Интерпретация данных ГИС

1. ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС

1

2. Интерпретация данных ГИС

Последовательность
количественной интерпретации:
2
Определение литологического состава пород
Определение пористости
Определение глинистости
Коррекция пористости за глинистость
Определение водонасыщенности
Прогнозирование проницаемости

3.

Качественная оценка водонасыщенности пород
Высокое сопротивление
=> УВ ?
Или плотные?
(контроль F)
Чистые
песчаники
Низкое сопротивление => Водонасыщенны
или увлажненные ?
3

4.

Качественная оценка водонасыщенности
методом наложения диаграмм
4
Первоочередное значение имеет каротаж сопротивлений
длинными (deep) зондами.
Первоочередное значение имеют акустический и литоплотностной каротажи как методы определения пористости.
Как акустический, так и плотностной методы имеют
большие показания при наличии газа
В пористых влажных породах (зонах с низким
сопротивлением и высокой пористостью) наложение кривой
пористости на диаграмму глубинного электрического зонда
показывает сохранение параллельности кривых и на глубине.
Углеводороды идентифицируются там, где наблюдается
различие кривых – большое сопротивление и большая
пористость.
Если вы изменяете относительное положение кривых
пористости и сопротивлений, это предполагает изменение в
значении сопротивления пластовой воды Rw.

5.

Качественная оценка водонасыщенности
Кривая пористости по
нейтронному методу
ГК
5
Кривая
плотностного метода
– накладка
Кривая пористости по
плотностному методу

6.

Затем мы работаем с кривыми каротажа, совместимыми по масштабам перекрытия.
Плотностная диаграмма в масштабе каротажа сопротивлений определяет сейчас Ro –
сопротивление влажного (содержащего воду) пласта.
Подобие
кривых здесь
6

7.

Показания индукционного метода (ILD) равны Rt,
водонасыщение пропорционально 1/Rt
Наименьшее
водонасыщение
Высокое сопротивление
Чистая зона
Низкое водонасыщение
Низкое
сопротивление
7
Высокое водонасыщение

8.

Сопоставление результатов анализа пористости и водонасыщенности на
основе плотностного и индукционного каротажей
F = 12%
Кривая пористости по
плотностному каротажу
F= 6 to 15%
F = 19%
F = 19%
8
Sw=100%
F = 18%
Sw=100%
F = 19%

9. Анализ общего водонасыщения

Каков объем воды в пласте?
Ответ: Sw x Ø = BVW
Предполагая основное уравнение Арчи:
Sw**2 = (1/ Ø**2) * Rw/Rt
Sw**2 x Ø**2 = Rw/Rt
or Sw* Ø = Rw/Rt
Rt в логарифмическом масштабе – величина обратно
пропорциональная BVW.
низкое Rt = высокое BVW и высокое Rt = низкое BVW.
Пока BVW изменяется с пористостью, Вы находитесь вне
зоны остаточной водонасыщенности
9

10.

Пример вычисления общего водонасыщения (BVW)
формации Ellerslie
depth
Phi
Rt
Sw
BVW
Общее водонасыщение
какPressure
капиллярное давление
BVW as Cap.
5350 0.12
15 0.372678
447
2500
5374 0.09
5378 0.13
5382 0.06
25
0.3849
27 0.25641
22 0.615457
346
333
369
BVW
2000
1500
BVW
1000
500
Приток нефти 100 %
5408 0.19
7 0.344555
5420 0.16
5428 0.15
1.1 1.032154
1.5 0.942809
5436
10 0.19
0.8 1.019206
depth
54
20
327
463
53
96
28 0.272772
14 0.257172
53
78
5392 0.12
5396 0.18
53
50
0
глубина
655
Можно также нанести зависимость водонасыщенности Sw
от глубины, но водонасыщенность изменяется больше с
1651
изменениями пористости. Общее водонасыщение (BVW)
1414
стремится к минимуму, когда все горные породы
обогащены остаточной водой (Swirr) и его легче
1936
использовать для определения уровня 100% притока нефти.

11. Приближенные методы оценки общего водонасыщения (BVW)

11
Пример: для: Sw=20% & Ø =30%, BVW=600
Для 100% притока нефти в чистых интервалах :
Карбонаты:
Нефть : BVW= 150 to 400
Газ: BVW= 50 to 300
Грубозернистые песчаники:
Нефть : BVW = 300 to 600
Газ : BVW = 150 to 300
Очень мелкозернистые песчаники:
Нефть : BVW = 800 to 1200
Газ : BVW = 600 to 900
BVW будет зависеть от положения в колонне углеводородов
(переходной зоне).
Чем выше мы находимся над OWC, тем ниже значение BVW.

12. Водонасыщенность

Водонасыщенн
ость
Лаб.анализ, ПС
Пикетт-плот
Анализ керна
Пикетт-плот
m, a
Анализ керна
Каротаж
сопротивлений
АК
НК
ГГК
12
Rw
n,
Rt
= Sw

13. Уравнение Арчи

Количественная оценка водонасыщенности
Уравнение Арчи
Sw n
13
a Rw
m
Rt

14. Метод Rwa (определение кажущегося сопротивления пластовой воды)

Rwa – кажущееся сопротивление воды,
предполагаемое для всех зон 100%
влажности.
Если Sw = 100%, то Rwa = Ø**2 x Rt
Если зона является 100% влажной, то Rwa
будет приближаться к минимальному
значению.
Если присутствуют углеводороды, то Rwa >
Rw.
(Rwa будет меньше, чем Rw в
низкопористых интервалах!)
В зонах, насыщенных УВ:
Sw = Rw/Rwa
14

15. Вычисление Rwa с использованием индукционного (Rild) и плотностного (PhiD-density) методов

Basal Quartz No.1
06/26/2002 5:09:08 PM
DEPTH
0.
FT
GR (GAPI)
ILD (OHMM)
150. 0.2
CALI (IN)
6.
ILM (OHMM)
16. 0.2
SP (MV)
-200.
PHID (V/V)
2000. 0.45
-0.15
PHINSS (V/V)
2000. 0.45
-0.15
SFL (OHMM)
0. 0.2
2000.
Rw a (ohmm)
0.002
1:500
20.
5400
15
Rwa = .025 ohmm
Заметьте, что где данные плотностного
метода стремятся к 0, Rwa становится
меньше Rw.

16. Оценка водонасыщенности с помощью Пикетт-плота

a Rw
S w m
R
t
1/ n
log R t ) m log ) log a R w ) n log Sw )
Для водонасыщенных
песчаников:
log R t ) m log ) log aR w )
y
16
Наклон
x
Пересечение

17. Диаграмма Пикетта - Pickett Plot сопротивление – пористость (ILD vs PhiD)

Basal Quartz No.1
Rw = 0.025 ohmm
ILD / PHID
Interval : 5340. : 5608.
GR
150.
1.
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
Пористость по
плотностному
методу
0.3
Водонасыщенные
зоны
Нефтенасыщенные
зоны расположены выше
линии Sw=100%. 90.
0.2
PHID
120.
M=2
0.1
0.09
0.08
0.07
0.06
0.05
0.04
60.
0.03
30.
0.02
0.01
0.01
0.1
1.
10.
100.
1000.
0.
ILD
17
446 points plotted out of 537
Well
Basal Quartz No.1
Depths
5340.F - 5608.F
Сопротивление по индукционному методу

18. Chart Sw-1

Количественная
оценка
водонасыщенности
Chart
Sw-1
18

19.

Сопротивление
Количественная
оценка
водонасыщенности
Сопротивление пластовой воды
Матр
ица
19
Пористость
Сопротивление пласта, на 100 %
насыщенного водой

20.

Resistivity versus Porosity Crossplot Procedure
20

21. Sonic - Induction Crossplot (Hingle plot)

Количественная
оценка
водонасыщенности
Sonic - Induction
Crossplot
(Hingle plot)
21

22. Resistivity - Porosity Crossplot showing points from deep induction and microlaterolog

Количественная
оценка
водонасыщенности
Resistivity Porosity Crossplot
showing points
from deep
induction and
microlaterolog
22

23.

Resistivity Ratio
Methods
Flushed
Zone
Method
23

24.

Resistivity Ratio Methods
Invaded Zone Method
24

25. Example of (Rxo/Rt) QL curve used for comparison with SP to identify zones with movable hydrocarbons

25

26. Влияние глинистости пород на водонасыщенность

Большинство песчаников
содержат глины
Глины характеризуются
пониженным сопротивлением
Результатом влияния глин
является:
26
Значительное уменьшение
эффективной пористости
Снижение проницаемости
Отличие значения сопротивления
пласта от истинного
Отличие значения
водонасыщенности, вычисленного
по уравнению Арчи-Дахнова, от
истинного

27.

27
Современные модели
определения
водонасыщенности
основаны на понятиях
емкости катионного обмена
и коэффициента
глинистости:
Модель Ваксмана-Смитса
Модель двойной воды

28. Емкость катионного обмена – атрибут глинистых минералов

Емкость
катионного обмена
– атрибут
глинистых
На внутренней стороне образца избыток
отрицательного заряда.
минералов
На внешней стороне образца положительные частицы.
Глины характеризуются емкостью
катионного обмена.
Единица - милли-эквивалент на 100 г
сухой глины.
Для каждого типа глины емкость
катионного обмена различна:
- монтмориллонит - 1.00 meq/gr
28
- иллит
- 0.20 meq/gr

29. Электрический заряд глины

вода
Когда глина
находится в
воде:
сухая глина
29
глина в воде
- силы,
удерживающие
катионы (+ ионы)
на поверхности
глины,
уменьшаются изза
диэлектрически
х свойств воды
- катионы (+)
покидают
поверхность
глины
- катионы (+)

30. Диффузионный (двойной электрический) слой

Ионы натрия (Na+) из
минерализованной воды
концентрируются около
поверхности глины
Этот слой уменьшается до тех пор,
пока ионы натрия (Na+) не
достигают равновесия с
ионами хлора (Cl-)
Поведение отрицательных ионов
хлора (Cl-) противоположно
Толщина слоя, в котором
положительные ионы
повышенной концентрации,
зависит от степени солености
воды
30

31.

Диффузионный (двойной электрический) слой
Существует слой молекул воды,
адсорбированной на
поверхности глины и вокруг
ионов натрия
Это дает минимальную толщину слоя
xH
Это расстояние при нормальных
условиях - 6.18 Å.
31

32. Компоненты глинистого песчаника

Жидкости
Общая
пористость t
Углеводороды
h
Свободная
вода
wf
Граничная вода
Сухая глина
Эффективная
пористость
e = h+ wf
wb
Vdcl
Vcl
wet clay
Твердая
матрица
Чистый
песчаник
e t (1 Sb )
h t (1 S wt ) -Объемная доля углеводородов,
32
Swt – доля общего порового
пространства, содержащего

33. Модель Ваксмана-Смитса

Модель ВаксманаСмитса
Cwe Cw BQ
Cwe
BQ
Cw
S wt
- эффективная проводимость воды при
100% водонасыщенности
- эффективная проводимость при наличии
углеводородов
BQ
Ct ( S w t ) (Cw
)
S wt
2
33
- проводимость нефтенасыщенных
глинистых песчаников

34. Модель двойной воды

Cwe Cw (1 Sb ) Cb Sb
Cwe
Sb
Sb
Cw (1
) Cb
S wt
S wt
Sb
Sb
Ct ( S wt t ) [Cw (1
) Cb
]
S wt
S wt
(*)
WQ BQ
Ct ( S wt t ) [Cw (1
)
]
S wt
S wt
(**)
2
2
34

35. Интерпретация данных ГИС определение водонасыщенности песчано-глинистые модели

Laminated Shales:
a 1 Vsh Rw
Sw
m
Rt Rsh 1 Vsh
n
2
Vsh
aRw Vsh
4 m
Sw m
R
R
a
Rt
Rw
2
sh
sh
Dispersed Shales:
Simandoux Equation
1
Sw
n
2
35
Poupon equation
m
Vsh
(1
)
2
Vsh 2 Rt
a
Rw
R
sh
Indonesian Equation

36. Анализ насыщенности песчано – глинистых коллекторов

Рассчитать
глинистость
36
всеми возможными способами
и выбрать минимальную для
пласта.
Истинное сопротивление
пласта Rt определить по
индукционному методу с
учетом поправок.
Определить пористость по
нейтронному, плотностному и
акустическому каротажу. В
необходимых случаях
применить коррекцию за тип
глин для общей пористости,
чтобы получить эффективную

37. Прогнозирование проницаемости

37

38. Методы определения проницаемости

Анализ керна
Корреляционные
зависимости
Гидродинамические
исследования
Геофизические
методы
38
ЯМР

39. Проницаемость и пористость

График зависимости проницаемости от пористости
39

40. Типичные формы связи проницаемость -пористость

Типичные формы связи
проницаемость пористость
100
log k = 1.64E-04 + 52.34φ
2
R = 74.7
Оптимальная зависимость
проницаемости от пористости
для образцов керна из пласта
АС12 Левобережного участка
Приобского месторождения
Кпр, мД
10
1
0.1
0.01
0.001
0
40
0.05
0.1
0.15
Кпо, д.е.
0.2
0.25

41. Проницаемость по диаграммам ПС

Корреляционная связь между пс и k для терригенных
отложений юго-восточной части Западной Сибири
k
41

42. Интерпретация данных ГИС прогнозирование проницаемости

k 0.5
250 3
, Tixier,
Swi
k
0.5
100 2.25
, Timur,
Swi
k
0.5
300 w
4
w , Coates - Dumanoir,
w Swi
where w is m n,
k 0.5
42
1 Swi ) 2
100
, Coates.
Swi
Другие
уравнения

43. Интерпретация данных ГИС прогнозирование проницаемости

Обобщенная
номограмма
для определения
проницаемости
43