Тяжелые нефти в петрофизике.

Последнее сообщение
Петя Ботев 672 7
Сен 13

Товарищи коллеги -порекомендуйте чего-нибудь почитать на означенную тему. Ну может кто сталкивался с проблемами разработки данных чудес. В смысле вааще битумы которые.

tikiero 516 8
Сен 13 #1

С проблемами разработки?
Или с проблемами интерпретации данных ГИС в случае с тяжелыми нефтями?

k-159 294 11
Сен 13 #2

Вот сайтики на первое время
http://www.slb.com/services/technical_challenges/heavy_oil.aspx
http://www.capp.ca/library/Pages/default.aspx
http://www.choa.ab.ca/
а ваще гугл в помощь, читай википедию =)) канадские сайты посмотри

Петя Ботев 672 7
Сен 13 #3

ситуация следующего характера - на малых глубинах находятся битумы. Есть вопрос оценки запасов. Сама разработка - не моё дело. Хотя должно быть, иначе понимания нет же. Но там тоже пока методы только обдумываются.
Вот как то так.  Поперла мода в России на нетрадиционные ресурсы!!

tikiero 516 8
Сен 13 #4

Краткая последовательность идентификации битумов по керну:
- Микротомография образцов керна до экстракции
- Компонентный анализ экстракта при экстракции
- Микротомография образцов керна после экстракции
- стандартные петрофизические исследования (Кп, Кпр, Рн, Рп и т.д.)
- пиролиз (Rock Eval method)
Результат: где и сколько находится битума, сколько его экстрагируется при экстракции и его влияние на сопротивление, акустические свойства и т.д.
 

tikiero 516 8
Сен 13 #5

Краткая последовательность идентификации битумов по ГИС:
- Говорят и пишут в книгах будто битум можно как-то идентифицировать по нормировке нейтронного и бокового каротажей. Много раз пытался это сделать, но с керном у меня вообще это дело не бьется!
- для нетвердых (высоковязких) битумов очень хорошо подходит стационарный ЯМК. По картам D-T2 битумы четко разделяются от связанной воды. В последующем можно настроиться на данные стандартного комплекса ГИС - это уже дело техники.
- для твердых битумов стационарный ЯМК не годится. Необходимо комплексировать ЯМК с плотностным, нейтронным и акустикой. В среднем по АК, НГК и ГГКП пористость получается несколько больше, чем по ЯМК. Исходя из этого можно настроиться на данные керна и определять потом битум по данным ГИС количественно.

Unknown 1610 12
Сен 13 #6

Петя Ботев пишет:
ситуация следующего характера - на малых глубинах находятся битумы. Есть вопрос оценки запасов. Сама разработка - не моё дело. Хотя должно быть, иначе понимания нет же. Но там тоже пока методы только обдумываются.
Вот как то так.  Поперла мода в России на нетрадиционные ресурсы!!

Итак речь идет об обычных битумах, образованных в результате окисления, потери легких фракций и пр. из опять же обычной нефти,  в нормальных коллекторах. И вопрос не касается всевозможного пиробитума / керогена в глинах.
Так вот, интерпретация каротажа в данном случае практически не отличается от классической для обычной нефти.
Разве что только есть пара нюансов:
- Из-за вязкости нет зоны проникновения.
- Необходима ПС. Пресная вода, лежащая на нефти, не редкость.
- Нужен нейтронник и плотностной выделять газовые карманы.
Если собираетесь думать, что и как разрабатывать, то нужен керн - фотографии или на худой случай макроописание.
Детали вроде тонкого переслаивания песка и глины, брекчии и пр. по каротажу не определите.
 

tikiero 516 8
Сен 13 #7

Unknown пишет:
Петя Ботев пишет:
ситуация следующего характера - на малых глубинах находятся битумы. Есть вопрос оценки запасов. Сама разработка - не моё дело. Хотя должно быть, иначе понимания нет же. Но там тоже пока методы только обдумываются.
Вот как то так.  Поперла мода в России на нетрадиционные ресурсы!!

Так вот, интерпретация каротажа в данном случае практически не отличается от классической для обычной нефти.


Так  думали еще в 80-х прошлого века.  И именно такой подход изложен в подсчетах запасов 80-х, 90-х годов для месторождений с высоковязкими нефтями.
Но сейчас существуют способы более достоверного описания таких коллекторов с вязкой нефтью.

Эх, если б все действительно так было просто. На самом деле там нюансов вагон и маленькая тележка!
Не нужно далеко ходить. Взять, например, dt и плотность флюида. Каким значениям Вы их будете принимать? На одном из месторождений с высоковязкой нефтью dt флюида было обосновано на уровне 280 мкс/м!
А ведь бывает и так, что по разрезу интервалы присутвия и отсутствия битума (или вязкой нефти) в зоне исследования ГИС могут  чередоваться друг с другом (как, например, на Мессояхском месторождении).
Получается для разных интервалов  dt и плотность флюида нужно брать разную. А неправильная идентификация зон наличия или отсутствия битума в зоне исследования ГИС может повлечь за собой погрешность в определении пористости до 8%.
На Русском месторождении вообще даже не предполагали, каким образом учитывать влияние вязкой нефти на методы ГИС  до тех пор пока не провели стационарный ЯМК.

Unknown 1610 12
Сен 13 #8

tikiero пишет:
Unknown пишет:
Петя Ботев пишет:
ситуация следующего характера - на малых глубинах находятся битумы. Есть вопрос оценки запасов. Сама разработка - не моё дело. Хотя должно быть, иначе понимания нет же. Но там тоже пока методы только обдумываются.
Вот как то так.  Поперла мода в России на нетрадиционные ресурсы!!

Так вот, интерпретация каротажа в данном случае практически не отличается от классической для обычной нефти.


Так  думали еще в 80-х прошлого века.  И именно такой подход изложен в подсчетах запасов 80-х, 90-х годов для месторождений с высоковязкими нефтями.
Но сейчас существуют способы более достоверного описания таких коллекторов с вязкой нефтью.

Эх, если б все действительно так было просто. На самом деле там нюансов вагон и маленькая тележка!
Не нужно далеко ходить. Взять, например, dt и плотность флюида. Каким значениям Вы их будете принимать? На одном из месторождений с высоковязкой нефтью dt флюида было обосновано на уровне 280 мкс/м!
А ведь бывает и так, что по разрезу интервалы присутвия и отсутствия битума (или вязкой нефти) в зоне исследования ГИС могут  чередоваться друг с другом (как, например, на Мессояхском месторождении).
Получается для разных интервалов  dt и плотность флюида нужно брать разную. А неправильная идентификация зон наличия или отсутствия битума в зоне исследования ГИС может повлечь за собой погрешность в определении пористости до 8%.
На Русском месторождении вообще даже не предполагали, каким образом учитывать влияние вязкой нефти на методы ГИС  до тех пор пока не провели стационарный ЯМК.


да никто не спорит, что все, что вы привели более ранних постах,  можно, и даже нужно делать. Вопрос только во времени и стоимости.
Есть неограниченный бюджет и время - это одно, есть несколько сотен скважин с керном и обычным каротажем и надо сделать оценку запасов на текущих данных - ситуация совсем другая, а на одну акустику в оценке пористости вряд ли стоит полагаться.

Go to top