Порядок интерпретации каротажа

1. Плотностная «пористость» глин: $\phi_{D,sh} = (2{,}65 - 2{,}55)/1{,}65 = 0{,}061$.
2. Пласт B: $I_{GR} = (27 - 22)/80 = 0{,}0625$, $V_{sh} = (2^{2\cdot 0{,}0625} - 1)/3 = 0{,}030$; $\phi_D = (2{,}65 - 2{,}261)/1{,}65 = 0{,}236$; $\phi_e = 0{,}236 - 0{,}030\cdot 0{,}061 = 0{,}234$.
3. Пласт C: $V_{sh} = 0{,}043$, $\phi_D = 0{,}050$, $\phi_e = 0{,}047$ — плотный.
4. Пласт D: $I_{GR} = (58 - 22)/80 = 0{,}450$, $V_{sh} = (2^{2\cdot 0{,}450} - 1)/3 = 0{,}289$; $\phi_D = (2{,}65 - 2{,}380)/1{,}65 = 0{,}164$; $\phi_e = 0{,}164 - 0{,}289\cdot 0{,}061 = 0{,}146$. Проверка по нейтрону: $V_{sh} \approx (0{,}242 - 0{,}164)/(0{,}33 - 0{,}061) = 0{,}290$ — совпадает с оценкой по ГК.
5. Пласт G: $V_{sh} = 0{,}626$, $\phi_e = 0{,}050$. Пласты E1 и E2: $V_{sh} = 0{,}018$ и 0, $\phi_e = 0{,}196$ и 0,201.

Бұл нені білдіреді. Два независимых индикатора глинистости пласта D сошлись (0,289 по ГК и 0,290 по нейтрону и плотности) — значит, линии и зависимость выбраны разумно. Линейная оценка дала бы в D глинистость 0,450; это пригодится на шаге неопределённости. Поправка за глины уменьшила пористость D на 0,018, чистых пластов — на тысячные доли. Остаточная нефть в промытой зоне немного снижает плотность и завышает $\phi_D$; здесь этот эффект меньше 0,01 и не учитывается. Данные примера условные.

1. $R_{wa} = R_t\,\phi_e^m/a = 1{,}58\cdot 0{,}201^2 = 0{,}0638$ Ом·м — принимаем за $R_w$.
2. Проба, приведённая к пластовой температуре по формуле Арпса: $0{,}146\cdot\dfrac{25 + 21{,}5}{80{,}3 + 21{,}5} = 0{,}0667$ Ом·м — на 4,5 % больше; расхождение в пределах точности методов.
3. Контраст фильтрата и воды: $R_{mf}/R_w = 0{,}191/0{,}0638 = 3{,}0$. В пласте E2 $R_{xo}/R_t = 4{,}7/1{,}58 = 3{,}0$ — так и должно быть в водоносном пласте; в пласте B $5{,}5/30{,}6 = 0{,}18$, в 17 раз меньше, — признак нефти.

Бұл нені білдіреді. Проверка «$S_w \approx 1$ в водоносном пласте» для самого E2 ничего не даст: $R_w$ взят из него же. Независимые проверки — проба воды и отношение сопротивлений промытой зоны и пласта. Если бы проба расходилась с $R_{wa}$ в разы, причину искали бы, а не усредняли (сведение оценок). Данные примера условные.

1. Пласт B (Арчи): $S_w = \sqrt{\dfrac{0{,}0638}{0{,}234^2\cdot 30{,}6}} = 0{,}195$.
2. Пласт E1: $S_w = \sqrt{\dfrac{0{,}0638}{0{,}196^2\cdot 14{,}0}} = 0{,}344$ — у контакта воды больше, чем в B.
3. Пласт D (Симанду при $n = 2$ — квадратное уравнение $\alpha S_w^2 + \gamma S_w = 1/R_t$): $\alpha = \phi_e^2/R_w = 0{,}146^2/0{,}0638 = 0{,}334$, $\gamma = V_{sh}/R_{sh} = 0{,}289/3{,}2 = 0{,}0903$, $1/R_t = 0{,}1044$; $S_w = \dfrac{-\gamma + \sqrt{\gamma^2 + 4\alpha/R_t}}{2\alpha} = 0{,}440$.
4. Для сравнения — Арчи в пласте D: $S_w = \sqrt{0{,}0638/(0{,}146^2\cdot 9{,}58)} = 0{,}559$, на 0,119 больше: проводимость глин приписана воде.
5. Пласт C по Арчи: $S_w = 0{,}72$ — число получается, но в плотной породе с $\phi_e$ = 0,047 смысла не имеет.
6. Подвижность нефти в B: $S_w/S_{xo} = \sqrt{(R_{xo}/R_t)/(R_{mf}/R_w)} = \sqrt{0{,}18/3{,}0} = 0{,}245$, откуда $S_{xo} \approx 0{,}80$: фильтрат вытеснил большую часть нефти.

Бұл нені білдіреді. В почти чистых пластах модели расходятся мало: Симанду дал бы в пласте B 0,190 вместо 0,195, так что Арчи здесь лишь слегка завышает водонасыщенность. Пласт D — пограничный: по модели глинистого коллектора его водонасыщенность 0,440, по Арчи — 0,559, и при граничном значении 0,50 в первом случае он продуктивен, во втором нет. Какая модель верна, решают керн — водонасыщенность образцов, отобранных на растворе на углеводородной основе, ёмкость катионного обмена глин — и испытание пласта D, а не желание получить больше запасов. Данные примера условные.

1. Коллектор (глинистость и пористость): B, D, E1, E2; не прошли C ($\phi_e$ = 0,047) и G ($V_{sh}$ = 0,626). Эффективная толщина $6{,}0 + 3{,}8 + 2{,}4 + 8{,}0 = 20{,}2$ м при общей 23,0 м: коэффициент песчанистости $\mathrm{NTG} = 0{,}88$.
2. Продуктивный коллектор (выше ВНК и $S_w \le 0{,}50$): B, D, E1; эффективная нефтенасыщенная толщина 12,2 м.
3. Средняя пористость по толщине: поровый объём $\sum h\phi_e = 6{,}0\cdot 0{,}234 + 3{,}8\cdot 0{,}146 + 2{,}4\cdot 0{,}196 = 1{,}404 + 0{,}5548 + 0{,}4704 = 2{,}429$ м, и $\bar\phi = 2{,}429/12{,}2 = 0{,}199$.
4. Средняя водонасыщенность по поровому объёму: $\sum h\phi_e S_w = 1{,}404\cdot 0{,}195 + 0{,}5548\cdot 0{,}440 + 0{,}4704\cdot 0{,}344 = 0{,}6797$ м, и $\bar S_w = 0{,}6797/2{,}429 = 0{,}280$.
5. Нефтенасыщенная ёмкость по пластам: B $1{,}404\cdot(1 - 0{,}195) = 1{,}130$ м, D 0,311 м, E1 0,309 м; всего $H = 1{,}75$ м — столько же даёт $12{,}2\cdot 0{,}1991\cdot(1 - 0{,}2798)$.

Бұл нені білдіреді. Под каждым квадратным метром площади у скважины — около 1,75 м³ нефти в пластовых условиях. Пласт B даёт 65 % этой ёмкости, пограничный пласт D — 18 %, хотя по толщине он почти треть продуктивного разреза. Пласт E2 входит в эффективную толщину, но не в нефтенасыщенную: это водоносный коллектор. Поэтому и NTG здесь относится ко всему вскрытому интервалу вместе с водоносной частью ниже ВНК; к общему объёму пород над контактом применяют долю, посчитанную только по интервалу над контактом, — в этом примере она меньше. Если подсчёт запасов берёт NTG по коллектору, то и средние берут по коллектору — смешивать уровни нельзя (почему). Данные примера условные.

1. $R_w$ на 10 % больше: $S_w$ пласта B растёт с 0,195 до 0,205, и по формуле выше его ёмкость падает примерно на $\dfrac{0{,}195}{1 - 0{,}195}\cdot 5\,\% = 1{,}2\,\%$; вся $H$ — на 1,8 %.
2. $m = 2{,}2$ вместо 2 при $R_w$, пересчитанном по пласту E2 с тем же $m$ (0,0463 Ом·м): $H$ меняется лишь на 0,1 %. Ошибка $m$ почти сокращается, потому что пористость продуктивных пластов близка к пористости E2. Зато такое $R_w$ на 31 % меньше пробы воды — расхождение само указывает на неверный $m$.
3. $m = 2{,}2$ при $R_w$ по пробе воды (0,0667 Ом·м): $S_w$ пласта D 0,516 — выше граничного значения; пласт выпадает, $H$ меньше на 22,5 %.
4. Арчи в пласте D: $S_w$ = 0,559, пласт выпадает, эффективная нефтенасыщенная толщина 8,4 м, $H$ меньше на 17,8 %. Линейная глинистость: $V_{sh}$ пласта D 0,450 — выше граничной 0,35, и итог почти тот же: $H$ меньше на 18,6 %.
5. $n = 1{,}8$ и $2{,}2$: $H$ больше на 4,5 % и меньше на 4,3 %; пласт D остаётся продуктивным.

Бұл нені білдіреді. Поэтому в заключении дают не только базовое значение, но и варианты, а главное — указывают, что уменьшит неопределённость: испытание пласта D, водонасыщенность по керну, отобранному на растворе на углеводородной основе, ёмкость катионного обмена глин. Перебор крайних значений всех параметров сразу дал бы слишком широкий и маловероятный диапазон; совместное влияние оценивают вероятностно (Вероятностная оценка запасов методом Монте-Карло, Геологическая и техническая неопределённость проекта). Данные примера условные.