Цей 1 / СМР фактор насправді не тільки для слабоконсолідірованних але і для глибоких щільно спресованих порід теж.
При визначенні пористості по акустиці це основна проблема на відміну від визначення по щільності або за показаннями нейтронніка.
Показання акустики сильно залежать від ступеня ущільнення зерен і площі контакту зерен між собою. Тому і введений цей коефіцієнт.
Приблизно оцінити цей коефіцієнт можна визначивши інтервальний час в прилеглих глинах. Наприклад якщо інтервальний час поздовжньої хвилі в глинах буде 100 мкс / фут (або 328мкс \ м) то цей коефіцієнт дорівнює 1. Якщо 90мкс / фут то 0.9 а якщо 110мкс.фут то 1.1. Тобто 1 \ СМР = 0.01 * DTsh (в футах).
Фути тут використовуються тільки тому що так напевно простіше. А може і тому що американці цю залежність запропонували.
Тільки треба пам'ятати що навіть з такою оцінкою фактора ущільнення пористість по акустиці не сама точна. Так як не завжди поруч з досліджуваним інтервалом є якісні глини за якими можна цей фактор оцінити.
1. Wyllie presents linear relationship, and require knowledge of matrix, fluid and shale compaction correction factor:
PHIT = (DT-DTma) / (DTfl-DTma) * 1 / Cp; Cp = DTsh / 100> 1 [DTsh = shale]
2. Hunt-Raymer presents non-linear relationship, and require knowledge of ALFA, which has to be calibrated to core / other porosity datasets (typical range 70-90); If ALFA = 90 this equation will be close to Hunt-Raymer-Gardner model
PHIT = (DT-DTma) / (DTfl-DTma) * a / DT
3. Hunt-Raymer-Gardner is later modification, presents non-linear relationship, and is a "self-normalized" equation independent from fluid properties:
PHIT = (DT-DTma) / DT * 5/8 (empiric variable)
1. Wyllie presents linear relationship, and require knowledge of matrix, fluid and shale compaction correction factor:
PHIT = (DT-DTma) / (DTfl-DTma) * 1 / Cp; Cp = DTsh / 100> 1 [DTsh = shale]
2. Hunt-Raymer presents non-linear relationship, and require knowledge of ALFA, which has to be calibrated to core / other porosity datasets (typical range 70-90); If ALFA = 90 this equation will be close to Hunt-Raymer-Gardner model
PHIT = (DT-DTma) / (DTfl-DTma) * a / DT
3. Hunt-Raymer-Gardner is later modification, presents non-linear relationship, and is a "self-normalized" equation independent from fluid properties:
PHIT = (DT-DTma) / DT * 5/8 (empiric variable)
DT всякі тут в яких одиницях, мкс / м або мкс / фут або без різниці?
Хто тут (2) такий ALPHA? Або цей параметр підганяти поки не сяде на CorePhit?
В (3) хто такий "5/8", емпіричний коефіцієнт залежить від ущільненості порід?
DT всякі тут в яких одиницях, мкс / м або мкс / фут або без різниці?
Хто тут (2) такий ALPHA? Або цей параметр підганяти поки не сяде на CorePhit?
В (3) хто такий "5/8", емпіричний коефіцієнт залежить від ущільненості порід?
Як ви розумієте ДТ в мкс / фут або в мкс / м впливатиме тільки в коефіцієнті ущільнення (compaction coefficient) 1 / Cp, бо в відношенні (DT-DTma) / (DTfl-DTma) в яких одиницях не взяти, результат один буде . А коефіцієнт ущільнення дорівнює 100 / ДТгл якщо в мкс / фт і 330 / ДТгл якщо в мкс / м.
5/8 = 0.625 - чисто емпірична величина, причому ніби як це нижня межа зміни, верхній ніби як 0,7.
DT всякі тут в яких одиницях, мкс / м або мкс / фут або без різниці?
Хто тут (2) такий ALPHA? Або цей параметр підганяти поки не сяде на CorePhit?
В (3) хто такий "5/8", емпіричний коефіцієнт залежить від ущільненості порід?
да,
да, (часто підганяю під керн або нейтрон-плотностной в чистому водоносному шарі)
. і таки да, але скоріше залежить від літології розрізу, а вже потім від ущільнення
ИМХО поняття "акустичної пористості" це маячня, покруче "плотностной або нейтронно порістоті" без вказівки матриці
Але якщо в нейтрон-плотностних можна з гріхом встановити "хто є ХУ" по Х-плотам (для заданого приладу), то з акустикою це сильно складніше
да, да, (часто підганяю під керн або нейтрон-плотностной в чистому водоносному шарі)
. і таки да, але скоріше залежить від літології розрізу, а вже потім від ущільнення
ИМХО поняття "акустичної пористості" це маячня, покруче "плотностной або нейтронно порістоті" без вказівки матриці
Але якщо в нейтрон-плотностних можна з гріхом встановити "хто є ХУ" по Х-плотам (для заданого приладу), то з акустикою це сильно складніше
Загалом пористість по акустиці це фуфло, а рулить в цьому плані нейтроннік і плотностной, ну і на худий кінець Альфа ПС (це вже якщо зовсім нічого іншого немає).
Загалом пористість по акустиці це фуфло, а рулить в цьому плані нейтроннік і плотностной, ну і на худий кінець Альфа ПС (це вже якщо зовсім нічого іншого немає).
Ну ПС краще "зарезервувати" для проникності.
Нейтронно-полтностной - таки да, особливо якщо за літологію ввести змінні (наприклад RHOMa)
А що за район, якщо не секрет?
Загалом пористість по акустиці це фуфло, а рулить в цьому плані нейтроннік і плотностной, ну і на худий кінець Альфа ПС (це вже якщо зовсім нічого іншого немає).
Для окремого випадку будь нитка чистих пісковиків може і так.
Але випадки вони різні бувають. ПС в карбонатах наприклад.
І бувало що порівнюєш керн з каротажі в алевролітах і навіть кроссплот нейтрон-денсіті не надто вписується не кажучи вже окремо. А акустика копійка в копійку.
Всі вони гарні кожен по своєму.
Але випадки вони різні бувають. ПС в карбонатах напрімер.І бувало що порівнюєш керн з каротажі в алевролітах і навіть кроссплот нейтрон-денсіті не надто вписується не кажучи вже окремо. А акустика копійка в копійку. Всі вони гарні кожен по своєму.
а ви перевіряєте по керновим даними?
Порівнював три графіка щільності, по нейтронномоу, Плотностние і по акустику побудованому.
що нейтронний що акустика приблизно одні значення, Едіственное що акустика більш диференційована виходить.
Порівнював три графіка щільності, по нейтронномоу, Плотностние і по акустику побудованому.
що нейтронний що акустика приблизно одні значення, Едіственное що акустика більш диференційована виходить.
1. Є якісь методи, щоб побудувати комбіновану пористість з різних даних (нейтрон, акустика, щільність, опір)?
2. Як правильно комбінувати ці пористості в залежності, наприклад, від літології, насиченості?
Порівнював три графіка щільності, по нейтронномоу, Плотностние і по акустику побудованому.
що нейтронний що акустика приблизно одні значення, Едіственное що акустика більш диференційована виходить.
1. Є якісь методи, щоб побудувати комбіновану пористість з різних даних (нейтрон, акустика, щільність, опір)?
2. Як правильно комбінувати ці пористості в залежності, наприклад, від літології, насиченості?
кожна щільність будуватися за окремим методом. Опір наврядчи дасть оцінку пористості.
Зазвичай спочатку визначають пористість, а потім вже по опору - насиченість. (При цьому опору це мало не єдиний метод який дає значення насиченості, але може ще допомогти ЯМР) .Ещё пористість оцінюють по ПС, але це я не вмію робити):
При розрахунку пористості насиченість взагалі ніяк не враховують, інакше замкнуте коло.
Сенсу в комбінованій щільності немає, так як кожен метод може не учівать особливості окремих відкладень (домішок радіоактивних матеріалів, важких елементів, стукрути порового простору).
Але загальні припущення такі: По Плотностние можна отримати загальну пористість (ефективна + закрита).
Акустика нібито дає тільки відкриту пористість (ефективна). Нейтронний теж відкриту, заповнену водою. У нафти свідчення повинні бути трохи менше, але начебто це не поділяють. Причому для нейтронного мтеода треба не просто НГК а НКТ на (епі) теплових нейтронах з двома показаннями зондів (короткий довгий), по їх комбінації складають уравеніне на пористість, і коефіцієнти визначають за точками вимірювань на керна.
Наскільки я зрозумів, найкраща пористість вважається по Плотностние методу (використовується середня щільність розрізу), з урахуванням глинястості. Але як і акустичну пористість в таблицю треба підставляти значення залежать від літології (різна швидкість і щільність від різного матеріалу скелета колектора). До речі чомусь російські прилади щільність пишуть хто на що гаразд :), Іноземні нібито більш прокалиброванний вивірені. Але Аккустика поздовжньої хвилі У наших буває просто превосхожного якості. Це все по Данн одного родовища.
На нейтронну пористість матеріал скелета великого впливу не робить, лиш би не було водню в ньому :)