажу и плотностному, в местах где будет пористость по плотностному больше чем по акустическому возможна трещиноватость.

kochichiro 943 13
Июл 13 #7

Извиняйте, что-то как-то за пароль я забыл. Пароль: egyptian petroleum

kochichiro 943 13
Июл 13 #8

За физику утверждения - вот первоисточники

kochichiro 943 13
Июл 13 #10


Ссылка на более читабельный вариант - http://www.mediafire.com/?6z84mqaeysdkc3d

kochichiro 943 13
Июл 13 #11

Понятно, что на деле в обозначенных интервалах могут быть либо пропуски, либо влияние газа, но на для этого как раз и есть FMI. А в случае безрыбья как известно оно и рак рыба.

Петя Ботев 936 9
Июл 13 #12

толи лыжи не едут..то ли я...хм...
мутно как то. Вот глаголит автор -
пористость по акустике отражает пористость по матрице и не включает пористость по трещноватости.
Сие обсуловлено тем что звуковой испульс протекает по скорейшему пути к приемнику и обходит трещины.
Сравнивая пористость по акустике с общей пористостью можно определить зоны трещиноватости.Смотрите чаптерь 9.

То есть если матрица покрошена, трещины заполнены флюидом, скорость волны в матрице выше - то и волна пойдет только по матрице?
Выходит речь о трещиноватости значительно более крупной нежели гранулярная пористость? или как?

прошу извинять за банальности. Никогда на карбонатах не работал а тут приходится начинать

kochichiro 943 13
Июл 13 #13

В одном из источников было описано, что в крупных кавернах и трещинах возникает дифракция звуковых волн и волна идет по матрице, что вызывает уменьшение рассчитаной по акустике пористости. Естественно считается что размер крупных каверн и трещин существенно превышает размер одиночных пор матрицы. То есть все как вы и описали, в главе 9 там собственно повторяется все, что было высказанно выше, только они добавляют для примера каротажку по одной из скважин.

 

Петя Ботев 936 9
Июл 13 #15

о как значит))) речь о том что дифракция акустической волны в кавернах как бы направляет волну по твердой части. Но при этом данное явление не характерно для межгранулярных  пор. Отсюда и разница в пористости.  Ну это уже более менее физичная картина. Спасибо!
Как я понимаю основными методами по работе с трещиноватыми колелкторами являются сканеры и широкполсная акустика.
1. Сканеры они же имеджеры. С них мы можем взять - собственно наличие трещин , разломов, каверн и тп. их ориентацию в пространстве (углы падения, простирание, проводимость).  Что нибудь ещё? По Вашему мануалу я разобрал как это делается в теории. А как это интегрируется в геологическую модель? Какие то спец средства есть? Или мы опередлив например трещиноватость в каком нибудь Ю-ЮВ направлении с углами в 30 градусов  в ручную моделим в геомодели?
2.Нет ли чего почитать по широкополосной акустике?

kochichiro 943 13
Июл 13 #16

По первому пункту могу предложить курс Petrel 2010 Fracture Modeling - http://www.upl.me/4oYVcQ

По второму пункту Interpretation Principles & Applications начиная с главы 13 - http://www.upl.me/lWjE9C

kochichiro 943 13
Июл 13 #17

В догонку могу предложить Малькольма Райдера, его уже тут выкладывали - вот новая ссылка - http://www.upl.me/1Ef9iA
Там описано применение широкополосной начиная с 112 страницы, но крайне сжато.
 

Евген 165 9
Июл 13 #19

kochichiro, спасибо огромное за ссылки!

nizhlogger 327 11
Авг 13 #20

kochichiro пишет:
Вот по-крупнее

Это надо же такую позорную картинку, с кривым как турецкая сабля плотностным, прямо в книгу в качестве примера залепить. Да ещё потом тупо объяснять расхождение плотностного и акустики мнимой трещиноватостью. Там очевидно, что плотностной просто в кавернах пишет раствор из-за плохого прижатия. Корреляция крайне (неправдоподобных особенно для глин) низких значений плотностного с каверномером просто замечательная. Автор похоже в каротаже полный 0.
Представляю это же скольким геологам пудрили мозг такими "трещинами". Когда видите такие картинки надо помнить, что реальная трещинная пористость обычно не превышает 1% ( в исключительных случаях 2%). И вы  хотите эту разницу на сравнении пористости плотностного и акустики ловить?

 

vktr 144 8
Авг 13 #21

nizhlogger пишет:
kochichiro пишет:
Вот по-крупнее

Это надо же такую позорную картинку, с кривым как турецкая сабля плотностным, прямо в книгу в качестве примера залепить. Да ещё потом тупо объяснять расхождение плотностного и акустики мнимой трещиноватостью. Там очевидно, что плотностной просто в кавернах пишет раствор из-за плохого прижатия. Корреляция крайне (неправдоподобных особенно для глин) низких значений плотностного с каверномером просто замечательная. Автор похоже в каротаже полный 0.
Представляю это же скольким геологам пудрили мозг такими "трещинами". Когда видите такие картинки надо помнить, что реальная трещинная пористость обычно не превышает 1% ( в исключительных случаях 2%). И вы  хотите эту разницу на сравнении пористости плотностного и акустики ловить?

 


Согласен с вами, коллега, также многие забывают что в карбонатном разрезе сопоставление Акустика плотностной может быть осложнено изменением минералогического состава пород от кальцита к доломиту. На одном из карбонатных месторождений Оренбуржья пористотсь была посчитана исключительно но НГК и все линзы доломита были охарактеризованы пористостью в ДВА раза превышающей значения керновой пористости в данных пропластках. И это прошло через ГКЗ. 
 

kochichiro 943 13
Авг 13 #22

Если пористость 10-15 % при вторичной 1-2 %, понятно, что расхождения между кривыми практически не будет, а если 5-7 % при вторичной 1-2%, что тоже работать не будет? 

vktr 144 8
Авг 13 #23

kochichiro пишет:
Если пористость 10-15 % при вторичной 1-2 %, понятно, что расхождения между кривыми практически не будет, а если 5-7 % при вторичной 1-2%, что тоже работать не будет? 

Может и будет но я прото что с учетом изменения состава пород изменения настолко малы что с уверенностью сказать сложно чем обусловлено расхождение. Единственные метод который может подтвердить наличие трещин (и то не всех) это микроимеджеры. 

nizhlogger 327 11
Авг 13 #24

Абсолютная погрешность измерения пористости плотностного и акустики в лучшем случае 1%. Если мы их сравниваем то надо брать 2%. Плюс неопределённость с минералогией (доломитизацией)  и со степенью уплотнённости пород для акустики. 
Если всё таки реальная разница акустики и плотностного в карбонатах существует то она может быть вызвана кавернозностью с размерами каверн в несколько сантиметров и более. Но геологам в этом случае радоваться преждевременно так как у каверн при отсутстствии трещиноватости сообщаемость как правило плохая и, не смотря на большие значения пористости, проницаемость в целом низкая. Но это только керн может показать. 
 

vktr 144 8
Авг 13 #25

nizhlogger пишет:
Абсолютная погрешность измерения пористости плотностного и акустики в лучшем случае 1%. Если мы их сравниваем то надо брать 2%. Плюс неопределённость с минералогией (доломитизацией)  и со степенью уплотнённости пород для акустики. 
Если всё таки реальная разница акустики и плотностного в карбонатах существует то она может быть вызвана кавернозностью с размерами каверн в несколько сантиметров и более. Но геологам в этом случае радоваться преждевременно так как у каверн при отсутстствии трещиноватости сообщаемость как правило плохая и, не смотря на большие значения пористости, проницаемость в целом низкая. Но это только керн может показать. 
 

Согласен, керн или микроимиджеры

tikiero 516 10
Авг 13 #26

По поводу обнаружения газа в карбонатах.
Если общая пористость (в которую входит трещинная, каверновая, межзерновая, межкристаллическая и т.д.) менее 8%, то увидеть газ по методам ГИС можно только в исключительных случаях и то для этого нужно точно знать минеральный состав и структуру порового пространства. 
Если общая пористость более 8%, то, вообще говоря, для каждого месторождения можно разработать свою уникальную технологию идентификации газа по данным ГИС (и это буде правильно!).
Комплексирование же плотностного и нейтронного позволяет увидеть газ только в исключительных случаях. Это хороший пример для книжек и не более того. У меня это уверенно получалось сделать только в чистых песчаниках Ванкорского месторождения с пористостью под 30%. 
Ни по одному другому карбонатному месторождению (а мне довелось работать примерно на 15 месторождениях, коллектор которых представлен карбонатами) комплексирование этих двух методов однозначно газ не идентифицирует.
Опять же, исключительно из моей практики, самым достоверным способом идентификации газовых интервалов является следующий:
на один трек нужно поместить кривую продольной (пределы изменения кривой на треке: от 120 до 320 мкс/м) и поперечной волны (ориентировочные пределы изменения кривой на треке: от 250 до 550 мкс/м).
Выставить масштабы таким образом, чтобы кривые продольной и поперечной волны совпадали в интервале плотных пород с пористостью менее 2 %.
Превышение кривой поперечной волны над продольной является признаком наличия газа. 
Этот критерий меня еще ни разу не подводил ни в карбонатах ни в терригенке более чем на 30 скважинах.
Возможно у Вас будет несколько иначе. Но попробовать, думаю, стоит.

Michael1992 41 8
Авг 13 #27

tikiero пишет:
По поводу обнаружения газа в карбонатах.
Если общая пористость (в которую входит трещинная, каверновая, межзерновая, межкристаллическая и т.д.) менее 8%, то увидеть газ по методам ГИС можно только в исключительных случаях и то для этого нужно точно знать минеральный состав и структуру порового пространства. 
Если общая пористость более 8%, то, вообще говоря, для каждого месторождения можно разработать свою уникальную технологию идентификации газа по данным ГИС (и это буде правильно!).
Комплексирование же плотностного и нейтронного позволяет увидеть газ только в исключительных случаях. Это хороший пример для книжек и не более того. У меня это уверенно получалось сделать только в чистых песчаниках Ванкорского месторождения с пористостью под 30%. 
Ни по одному другому карбонатному месторождению (а мне довелось работать примерно на 15 месторождениях, коллектор которых представлен карбонатами) комплексирование этих двух методов однозначно газ не идентифицирует.
Опять же, исключительно из моей практики, самым достоверным способом идентификации газовых интервалов является следующий:
на один трек нужно поместить кривую продольной (пределы изменения кривой на треке: от 120 до 320 мкс/м) и поперечной волны (ориентировочные пределы изменения кривой на треке: от 250 до 550 мкс/м).
Выставить масштабы таким образом, чтобы кривые продольной и поперечной волны совпадали в интервале плотных пород с пористостью менее 2 %.
Превышение кривой поперечной волны над продольной является признаком наличия газа. 
Этот критерий меня еще ни разу не подводил ни в карбонатах ни в терригенке более чем на 30 скважинах.
Возможно у Вас будет несколько иначе. Но попробовать, думаю, стоит.

очень интересно, сейчас возьмусь за испытания Вашей методики, независимо от результата спасибо!
и еще интересно, Вы сами дошли до такой методы или это где-то обоснованно, очень хотелось бы посмотреть на саму физику этого явления (естественно в голове представление есть но все таки если есть какая-то статья хотелось бы увидеть)

tikiero 516 10
Авг 13 #28

Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

vktr 144 8
Авг 13 #29

tikiero пишет:
По поводу обнаружения газа в карбонатах.
Если общая пористость (в которую входит трещинная, каверновая, межзерновая, межкристаллическая и т.д.) менее 8%, то увидеть газ по методам ГИС можно только в исключительных случаях и то для этого нужно точно знать минеральный состав и структуру порового пространства. 
Если общая пористость более 8%, то, вообще говоря, для каждого месторождения можно разработать свою уникальную технологию идентификации газа по данным ГИС (и это буде правильно!).
Комплексирование же плотностного и нейтронного позволяет увидеть газ только в исключительных случаях. Это хороший пример для книжек и не более того. У меня это уверенно получалось сделать только в чистых песчаниках Ванкорского месторождения с пористостью под 30%. 
Ни по одному другому карбонатному месторождению (а мне довелось работать примерно на 15 месторождениях, коллектор которых представлен карбонатами) комплексирование этих двух методов однозначно газ не идентифицирует.
Опять же, исключительно из моей практики, самым достоверным способом идентификации газовых интервалов является следующий:
на один трек нужно поместить кривую продольной (пределы изменения кривой на треке: от 120 до 320 мкс/м) и поперечной волны (ориентировочные пределы изменения кривой на треке: от 250 до 550 мкс/м).
Выставить масштабы таким образом, чтобы кривые продольной и поперечной волны совпадали в интервале плотных пород с пористостью менее 2 %.
Превышение кривой поперечной волны над продольной является признаком наличия газа. 
Этот критерий меня еще ни разу не подводил ни в карбонатах ни в терригенке более чем на 30 скважинах.
Возможно у Вас будет несколько иначе. Но попробовать, думаю, стоит.

методика наложения плотностногои нейтронного для идентификации газа должна уверенно рабоать только в осадочных порродах и в чистых коллекторах. В карбонатах при достаточной пористости кросовер тоже будет. Нагдядный пример это пресловутые Lan Tay и Lan Do. 
Наложение кривых продольной и поперечной волн ни что иное по сути как Банана плот в трековом представлении. Физика проста при переходе в газ мы имееем изменение соотношения vp/vs за счет упругих характеристик газа. У меня теперь нет продолной волны но наложение плотностного на нейтронный стабильно работает на Сахалине. А для пущей уверенности мы используем давления.Что по моему самый надежный метод идентификации флюида.

vktr 144 8
Авг 13 #30

tikiero пишет:
Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

Поперечные волны в теории не видят и флюид тоже. но при этом продольные его вядят. и обе волны реагируют на изменение обьемной плотности породы. 

tikiero 516 10
Авг 13 #31

vktr пишет:
tikiero пишет:
Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

Поперечные волны в теории не видят и флюид тоже. но при этом продольные его вядят. и обе волны реагируют на изменение обьемной плотности породы. 

Так или иначе, метода работает.
Вчера закончили делать каротаж в вертикальной скважине. 
В интервале коллектора по всем методам должна была быть нефть (в том числе и по комплексированию ЯМК с плотностным). Однако по данным SonicScanner в верхней части должны были полчить газ. 
Сегодня сделали MDT. И в верхней части пласта действительно оказался газ.

vktr 144 8
Авг 13 #32

tikiero пишет:
vktr пишет:
tikiero пишет:
Вообще данная метода получена методом проб и ошибок.
Бывали такие случаи, когда в терригенке пласт имеет сопротивление в 20 Омм, а в продукции - газ. Или сопротивление около в 200 Омм (тоже для терригенки), а в продукции - нефть.
По ЯМК сигнал от газа виден вообще почему в обоих случаях (как при газовом так и при нефтяном насыщении).
Комплексирование плотностного и нейтронного не дает результата по той причине, что в коллекторе присутствует галит (в терригенке). Случайно обнаружил, что применении ширкополостной акустики всегда дает безошибочный результат по характеру насыщения. Проанализировал данные акутистки в карбонатах - и оказалось, что там результаты определения насыщения совпадают с результатаом испытаний. 
Вообще, сама физика являения весьма проста. Отношение Vp/Vs должно реагировать на присутсвие газа, потому как поперечные волны газ "не видят". 
Однако непосредственное применените кривой  Vp/Vs или динамического коэффициента Пуассона не помогло решить задачу по определению характера насыщения  (в моем случае). А вот нормирование кривых продольной и поперечной волны на одном треке мне прекрасно помогло.

Поперечные волны в теории не видят и флюид тоже. но при этом продольные его вядят. и обе волны реагируют на изменение обьемной плотности породы. 

Так или иначе, метода работает.
Вчера закончили делать каротаж в вертикальной скважине. 
В интервале коллектора по всем методам должна была быть нефть (в том числе и по комплексированию ЯМК с плотностным). Однако по данным SonicScanner в верхней части должны были полчить газ. 
Сегодня сделали MDT. И в верхней части пласта действительно оказался газ.

Анатолий, а можешь скинуть планшетик, чисто для удовлетворения любопытства?

tikiero 516 10
Авг 13 #33

Что-то попытался добавить планшет и не нашел кнопок, которые позволяют загружать картинки.
Раньше вроде эти кнопки были.
Может подскажешь, как это сделать?

vktr 144 8
Авг 13 #34

tikiero пишет:
Что-то попытался добавить планшет и не нашел кнопок, которые позволяют загружать картинки. Раньше вроде эти кнопки были. Может подскажешь, как это сделать?

У меня тоже не получается. Щакину адрес в личку.

Michael1992 41 8
Сен 13 #35

tikiero пишет:
По поводу обнаружения газа в карбонатах.
Если общая пористость (в которую входит трещинная, каверновая, межзерновая, межкристаллическая и т.д.) менее 8%, то увидеть газ по методам ГИС можно только в исключительных случаях и то для этого нужно точно знать минеральный состав и структуру порового пространства. 
Если общая пористость более 8%, то, вообще говоря, для каждого месторождения можно разработать свою уникальную технологию идентификации газа по данным ГИС (и это буде правильно!).
Комплексирование же плотностного и нейтронного позволяет увидеть газ только в исключительных случаях. Это хороший пример для книжек и не более того. У меня это уверенно получалось сделать только в чистых песчаниках Ванкорского месторождения с пористостью под 30%. 
Ни по одному другому карбонатному месторождению (а мне довелось работать примерно на 15 месторождениях, коллектор которых представлен карбонатами) комплексирование этих двух методов однозначно газ не идентифицирует.
Опять же, исключительно из моей практики, самым достоверным способом идентификации газовых интервалов является следующий:
на один трек нужно поместить кривую продольной (пределы изменения кривой на треке: от 120 до 320 мкс/м) и поперечной волны (ориентировочные пределы изменения кривой на треке: от 250 до 550 мкс/м).
Выставить масштабы таким образом, чтобы кривые продольной и поперечной волны совпадали в интервале плотных пород с пористостью менее 2 %.
Превышение кривой поперечной волны над продольной является признаком наличия газа. 
Этот критерий меня еще ни разу не подводил ни в карбонатах ни в терригенке более чем на 30 скважинах.
Возможно у Вас будет несколько иначе. Но попробовать, думаю, стоит.

Michael1992 41 8
Сен 13 #36

tikiero
С Вашей практики это действует только для известняков, или при подборе того же масштаба будет идентифицироваться газ и в песчаниках, лично у меня в карбонатах сработало, а вот по песчанику газ показывает практически везде, и на переходе от известняка до глин .. 

nizhlogger 327 11
Сен 13 #37


Чтобы не париться с масштабами построй такой кроссплот. Если есть качественные ДТ продольной и поперечной.
В интервалах с водой определи линию воды и смотри куда точки с нефтью и газом попадают.
С помощю такого кроссплота вообще-то пытаются определить нефтенасыщенные интервалы но далеко не всегда успешно.
Но газ это не нефть и с газом не в пример проще получается.

 

Michael1992 41 8
Сен 13 #38

nizhlogger пишет:

Чтобы не париться с масштабами построй такой кроссплот. Если есть качественные ДТ продольной и поперечной.
В интервалах с водой определи линию воды и смотри куда точки с нефтью и газом попадают.
С помощю такого кроссплота вообще-то пытаются определить нефтенасыщенные интервалы но далеко не всегда успешно.
Но газ это не нефть и с газом не в пример проще получается.

 

Спасиба большое...

Go to top