ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС 1 Интерпретация данных ГИС

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ГИС 1

Интерпретация данных ГИС n Качественная интерпретация n Количественная интерпретация 2

Интерпретация данных ГИС Последовательность качественной интерпретации: n n n 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)

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

Влияние газа на показания методов ГИС 5

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

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

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

Набор диаграмм ГИС DT= 82 mksek/ft NPHI=0. 18 DPHO=2. 32 g/cc Pe = 1. 9 9

Neutron-Density Crossplot Chart CP-1 a 10

Neutron. Density Crossplot Neutron-Density Chart CP-1 c Porosity = 21. 4% 11

Sonic-Density Crossplot Chart CP-7 Porosity = 19. 5% 12

Neutron-Sonic Crossplot Chart CP-2 b Porosity = 20. 1% Or Porosity = 21. 4% 13

Litho-Density Crossplot Chart CP-16 14

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

Определение литологического состава пород сложных коллекторов M - N Plot fl Nf l tfl 16 Fresh Mud 1. 0 189 Salty Mud 1. 1 1. 0 185

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

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

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

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

Определение параметров матрицы горных пород по данным ГИС Tmaa=59 mksec/ft Chart CP-14 Pmaa=2. 68 21

MID Plot Chart CP-15 22

Определение литологического состава пород сложных коллекторов Lithology Identification plot Maa Versus Umaa Plot fl Ufl 23 Fresh Mud 1. 0 0. 4 Salty Mud 1. 1 1. 36

Lithology Identification plot Определение параметров матрицы Chart CP-20 24 Umaa = 5. 5

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

Определение и учет глинистости Определить качественный состав глинистых пород q Определить объем глин в коллекторе q Произвести коррекцию пористости за глинистость q 26

2. 00 Типичный набор диаграмм гаммаспектрометрического каротажа Natural Gamma Ray Spectrometry Log Th = 9500 ppm POTA = 0. 40 % 27

Natural Gamma Ray Spectrometry Chart CP-19 28

Litho-Density – Natural Gamma Ray Spectrometry Chart CP-18 Pe = 1. 9 Th/K = 24 29

Определение глинистости NGS SP Density PEF Response 30

Интерпретация данных ГИС Определение глинистости по гамма каротажу 31

Формулы для расчета глинистости 32

Коррекция данных ГИС за глинистость 33

Влияние глинистости на пористость Neutron - Density Cross-plot with the Shale point Scaled 34

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.

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.

Для ввода поправок за глинистость в нейтронноплотностных кросс-плотах при анализе глинистого песчаника используется точка глинистости и параллельные линии эффективной пористости (Cарабанд – метод) Точка 100% водонасыщен ности После ведения поправок за глинистость и газ, мы получаем эффективную пористость Φe = 19. 5 % Eg: Fmax. =30% Глинистость оцениваем 30% для нашего случая. Поправка за глинистость 20% Попр. за Глина газ. Влажная глина 10% 00 90 1 0 80 сти 60 7 50 ристо Этот метод дает эффективную о 0 30 4 ной п пористость, которая равна общей пористости 20 тив ффек 0 10 йэ интервала. Предполагается, что глины улево ия н заполняют межзерновое пространство и Лин Кварц уменьшают первоначальную пористость песчаников. В слоистых формациях F= 0% каротажи могут показывать глинистость 50% при пористости песчаников Φmax. Область сухой глины Эффективная пористость при этом остается 37 низкой.

Анализ предполагает слоистую модель глин для расчета эффективной пористости песчаника, учитывая поправку за глинистость и поправку за газовый фактор (Корибанд - метод) 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% 0 20 40 60 80 10 Глина 0 сти ристо й по Кварц F= 0% 38 Лин ево я нул и Область сухих глин Точка 100% водонасыщен ности для нашего примера Влажная 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.

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.