Интерпретация данных ГИС

1. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС

1

2. Интерпретация данных ГИС

Качественная
интерпретация
Количественная интерпретация
2

3. Интерпретация данных ГИС

Последовательность
качественной интерпретации:
3
Визуальный анализ диаграмм
Выделение пластов и определение их границ
Качественная оценка литологического состава
пород
Выделение проницаемых пластов-коллекторов
Качественная оценка характера насыщения
пласта (вероятный тип флюида)

4.

Выделение коллекторов и определение типа насыщения
4
Методы глинистости
(СП-красный, ГК-зеленый)
Уменьшение глинистости
в коллекторах
Методы сопротивления
(ИК-синий, БК-черный)
Увеличение сопротивления
в коллекторах
Метод пористости
(HК-фиолетовый)
Увеличение пористости
в коллекторах

5.

Влияние
газа на
показания
методов
ГИС
5

6.

Влияние газа
на показания
методов ГИС:
Наблюдается обратное
расхождение кривых
нейтронной и
плотностной
пористости
ГАЗ
6

7. Интерпретация данных ГИС

Последовательность
количественной интерпретации:
7
Определение литологического состава пород
Определение глинистости
Определение общей и эффективной
пористости
Коррекция пористости за глинистость
Определение водонасыщенности
Прогнозирование проницаемости

8.

Литологический состав и пористость
Простые (неглинистые) коллекторы
Crossplots:
Neutron-Density
Sonic-Density
Sonic-Neutron
Litho-Density
Litho-Density - Natural Gamma Ray
Spectrometry
Natural Gamma Ray Spectrometry
8

9.

Набор диаграмм ГИС
40
Cali, in
GR, GAPI
60
80
100
LLD, ohmm
GR, GAPI
MD, ft
5
10
15
20
75
100
-0.15
0.45
SP, mV
9
9
10
25
50
LLS, ohmm
NPHI, porosity units (limestone)
DT, mksek/ft
Microlog normal ( R2 ), ohmm
Microlog lateral (R 1x1), ohmm
MSFL, ohmm
DRHO, g/cc
120
90
60
30
2.05
-8750
2.15
2.25
2.35
2.45
2.55
2.65
2.75
2.85
0.1
1000
0.1
-8750
-8760
-8760
-8760
-8770
-8770
-8770
-8780
-8780
-8780
-8790
-8790
-8790
-8800
-8800
-8800
-8810
-8810
-8810
-8820
-8820
-8820
-8830
-8830
-8830
-8840
-8840
-8840
-8850
-8850
-8850
-8860
-8860
-8860
-8870
-8870
-8880
-8880
-8890
-8890
-8900
-8900
-8910
-8910
DT= 82 mksek/ft
NPHI=0.18
DPHO=2.32 g/cc
Pe = 1.9
-8870
-8880
-8890
-8900
-8910
1000

10. Chart CP-1a

Neutron-Density
Crossplot
Chart
CP-1a
10

11.

NeutronDensity
Crossplot
Neutron-Density
Chart
CP-1c
Porosity = 21.4%
11

12.

Sonic-Density
Crossplot
Chart
CP-7
Porosity = 19.5%
12

13.

Neutron-Sonic
Crossplot
Chart
CP-2b
Porosity = 20.1%
Or
Porosity = 21.4%
13

14. Chart CP-16

Litho-Density
Crossplot
Chart
CP-16
14

15.

Литологический состав пород
Сложные коллекторы
Crossplots
M-N Plot
Matrix Identification (MID) plot
Lithology Identification plot
15

16. Определение литологического состава пород сложных коллекторов

M - N Plot
M
fl
Nf l
tfl
16
t fl t
b fl
0.01 and N
Fresh Mud
1.0
1.0
189
Nfl N
b fl
Salty Mud
1.1
1.0
185
.

17.

Определение литологического состава пород
сложных коллекторов
Fluid coefficients for various fluids and
types of porosity
17

18.

Определение литологического состава пород
сложных коллекторов
M and N values for
common minerals
18

19. M – N Plot Chart CP-8

M–N
Plot
Chart
CP-8
M = 0.8
N =0. 65
19

20. Matrix coefficients of various minerals

Определение литологического состава пород
сложных коллекторов
Matrix coefficients of various
minerals
20

21. Chart CP-14

Определение
параметров
матрицы
горных пород
по данным ГИС
Tmaa=59 mksec/ft
Chart
CP-14
Pmaa=2.68
21

22. Chart CP-15

MID Plot
Chart
CP-15
22

23. Определение литологического состава пород сложных коллекторов

Lithology Identification plot
Maa Versus Umaa Plot
maa
b fl ta( N D)
1 ta
Umaa
fl
Ufl
23
U U fl ta( N D)
1 ta( N D)
Fresh Mud
1.0
0.4
Salty Mud
1.1
1.36

24. Chart CP-20

Lithology Identification
plot
Определение
параметров
матрицы
Chart
CP-20
24
Umaa = 5.5

25. Chart CP-21

Lithology
Identification
plot
Определение
состава
пород
Chart
CP-21
25
Quartz – 85 %
Calcite – 5 %
Dolomite – 10 %

26. Определение и учет глинистости

Определить качественный состав
глинистых пород
Определить объем глин в коллекторе
Произвести коррекцию пористости за
глинистость
26

27.

2.00
Типичный набор
диаграмм гаммаспектрометрического
каротажа
Natural Gamma Ray
Spectrometry Log
Th = 9500 ppm
POTA = 0.40 %
27

28. Chart CP-19

Natural
Gamma Ray
Spectrometry
Chart
CP-19
28

29. Chart CP-18

Litho-Density –
Natural Gamma
Ray Spectrometry
Chart
CP-18
Pe = 1.9
Th/K = 24
29

30.

Определение глинистости
Vsh
CGR CGR Clean Sandstone
CGR( Shale) CGR Clean Sandstone
ASP
Vsh 1
SSP
U (1 DN )Umaa
Vsh
.
Ush Umaa
30
NGS
SP
Density PEF
Response

31. Интерпретация данных ГИС

Определение
глинистости
по гамма
каротажу
31
IGR
GR GR Clean Sandstone
GR(Shale) GR Clean Sandstone

32. Формулы для расчета глинистости

3.7 I
Vãë 0.083(2
Vsh 0.083(2
3.7 I
1)
1)
Vsh 1.7 3.38 ( Iy 0.7)
Vsh 0.5Iy /(1.5 Iy )
32
2

33. Коррекция данных ГИС за глинистость

Neutron
Nclean
N Nsh Vsh
1 Vsh
Density
bclean
b sh Vsh
1 Vsh
Sonic
tclean
33
t tsh Vsh
1 Vsh

34. Влияние глинистости на пористость

Neutron - Density
Cross-plot with the
Shale point Scaled
34

35. Влияние глинистости на данные ГИС

DPHO
Точка глин
Облако данных
NPHI
35
В песчано-глинистом разрезе
облако вынесенных на график
точек приобретает L образную
форму. Это происходит из-за
того, что литология изменяется
от глины до песчаника. Влияет
пористость и сортировка. Для
чистого песчаника облако
точек принимает линию
тренда.

36. Природа глинистости из кросс-плота

Песчаник
RHOB
слоистая
Дисперсная
глина
структурная
Алеврит
NPHI
36
Глина
Определение типа глин по
нейтронно-плотностному кроссплоту не является надежным.

37.

Для ввода поправок за глинистость в нейтронноплотностных кросс-плотах при анализе
глинистого песчаника используется точка
глинистости и параллельные линии эффективной
пористости (Cарабанд – метод)
После ведения поправок
за глинистость и газ, мы
получаем эффективную
пористость Φe = 19.5 %
Eg: Fmax.=30%
30%
Поправка за глинистость 20%
Попр. за
Глина
газ.
10%
Кварц
F 0%
37
Точка 100%
водонасыщен
ности
Область сухой глины
Глинистость
оцениваем 30% для
нашего случая.
Влажная глина
Этот метод дает эффективную
пористость, которая равна общей пористости
интервала. Предполагается, что глины
заполняют межзерновое пространство и
уменьшают первоначальную пористость
песчаников. В слоистых формациях
каротажи могут показывать глинистость
50% при пористости песчаников Φmax.
Эффективная пористость при этом остается
низкой.

38.

Анализ предполагает слоистую модель глин
для расчета эффективной пористости песчаника,
учитывая поправку за глинистость и поправку за
газовый фактор (Корибанд - метод)
Точка 100%
водонасыщен
ности
Вводя коррекцию за
глинистость и газ мы
получаем Φе=27.5%
при этом определяется
слоистая глина и
Предполагаем что
алеврит
глинистость = 30%
Eg: Fmax.=30%
для нашего примера
Глина
Этот метод позволяет находить
эффективную пористость песчаников
предполагая слоистый вид глинистости, но
некоторое количество алеврита присутствует
в песчанике, понижая его пористость по
отношению к ожидаемой.
Кварц
F 0%
38
Влажная глина
Область сухих глин

39.

Коррекция за газ
1)
2)
3)
Провести горизонтальную
линию для нулевой
пористости известняка
Провести линию
параллельно линии
коррекции за газ через
пористость известняка 30%
Для меньших пористостей
провести промежуточные
лучи.
Опорная точка
39
Применяется в плотных песчаных
коллекторах газа, так как при низкой
пористости газовый эффект имеет
большее влияние на нейтронный
каротаж, чем на плотностной
Плотностной каротаж является менее
глубинным из-за большей
чувствительности к проникновению
фильтрата.