Определение пластового давления

[Пласт]

Очень серьезный вопрос: как пласт может поглощать при хорошей точности прогноза?
1.   Не всегда, и даже далеко не всегда, плотность БР соответствует прогнозу. Виной тому множество причин, по большей части из области дураковизма.
2.   При равновесии пласты охотно поглощают и проявляют, но поглощения не катастрофичны и не длительны.
3.   Интенсивные нефтегазопроявления при равновесии, в некоторых случаях, происходят, что приводит к тяжелым последствиям. Практика показала, что переутяжеление раствора также не помогает! Сколько не утяжеляйся – все равно газует (был случай: при прогнозе 1,6 г/см3 пришлось поднимать плотность до 1,9 г/см3, все равно не помогло). Над этим чесали репу не только мы, Заказчики просили поделиться с ними знаниями, но мы сами не знаем. Впоследствии такие пласты не раз испытывались в колонне, пластовые давления подтвердили прогноз, почему НГП имеют место остается непонятным. Эта проблема никак не затронута в литературе. В нашем разрезе есть только два стратиграфических диапазона с такой фигней, следовательно причина геологическая. Путь решения вопроса нами намечен, но ждем от заказчика лабораторные данные по ФЕС керна.

Раскрыть «скрытый вид» пористости в Д-экспоненте не имеем возможности. Для этого было бы достаточно прокорелировать  Д-экспоненту и Кп, но у нас нет такого материала, т.к. нет Д-экспоненты.

Напряжение матрицы породы - по-моему достаточно мутная штука. Пористость куда как понятнее. Как бы много не спорили о природе АВПД, самое распространенное и взвешенное представление – затрудненный отток воды из глинистых отложений, приводящий к замедленному уплотнению глинистых осадков (т.е. к замедленному снижению пористости) и пород в процессе литогенеза.
Напряжение матрицы – это еще одна сторона все той же медали, только пронаблюдать, измерить и осознать ее гораздо сложнее. Что сильнее и «точнее» влияет на скорость проходки - пористость или напряженность матрицы, судить не берусь.
Пористость аргиллитов меняется в пределах 7-15%. Если работать на обычных торсионных весах, то метрологические ошибки остаются на третьем плане.

Самая современная "библия" по АВПД, которая мне известна см. по ссылке
http://tech-biblio.ru/?option=com_content&task=view&id=1090&Itemid=59

[Beda]

Позволю себе задать еще один вопрос: почему выбрали замеры пористости шлама, а не определение плотности частиц шлама?

Здесь выложена почти вся, имеющаяся в моей библиотеке литература по АВПД.

[Пласт]

Наш респект за чудесную подборку книг! Я не все читал...Спасибо!
Тем более мы подошли к объяснению поведения ЛНУ на основании нашего более чем приличного банка данных. Может когда-нибудь опубликуем... Притормаживает только отсутсвие практической значимости для ГТИ и опасение, что кто-то это давно уже сделал.

Кажется запихнул презенташку по АВПД:
http://www.4shared.com/dir/30862694/15c1abd6/sharing.html

Почему не используем объемную плотность?. Причина в том, что когда мы только начинали эти работы, то опасались влияния вариаций минеральной плотности (т.е. мин. состава), которая нипричем в это деле и является вредным шумом (например, электрометоды от него сильно страдают). Потом оказалось, что мин. плотность аргиллитов в нашим разрезе варьирует не так уж и сильно (средняя 2,74 г/см3) и можно было бы использовать объемную плотность, хотя опять таки - пористость методически вернее. Так что у нас уже традиция, да и большие числа Кп нагляднее, чем "сотки" плотности.

[MACTEP]

Мраморов у нас нет в разрезе. Но замечу, что все методы расчета, буквально все, основаны на выявлении разуплотнения глинистых пород, т.е. увеличения пористости. Представьте себе и Д-экспонента тоже. Если два квалифицированных геолога массово измеряют самый надежный (первичный) признак АВПД, то как по-вашему, неужели ничего не получится?!
Под состоянием скважины подразумевал наличие/отсутствие поглощений, и поведение пачек после перерывов циркуляции.

Корень слова разуплотнение, на чем все методы основаны, все таки плотность, а не пористость. Но я не об этом. Я издевательски посоветовал использовать в расчетах пористость мрамора, поскольку она ниже аргиллита (про гранит рука не поднялась). Я честно сказать, аргиллитов с пористостью выше 10% я не встречал, обычно 3 - 7%. У Вас в презентации на глубине порядка 2000 м. пористость зашкаливает за 20 - 25%.
Какой тип аргиллитов у Вас преобладаетв разрезе: массивный, слоистый, ...? Я вообще, сомневаюсь, что это аргиллиты. Сегодня пролистал труды Скоробогатова по геологии Ямала, Гыдана, Тазовского региона - нигде аргиллиты в разрезе не упоминаются. Мудро сообщается об аргиллитоподобных глинах. Может есть смысл с этим определением согласиться?
Теперь о газировании раствора в зонах АВПД и плотности раствора. По-моему у Аникиева поясняется это нередкое явление. Здесь, действительно, можно утяжеляться до гидроразрыва, а скважина будет газировать. У него это описано на примере глин, но механизм, кажется, сопоставим.
И на закуску, Вы уверены, что правильно определяете ЛНУ по функции Y = A ln X + B
Может правильнее будет Y = A (lnX)2 + B ln X + C.
Попробуйте...

[Пласт]

Подавляющее количество разведок мы проводим с глубин 2500 м. На этих глубинах пористость аргиллитов, как правило, уже меньше 20%. В тех немногих случаях, где мы ведем работаем выше, пористость действительно больше 20%.
Аргиллиты преобладают слоистые. Причем именно аргиллиты, не я один это придумал, у нас много геологов пришло из геолсъемки (и я тоже). Аргиллитоподобные глины в разрезе у нас имеются в бажене и абалаке, но то, о чем пишут авторы, полагаю относится к верхним частям разреза. Хотя и там (в надсеномане, березовская свита) есть настоящие окремненные аргиллиты (несколько раз брали их в керне и шламе). Геофизики же вообще все глинистое называют глинами, эдакий жаргонизм, которые уже употребляется иногда и в геологической литературе.

Не знаком с трудами Аникиева! Можно ссылочку? Заранее благодарны! Если механизм газирования сопоставим, то с меня коньяк.

По части формулы ЛНУ не уверены, что логарифм лучше всего. В очень хорошей монографии Осипова и др «Глинистые покрышки…, 2001» лучшей аппроксимацией ЛНУ считается полином второй или третьей (?) степени. Была мысль проверить…, но забылось. Теперь точно не забудем.

[engenegr]

По части формулы ЛНУ не уверены, что логарифм лучше всего. В очень хорошей монографии Осипова и др «Глинистые покрышки…, 2001» лучшей аппроксимацией ЛНУ считается полином второй или третьей (?) степени. Была мысль проверить…, но забылось. Теперь точно не забудем.

В Вашей формуле тоже используется логарифм, только первой степени, а Мастер предлагает вторую степень. Это более правильный подход. Если ваша формула безупречна, то апроксимируя по второй степени, получите коэффициент А = 0. все сведется к вашей первой степени.
Вы лукавите, когда объясняете свой выбор контроля параметра пористости, что опасались влияния минеральной плотности. В этом случая вся Ваша формула становится бессмысленной, поскольку плотность в ней уже присутствует (S). Расскажите нам, пожалуйста, как вы определяете градиент геостатического давления, он ведь тоже с глубиной меняется.

[Пласт]

Попробуем разные степени и другие уравнения. Замечание справедливое, мы действительно не доказали оптимальность линейного логарифмического уравнения, а просто взяли его из букварей и поплыли по течению. Пока главное наше «оправдание» в том, что метод работает. Еще надо помнить, что задача по сути не математическая и R² вовсе не обязательно показатель (в разумных пределах) удачности и пригодности выбранного уравнения.
Объемная плотность физически зависит от минеральной, а пористость не зависит. Это очевидно. В расчетах же горного давления минеральная плотность не используется. Градиент горного давления (S) мы пытались выводить сами по фактическим данным (объемная плотность), но не преуспели. Поэтому использовали, эмпирическую формулу S, выведенную геологами одного из питерских институтов для нашего региона. К сожалению не могу сейчас сослаться на документ (надо его выискивать). Формула же такова:
S=1.89942+(0.00014886*H)-H^2*0.0000000115332

[MACTEP]

Не знаком с трудами Аникиева! Можно ссылочку? Заранее благодарны! Если механизм газирования сопоставим, то с меня коньяк.

Лучше окремненный аргиллит пористостью 20%

По части формулы ЛНУ не уверены, что логарифм лучше всего. В очень хорошей монографии Осипова и др «Глинистые покрышки…, 2001» лучшей аппроксимацией ЛНУ считается полином второй или третьей (?) степени. Была мысль проверить…, но забылось. Теперь точно не забудем.

У Осипова полином третьей степени, но если использовать логарифм глубины, то достаточно второй степени. Это в принципе сопоставимые функции. Кстати, у Осипова приведены совсем другие значения пористости глин Уренгойского региона.

[Пласт]

Можно ссылочку на Осипова?

С пористостью глинистых пород есть один очень толстый ньюанс: пористось пород в керне и в шламе несопоставима. Скажем по керну 6-7-8%, по "параллельному" шламу 10-11-12%. И так всегда и постоянно. Решить эту задачку мы так и не смогли. Естсественно, все это наводит на мысль, что пористость по шламу получается "левая" с геологической точки зрения. Но для практики оценки АВПД она, тем не менее, прекрасно применима. (У нас прямо сейчас 4 разведки, АВПД шлем заказчикам ежедневно, на одной скв. прогноз на вскрытие ачимовки +/- 200 м. Тут не до шуток).
Сомневаюсь, что Осипов мерял пористость в шламе. Может в этом причина?

[POMAH]

Два коротких вопроса.

Аргиллиты же имеют АВПоД, оно грозит только обвалами стенок и/или сужением ствола.

Поясните механизм сужения ствола в интервале аргиллитов?

Если два квалифицированных геолога массово измеряют самый надежный (первичный) признак АВПД, то как по-вашему, неужели ничего не получится?!

Что значит "массово"?

[Пласт]

Поясните механизм сужения ствола в интервале аргиллитов?

Неточно выразился. В аргиллитах толко каверны. Сужение может быть в пластичных глинах, но мы с такими вещами не сталкивались.

Что значит "массово"?

Массово измерения проходят так: отбор пробы шлама в диапозоне гидростатики (для посторения ЛНУ) 5-10 м, в зависимости от скорости. В переходной зоне АВПД пробы берем почаще, т.к. уже скорость пониже (2-3 м/ч). Когда стоит вопрос о спуске колонны на неизведанных площадях, вообще начинается суета.
В каждой пробе измеряется несколько навесок, в зависимости от количества шлама и текущей задачи: 2-3-4 навески. Когда мы только "запускали" метод меряли по 5-7 навесок, для "науки" иногда и по сорок-пятьдесят. Теперь все устаканено, 2-4 навески стало достаточно.

[Beda]

Определяя линию тренда нормальной пористости в функции глубины по формуле приведенной в презентации (через первую степень логарифма глубины), было бы логичнее поровое/пластовое давление определять по формуле:
 FPG = S - (S - H) (1 - (Dn - Do)/a)
Мы использовали Dn - плотность шлама нормали; Do - плотность шлама измеренная. Но, мне кажется, зависимость будет работать, если использовать в формуле замеры пористости.

[Пласт]

Определяя линию тренда нормальной пористости в функции глубины по формуле приведенной в презентации (через первую степень логарифма глубины), было бы логичнее поровое/пластовое давление определять по формуле:
 FPG = S - (S - H) (1 - (Dn - Do)/a)
Мы использовали Dn - плотность шлама нормали; Do - плотность шлама измеренная. Но, мне кажется, зависимость будет работать, если использовать в формуле замеры пористости.

В такого рода формулы расчета подойдет все: пористость, УЭС, интервальное время, Д-эксп., и т.д.

Мне не попадалась (или забыл) такой формулы, выглядит она подозрительно. Разность (Dn - Do) предполагает линейный характер зависимости "избыточность параметра -- аномальность давления", т.е. аномальность будет одинаковая при отклонении пористости в 1%, скажем с 7 до 8% и в случае с 11 до 12% (?). Так не будет ни в коем случае, это притиворечит процессу уплотнения. Логарифмический характер уплотнения обусловлен постоянно меняющимся вкладом механического и химико-минералогического. На большой глубине, где ЛНУ уже похожа на прямую линию преобладает уплотнение за счет аутигенного минералообразования, для того что бы уплотнить/разуплотнить породу на 1% надо куда более энергии, чем на этот же 1% в верхней части разреза.
Извиняюсь за сумбурность, непросто такие вещи четко  и кратко изложить...

[Beda]

Да, я ошибся, тренд мы определяли по линейной зависимости логарифма пористости от глубины.
Кстати, вот курс по этой теме скоро будет

[MACTEP]

Если интересно, могу выложить подборку статей их иностранных журналов по АВПД на английском языке.
Поскольку вопрос получил вторую жизнь в последнее время, возможно, кого-то заинтересует.