Int DD Ingenierie FP Pau Nov 2011 [PDF]

Zitiervorschau

DIAGRAPHIES ET  INTERPRETATION Pau 7, 8 et 9  Novembre  2011 © 2011 ‐ IFP Training

Jacques DELALEX 

Diagraphies et  Interprétation 1

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies et  Interprétation

2

DIAGRAPHIES ET INTERPRETATION Pau  7‐8‐9 Novembre  2011 Jacques DELALEX  Diagraphies & Interpretation

TENS_1 11000

LBF

1000

PEF_1 0

B/E

20

DRHO_1 -0.35

BS_1

GAPI

100

DEPTH

14

GR_1 0

1.95

0.15

G/C3

IDPH_1 0.2

2000 0.45

V/V

IMPH_1

IN

14

0.2

2.95

NPHI_1

OHMM

CALI_1 4

G/C3

RHOB_1

IN

METRES

4

-0.15

DT_1

OHMM

2000 140

US/F

40

1510.2

1515

1520

1525

1530

1535

1540

1545

1000

1550

1000

1555

G/C3

K_CORE_1

3 0.01

MD

PHI_CORE_1

1000

RT_1

3 0.01 GAPI

OHMM MD

0.2 SWE_1

1000 1

K_EZT_1

100 0.01

V/V V/V

V/V

CALCI_3MN_1

0 100

VOL_UWAT_1

0 0.2

SWE_1

1000 1

V/V V/V

0 PHIE_1

01

PHIE_1

0 0.2

V/V V/V

EF_EZT_1

10

PAY_1 0 3 RESERVOIR_1 0 1.7

0

VSH_1

00

10

METRES

DENS_CORE_1

2.5 GR_1

0.1

DEPTH

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2.20

RHO_MAA_1

2.5

0

0.1

0.3

SAND_1 0 1.2

-1090

2.20

1515

-1091

Call_Sup

0.01 0.200

2.40

0.15

0.150

0.2

2.40

0.01

0.100

2.30

0.050

0.25

2.30

0.000

WIRE_1.RHOB_1 (G/C3)

1

SHOWS_1

1

METRES

2.10

CORE_NO_1

2.00 2.87

0.35

2.10

10 PERFS.DESCRIPTION_1

0.4

2.00

10

ELEVATION(TVD)

2.65 1.90 0.45 2.71 0.43

1570

100

FACIESLITH.VALUE_1

-0

1565

1.90

CORE_SH.K_CORE_1 (MD)

100 1560

-1095

1520

-1096

CORE_SH.PHI_CORE_1 (V/V)

0.1

2.50

0

2.50

9 Color: Maximum of FACIES_EZT.EF2ANDEXT_1

0.05

2.60

2.60

1525 -1100

Wells: 1530

0

2.70

2.70

2.80

2.80

2.90

2.90

3.00

3.00

-1105 1535

0.450

0.400

0.350

0.300

0.250

0.200

0.150

0.100

0.050

0.000

-0.050

1545

-1115

1550

WIRE_1.NPHI_1 (V/V)

-1118

0

120 Color: Maximum of WIRE_1.GR_1

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

Call_Inf

1540 -1110

1555

2

SOMMAIRE „

RÉSERVOIR ‐ ARCHIE  EQUATION ‐ INVASION 

Pages 1 à 26

„

DIAGRAPHIES INSTANTANÉES

Pages 27 à 44

„

CAROTTAGE

Pages 45 à 42

„

DIAGRAPHIES DIFFÉRÉES – LOG  

Pages 43 à 80

„

OUTILS

Pages 81 to 180

• • • • • • • • • • „

INTERPRÉTATION • • •

INTERPRÉTATION DE TYPE QUICKLOOK  CROSSPLOTS  INTERPRÉTATION QUANTITATIVE 

APPENDIX – CHARTS ‐ BIBLIOGRAPHIE 

Diagraphies & Interpretation

83 87 97 103 111 129 153 159 163 175

Pages 181 à 266 184 215 253

Pages 267  à 292

© 2011 ‐ IFP Training

„

RÉSUMÉ DES MESURES ET APPLICATIONS CALIPER/DIAMETREUR GAMMA RAY POTENTIEL SPONTANÉ LATEROLOG,  INDUCTION,  MICRORÉSISTIVITÉ DENSITÉ – NEUTRON ‐ SONIC RÉSONANCE MAGNETIQUE NUCLÉAIRE  PENDAGEMETRE et IMAGERIE DE PUITS  MESURES DE PRESSION LOGGING WHILE DRILLING 

3

notes

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

4

Notions de réservoir  et propriétés pétrophysiques associées

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5

Diagraphies & Interpretation

Place des diagraphies MÉTHODES

PRINCIPAUX OBJECTIFS

SISMIQUE

GÉOMÉTRIE EXTERNE

SISMIQUE DE PUITS

ARCHITECTURE INTERNE

DIAGRAPHIES DIFFÉRÉES

CARACTÉRISTIQUES PÉTROPHYSIQUES

CONTRÔLE  GEOLOGIQUE

FLUIDES

ESSAIS  DE PUITS

CONDITIONS GISEMENT

GÉOPHYSIQUE

FORAGE

Diagraphies & Interpretation

R É S E R V O I R © 2011 ‐ IFP Training

MOYENS TECHNIQUES

6

Généralités EXEMPLE DE CARTE ET IMPLANTATION DE PUITS Carte non associée  à la section sismique

Superficie de la base de  Fermeture structurale

Carte en isobathes (profondeurs en mètres)

Superficie imprégnée  Exemple de Diagraphie Gamma‐Ray GR ‐Sonic DT FORAGE (Puits vertical)

COUVERTURE ?

Profondeur (m ou Pieds)

Temps en ms

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RESERVOIR ?

7

Diagraphies & Interpretation

Roches couvertures et réservoirs ROCHES COUVERTURES 

RESERVOIRS : ‐ Formations Poreuses et  Perméables

Formations imperméables : ‐ Argiles

‐Clastiques

‐ Evaporites 

‐ Sable

‐ Sel

‐ Grès

‐ Anhydrite

‐Carbonates

‐ Formations Compactes ‐ Carbonates

Couverture

Reservoir

‐ Dolomie

‐ Quartzites

‐ Craie

GOC

G

Contact Eau‐Huile

w

w

Reservoir à Gaz Reservoir à huile

w

Reservoir à eau

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Diagraphies & Interpretation

‐Formations fracturées

O

Contact Huile‐Gaz WOC

‐ Calcaire

8

Caractéristiques réservoirs et fluides CARACTERISTIQUES FLUIDES :

CARACTERISTIQUES RESERVOIR :

Type d’eau : Salinité, Résistivité, Densité

Profondeur ?

Type d’hydrocarbure : Huile, Gaz, 

Géométrie du piège , taille ?

Densité , viscosité de l’hydrocarbure

Lithologie ? Porosité ? Perméabilité ? Saturation en eau et en hydrocarbure ? Pression ? Température ? Hauteur totale Ht  (Gross Thickness)  G

Hauteur utile Hu (Net Thickness)

GOC

O

Hu/Ht   (Net/Gross ratio)

Contact Huile‐Gaz

w w

WOC Contact Eau‐Huile

w

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9

Diagraphies & Interpretation

Puits verticaux/déviés/horizontaux : contacts de fluides PUITS DÉVIÉ SIDETRACK

1er PUITS  VERTICAL

Drill Floor DF Table de Rotation  Ground Level GL Niveau du Sol

Profondeur du GOC ?? 

Mean sea level MSL   Niveau Mer

Profondeur du WOC ??  Profondeur Mesurée du GOC  au –dessous du DF (MD)

Profondeur mesurée MD du WOC au‐dessous du DF

Profondeur Sub‐Sea (SS)  Profondeur Verticalisée TVD

PUITS  HORIZONTAL

Profondeur du WOC TVD‐SS Epaisseur  hu = ?

GOC

G

Contact Huile‐Gaz

O Epaisseur  hu = WOC(TVD‐SS) – GOC(TVD‐SS) 

ODT = 

w

OIL DOWN TO 

w

Contact Eau‐Huile

Deviation α

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WUT =  WATER UP TO  MD

w WOC

"VD = MD x Cosα" Diagraphies & Interpretation

10

Porosité et Saturation Répartition des éléments dans un  Grain

Ciment

réservoir propre à Huile  Huile

Eau

GRAIN Porosité

MATRICE Vma = 1 ‐ Φ

Vt = 1

Porosité en %  : Φ

Φ

CIMENT

Vw + Vhc = Vt

Vhc Vpore

Shc = 1 − Sw

Saturation  en Hydrocarbure  Shc

Sw + Shc =

Vw + Vhc =1 Vpore

Sw =

Saturation  en eau Sw

Vw Vpore

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Shc =

EAU

HYDROCARBURE

11

Diagraphies & Interpretation

Notion de porosité (diagraphies) Vt = 1

„

Φ

V dry  Clay

Grains 00

„

Ciment

Vhc

labo

Vwb

„

=

[Vw + Vhc]

connecté

Vt

Porosité Apparente (Densité‐Neutron) 

Φ Vw

Eau liée aux argiles 

Porosité Labo – Petrophysique (Labo)

a

=

Vw + Vhc + Vwb Vt

Porosité Effective – Analyse des logs

Φ = [Vpore − Vw associé à l' argile] e

Vt

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

 Attention aux définitions de porosité en Logging  et en Pétrophysique

12

Saturations en eau et en hydrocarbure Dans une zone à hydrocarbures

Vpore = Vw + Vhc

Sw + Shc =

Vw + Vhc =1 Vpore

V Sw = w Vpore

Shc =

Vhc Vpore Matrice Huile Eau

Shc = 1 − Sw Dans une zone à huile

So = 1 − S w © 2011 ‐ IFP Training

Dans une zone à gaz

Sg = 1 − S w

13

Diagraphies & Interpretation

Estimation de l’huile en place : STOOIP

Superficie de la base de  Fermeture structurale

Superficie imprégnée d’huile  Epaisseur Nette hu = ? Porosité = Phi ?

Fermeture  structurale

ht hu

Saturation en Huile So = ?

G

A O

Point de fuite  Spill point

h w

w

Vrock : Volume de Roche

w

= Surface x Epaisseur N/G = Net/Gross ratio Huile en Place  aux conditions Surface en Millions m3 ou MM Bbls

STOOIP = Vrock

Net 1 × Φ × (1 − S w )× × Gross B o

=  Rapport Hu / Ht

hu = ht

Phi  :  Porosité

Diagraphies & Interpretation

STOOIP = Area × h t × Φ × S O ×

Net 1 × Gross B o

So = 1 – Sw = Saturation en huile Bo  : Facteur Volumétrique de  l’Huile

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Sw = Saturation en eau STOOIP  Stock Tank Original Oil In Place

N G

14

Relation entre  la résistivité, la porosité et la saturation en eau Formule d’Archie

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15

Diagraphies & Interpretation

Formule d’Archie : réservoir à eau Water

SW = 1

R t = FR w

a F= m φ

a Rt = m ×Rw φ

„

Un réservoir contenant 100 % d’eau (Sw = 1) a une résistivité Rt

„

Cette résistivité est proportionnelle à la résistivité de l’eau Rw

„

Le facteur de proportionnalité F est appelé Facteur de Formation

„

Il est fonction de la porosité et de la lithologie du réservoir :  

„

La constante a, facteur de tortuosité,  est en général proche de 1 1 Le facteur de cimentation m est en général proche de 2           =>  F = 2 φ 0.81

„

Pour les grés en général : 

F=

„

mais m est variable : 1.3  

a Rw ⋅ Φ Sw n

25

Diagraphies & Interpretation

L’invasion en boue à huile (OBM)

ZONE LAVÉE

ZONE VIERGE HYDROCARBURES

Boue à huile

ZONE À HYDROCARBURES

FILTRAT D’HUILE

EAU

À SATURATION IRRÉDUCTIBLE

Rt =

ZONE LAVÉE

ZONE VIERGE

FILTRAT D’HUILE

EAU

R t = FxR w Sw = 1

Diagraphies & Interpretation

ZONE  À EAU © 2011 ‐ IFP Training

Boue à huile

FxR w n Sw

26

Diagraphies instantanées géologie de sonde ou mud logging

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Diagraphies & Interpretation

27

Informations collectées

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

28

Cabine de mud logging

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

29

Paramètres

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

30

Unité de Mud logging Géologie

Enregistrement de données 

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31

Diagraphies & Interpretation

Mud ‐ cuttings collection Schematic well profile

High pressure circuit Low pressure circuit

Injection head

Shale shakers Æ Cuttings

Drill pipe Mud pumps Rotary table  (RT)

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Mud tanks + mud treatment Tricone Diagraphies & Interpretation

PDC

Anim

32

Récolte et lavage des cuttings Prise  d’échantillongs

Nettoyage des échantillons

Sur les tamis

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SAMPLE INTERVAL

SPOT SAMPLE

33

Diagraphies & Interpretation

Observation et description des cuttings Example: SANDSTONE, gray‐brown, friable, medium‐coarse  grained, subrounded, moderately sorted, poor  calcareous cement, glauconitic, fair yellowish direct  fluorescence, strong yellow cut fluorescence. Oil

Direct Fluorescence

Under normal light

Cut Fluorescence Bright

Diagraphies & Interpretation

Faint

Dull

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Pale

Under UV  light

34

Analyse Calcimétrique

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Diagraphies & Interpretation

35

Analyse des cuttings

„

Identification des formations • Colonne lithologique • Identification des marqueurs  • Détermination des repères stratigraphiques

„

Localisation des réservoirs • Porosité • Perméabilité

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Diagraphies & Interpretation

36

Représentativité des cuttings

„

TEMPS de remontée des Cuttings (LAGTIME)

„

MÉLANGE des CUTTINGS • Recyclage des éléments fins • Mauvais nettoyage des bacs à boue • Qualité de prise d’échantillon • Préparation des échantillons

„

FRÉQUENCE de l’ÉCHANTILLONNAGE

„

VOLUME des ÉCHANTILLONS

„

CAS PARTICULIERS • Présence d’agents colmatants • Forage à la mousse ou à l’air  © 2011 ‐ IFP Training

37

Diagraphies & Interpretation

Cuttings : fluorescence

„

FLUORESCENCE INDIRECTE • Minérale (Pyrite) • Hydrogène • Composition de l’Eau de Formation

„

FLUORESCENCE DIRECTE • PRÉSENCE D’HYDROCARBURES  − Actif (Gaz ou liquides) − Fossile (Bitume ou Asphalte)

„

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

Fausse Fluorescence • Huile de forage • Gaz des moteurs • Boue de forage ou matériel polluée (bacs, goulotte …)

38

Cabine, bassins, capteurs, équipement au plancher Cabine du  Boueux/Accrocheur

Dog house

Bassins et Capteurs

MARTIN DECKER

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Diagraphies & Interpretation

39

Vitesse, paramètres mécaniques

„

Vitesse de pénétration (ROP)  • Depth • Bit position

„

Poids au crochet

„

Vitesse de rotation

„

Torsion  © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

40

Log de chantier : forage

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

41

Paramètres enregistrés

„

DENSITÉ DE LA BOUE

„

VOLUME DES BASSINS

„

TEMPÉRATURE DE LA BOUE

„

DÉBIT D’INJECTION

„

PRESSION D’INJECTION

„

STABILITÉ DU PUITS

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

42

Log composite : mud log

Avancement

Calcimétrie

Description des  cuttings

Dolomie

Calcaire Limestone

© 2011 ‐ IFP Training

Argile Shale

43

Diagraphies & Interpretation

Log composite : mud log

Description des  cuttings

Grès Sandstone Gaz Indices d’huile

Carotte

Diagraphies & Interpretation

Tests de puits DST

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Description des  carottes

44

Carottage

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

45

Carottage et récupération de la carotte  DIAMOND CORE BITS

PDC Poly‐Cristallin  Diamond

TSD Thermal  Stabilized Diamond

Thermal  Stabilized Diamond

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

DIAMOND

46

Récupération de la carotte  Photographie  de la caisse 

Plug

From Geoservices © 2011 ‐ IFP Training

47

Diagraphies & Interpretation

Carottage latéral à balles Core Sample Taker Tool Principe d’opération du CST  CST bullet

Explosive

CLABS : Carottage Latéral à Balle  (= SWC = Sidewall Core)

•

Retrait d’échantillons de roche de la paroi du puits

•

Echantillons pris par percussion d’un boulet

•

Longueur : 0.6 to 1.2 in  , Diamètre from 0.69 to 0.88 in 

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

•

48

Wireline Rotary coring CHARACTERISTICS • 30 samples in one run ( L = 2 in , D = 0.92 in) • Samples caught by rotary drilling over selected intervals • Core length indicator indicates recovery • Can be run with Coiled tubing

• BENEFITS: • Relatively cheap • Covers selected intervals • Useful for routine core analysis • Fair information about geology and SCAL  • Possibility to conduct limited petrophysic analyses

• Small samples • Samples taken from the invaded zone

© 2011 ‐ IFP Training

• LIMITATIONS

49

Diagraphies & Interpretation

New Wireline rotary coring tool ( 2011)   Drill bit 

Anchor arms

CHARACTERISTICS • 50 samples can be taken per run • Core Diameter : 1.5 in  • Core length : 3 in • Samples taken in hard or unconsolidated formation  • Samples stored in individual canister • Rock sample length measured dowhole

This new tool is under field test in 2011

2011 SPWLA 52nd symposium : paper TTT  Photograph of 6 core samples Diagraphies & Interpretation

Schlumberger Tool

© 2011 ‐ IFP Training

Report : 

Marble core in  a canister

50

Diagraphies différées Mise en œuvre

© 2011 ‐ IFP Training

51

Diagraphies & Interpretation

Diagraphies différées : Introduction „

Septembre 1927 :  Premier “carottage électrique” effectué à Pechelbronn, en  Alsace , par  les frères Conrad et Marcel Schlumberger.

Diagraphies & Interpretation

Log composite classique (GR‐Litho‐Densité‐Neutron‐Resistivité‐Sonic)

Imagerie de Paroi de Puits (Electrique ‐ Acoustique)

© 2011 ‐ IFP Training

Premier log (Résistivité) (1927)

52

Desert logging job – RIG UP

Rig Derrick Pipe rack holding several  thousand meters of pipe

Upper sheave

Lower Sheave

Wireline  Cable Logging Truck

© 2011 ‐ IFP Training

53

Diagraphies & Interpretation

Exemples d’outils de logging Gamma Ray 

Centreur

Sonde SONIC BHC 

Ex‐Centralizer sur outil  Neutron Caliper

Sonde SONIC DSI  Cartouche  Electronique 

Caliper sur Outil  de Densité

Stand‐off

Electronique  À l’intérieur

Caliper © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

54

Mise en œuvre Plancher Drill Floor DF Cable

Table de Rotation Rotary Table RT

Outil de logging

Sol Ground Level GL

Tête de l’outil

Vue du Rig et du camion de logging Cable

Tool « Zero » Au  plancher DF

KB

Base de l’outil © 2011 ‐ IFP Training

Kelly Bushing KB En rotation pendant le forage 

Mesure de Profondeur 55

Diagraphies & Interpretation

Mesure de la profondeur et de la tension du cable

Depth  Measurement Tension  Measurement

Cable

Cable Drum

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

56

Opération de logging à terre

Mesure de  Profondeur  et Tension

Drill Floor DF  ou  Table de rotation RT

Kelly Bushing KB

Niveau du sol  Ground Level GL

Hauteur du Kelly Bushing EKB

Niveau de la mer  Mean Sea Level MSL

Hauteur du Drill Floor EDF

Hauteur du  niveau du sol  EGL

Profondeur Mesurée MD (Vertical well) 

Profondeur  Mesurée MD (Puits Dévié) 

Profondeur  Sub‐Sea SS (Ref = DF)

Profondeur Verticale TVD (Puits Dévié)

© 2011 ‐ IFP Training

Profondeur  verticale  Sub‐Sea TVD‐SS (Ref=DF)

57

Diagraphies & Interpretation

Profondeur ‐ références

A terre/ On Land

MD ‐ TVD ‐ TVDSS Puits Déviés

Offshore

Kelly Bushing KB

Drill Floor

DF GL

DF or Rotary Table RT

Ground Level

DF MSL

MSL Mean Sea Level (Reference) TVD  TVD‐SS MD Profondeur Mesurée

Profondeur Verticalisée

SubSea Depth

MD

Diagraphies & Interpretation

TVD 

TVD‐SS

WOC

© 2011 ‐ IFP Training

WOC Reservoir

GL

58

Préparation des sondes

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

59

Installation des poulies

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

60

Montée des sondes

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

61

Connection des sondes

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

62

Vérification avant descente des sondes

© 2011 ‐ IFP Training

63

Diagraphies & Interpretation

Opération du cable

Profondeur

Vitesse du cable

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

Tension

64

Opération du treuil

© 2011 ‐ IFP Training

65

Diagraphies & Interpretation

Enregistrement Moniteur de contrôle

Log

Log de référence

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

66

Combinaison d’outils de Résistivité Dual Laterolog – Microresistivity ‐ GR

SP

Gamma Ray

Dual  Laterolog

Caliper Microresistivity

© 2011 ‐ IFP Training

67

Diagraphies & Interpretation

Combinaison d’outils de lithologie et porosité Litho‐Density‐Neutron  GR

Gamma Ray

Neutron

Litho‐Density Caliper PEF

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

68

Combinaison d’outils Combinaison d’outils de Logging : PEX Platform Express (Schlumberger)

m Télémétrie

Gamma Ray

Neutron

Litho‐Densité‐ Microrésistivité

+ + + + + + + + + + + +

Sonic

© 2011 ‐ IFP Training

Résistivité : Latérolog ou Induction

69

Diagraphies & Interpretation

LOGGING RUNS FORAGE  (Pouces) :  

26

17.5 

12 ¼

8 ½

6      

TUBAGES  : 

20

13 3/8

9 5/8

7

5 ½

Run‐1

1

Run‐2

Open Hole

Cased Hole

Run‐1, 2 & 3  spliced

2

Splice des Run‐1 & 2 

Attention aux anomalies lors  des splices

Run‐3

3 © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

70

Diagraphies différées Le Log

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

71

Le log

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

72

Wellsketch à partir de l’entête du log  Compagnie de Logging

Entête  : Information sur le puits , bit size , casing , profondeurs Le puits est vertical

Type de Combinaison de Service

KB = 353.2

Log Terrain 

RT=DF = 352.9 GL = 343.6 MSL Casing = 7 Log : RUN No 1

BS =  8.5

Section de  recouvrement  TLI

Casing = 5000 Log : RUN No 2 BS = 6 inch

WOC‐SS = BLI Total Depth = 5740

© 2011 ‐ IFP Training

WOC = 5500 m MD  

 2 Diamètres : C1 & C2

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BS

88

Caliper log

CASING 9" 5/8 53.5 LB/F

Caliper Cavité

© 2011 ‐ IFP Training

Bit Size = 8.5  pouces 

89

Diagraphies & Interpretation

Caliper calibration

CALIPER

12

a = 0.871 b = 1.582

y = ax + b

8

Schlumberger Document

7.368

11.96

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

90

Vérification du CALIPER et du SONIC dans le tubage SECTION DE RECOUVREMENT ET  VERIFICATION DU CALIPER ET DU SONIC DANS LE CASING

Sonic Check in casing : Dt =  57 us/ft

7 inch Casing : 29 lbs/ft Caliper Check in casing : ID =        "

© 2011 ‐ IFP Training

Schlumberger Document

91

Diagraphies & Interpretation

Integrated Hole and Cement volume : IHV & ICV IHV

ICV

Casing Shoe – Cote Log

Atténuation du GR  dans le tubage 

Casing

Dernière lecture  de  résistivité

Integrated Hole Volume IHV = 0.1 m3 entre 2  barres

Hole Profile IHV IHV ICV

Cement Volume = Hole Volume – Future  casing volume © 2011 ‐ IFP Training

Cement Sonic DT très  bruité Large Cave  > 20 inches Caliper backup curve Diagraphies & Interpretation

ICV

Schlumberger Document

92

Mudcake et caves  BS=8.5 Caliper du MSFL

Caliper du Densité

Caves

Grès Inconsolidé © 2011 ‐ IFP Training

Avec le  Caliper du Densité ( un bras) : Epaisseur du  Mudcake = hmc = BS – Cali (hmc = 0 , si Cali>BS)

93

Diagraphies & Interpretation

Caliper acoustique MESURES DIRECTES

D = sonde

boue

V x T 2

LWD, Imagerie ultrasonique

Transducteur

Formation

Window

Ultrasonique

Acoustic energy

Transducer

D temps de trajet

T

Temps A / R

Amplitude

Vitesse du son dans la boue

Amplitude Time Travel time

LWD : logging While Drilling

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V

Distance

= Mesures en cours de Forage Diagraphies & Interpretation

Exa‐Plans 04‐1997

94

Identification de Breakouts a) Écaillage de la paroi par rupture en cisaillement  symétriquement par rapport au puits (break out)

a) Coupe d ’un puits (UBI)

b) Perspective descendante (UBI)

b) UBI : Ultra‐sonic Borehole Imager

© 2011 ‐ IFP Training

95

Diagraphies & Interpretation

Applications du caliper  Applications : Diamètre du trou  

„

Présence de caves (Argiles ou formations inconsolidées)

„

Présence de restrictions (Argiles gonflantes) 

„

Présence de mudcake (=> réservoir) 

„

Volume du trou  => Volume de Ciment 

„

Ovalisation

„

Information sur la Lithologie (Propriétés Mécaniques) => Control Qualité des logs

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

„

96

Mesure de la radioactivité naturelle GAMMA RAY

© 2011 ‐ IFP Training

97

Diagraphies & Interpretation

Outil Gamma Gay

„

OUTIL GAMMA RAY  : • Mesure de la radioactivité totale (GR) , Units = API

GR

Zone with high radioactivity :  Shales ?

DETECTEURS A  SCINTILLATION 

Zone with low radioactivity =>   Reservoirs ?

Sonde HNGS  (Schlumberger)

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Diagraphies & Interpretation

98

GR – Calibration 

GR => Gain = 160 / 149.5 = 1.07 GR TOOL

Calibration JIG © 2011 ‐ IFP Training

Manchon avec micro‐source

99

Diagraphies & Interpretation

Gamma ray ‐ Radioactivité naturelle Dans les roches sédimentaires, les éléments radioactifs naturels sont l’Uranium, le Potassium et le Thorium

U : 

ARGILES (à M.O.) Matière Organique MINÉRAUX avec U

K : 

ARGILES (ILLITES) EVAPORITES Potassiques K FELDSPATHS Potassiques K MINÉRAUX avec K : MICAS (BOUE à KCl)

Th : 

ARGILES DÉTRITIQUES MINÉRAUX LOURDS Th  ( Sphène , Zircon..)  © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

100

GR Spectral et Exemple de log „

OUTIL  DE  SPECTROMETRIE  DE  RAYONS  GAMMA NATURELS  : • SPECTRAL GAMMA RAY (SGR)  : 

SPECTRAL GR LOG CGR

SGR

TH

U

K

» U + K + Th

• CORRECTED GAMMA RAY (CGR)  : » K + Th

Units : 

SGR et  CGR en unités API K en % ,  Th et  U en ppm

NGS : Natural Gamma Ray Spectroscopy

© 2011 ‐ IFP Training

101

Diagraphies & Interpretation

Applications du Gamma Ray 

„

Exemple d’une série argilo‐gréseuse de Mer du Nord

APPLICATIONS • Identification des Argiles • Identification des réservoirs

GR

Caliper de l’outil  de Densité

Grès

• • • •

mudcake

Corrélations géologiques Estimation de l’argilosité Caves Nature des argiles (NGS) Présence de certains minéraux radioactifs (NGS) • Mise en profondeur de tous les logs • Calage des données en puits tubé SP = Potentiel  Spontané

Diagraphies & Interpretation

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Argile

102

Potentiel Spontané PS ou SP SP : Spontaneous Potential

© 2011 ‐ IFP Training

103

Diagraphies & Interpretation

Potentiel Spontané PRINCIPE DE LA MESURE Dans les puits forés en boue à eau, la différence de salinité entre  l’eau de formation et le filtrat de boue est à l’origine de micro‐ courants qui se créent spontanément dans la formation et dans le  puits après invasion du réservoir par le filtrat de boue.

„

La différence de potentiel à l’origine de ces courants peut être détectée et mesurée par une électrode située soit sur le cable, au‐ dessus des outils de résistivité de type Latérolog,  (Bridle),  soit au  bas de l’outil d’Induction.

„

Le log est appelé Potentiel Spontané (PS) ou Spontaneous  Potential ( SP) et il est exprimé en milliVolt.

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

„

104

Potentiel Spontané Interface Argile‐ Réservoir ( Membrane)

Surface  Electrode

Cas 1 :Rmf > Rw Salinité Filtrat  Zone  perméable 10

R1

8 arrays

20

Réservoir

2 frequencies R & X signals

30

60

R2

10

20

30

60

90 90

R3 R4 R5 Transmitter

c

R6 R7

Zone 

Zone

Intermédiaire

Vierge

Rxo

Rt

Profile de  résistivité

Di Transmitter Electronics Diagraphies & Interpretation

10 20   30       60           90 ( Array Induction ) 

AH90  = Valeur proche de Rt 

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R8

Zone Lavée

Schlumberger document 118

Array Induction log et résolution verticale T = Two Feet 

F = Four Feet 

O = One Foot 

Vertical resolution

AO10

AF10 AF90

5m

AO90

AF20

AO20 AF30

AF60

AO60 AO30

Separation entre courbes  =>  Permeable Zone Reservoir

Example of Array  Induction log in  Oil based Mud

© 2011 ‐ IFP Training

Courbes ensemble   => Possible  Impermeable Zone 

AF90 or AT90 or AO90   = Valeurs proches de Rt  119

Diagraphies & Interpretation

Outils d’Induction et logs „

OUTILS D’INDUCTION et  LOGS D’INDUCTION ASSOCIES:  • • • • • • •

„

Obtention de la Resistivité profonde (ILD, 90 or 120” Induction log) et Intermédiaire (ILM , SFL, AIT  logs 60, 30,20,10 ) dans les cas suivants :  • • •

„

Premiers outils (1952…) : IES  =>  ILD, SN   Ouitl Induction IRT (1959 ) (6FF40)  =>  ILD , LL8, SP  Outil Dual Induction DIT(1962)  => ILD, ILM, SFL,  SP  Outil Phasor Induction DITE   =>  IDPH, IMPH, SFL , SP  Outil Array Induction AIT(1992) => AH90, 60, 30, 20, 10” , SP  (Schlumberger) HDIL => Investigation à 120, 90, 60, 30, 20, 10” et 3DEX(Rv‐Rh) (Baker Atlas)  HRAI‐X => Investigation à 120, 90, 60, 30, 20, 10” (Halliburton LS ) 

Forage en Boue à Huile (OBM) Forage en boue à eau douce ou à faible salinité (WBM)  Forage à l’air ou à la mousse

Conditions optimales pour l’Induction :

Diagraphies & Interpretation

Résistivités de formation (Rt) faibles ou pas trop élévées Boue à eau douce et formation contenant de l’eau salée Rapport Rxo/Rt élévé (Rxo > 2 * Rt)

© 2011 ‐ IFP Training

• • •

120

Mesures de Micro‐Résistivité MSFL – ML 

© 2011 ‐ IFP Training

121

Diagraphies & Interpretation

Mesures de Microrésistivité : MSFL MICRO‐SPHERICALLY FOCUSED LOG SCHEMA

SRS  (Old Tool) (4 arms ) 

Mud

Mudcake Flushed zone

A1 M0 A0 M1

SRS  opened

Microresistivity  current

MSFL  PAD

Schlumberger  document

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

Monitor Voltage

M2 MSFL  MSFL  PAD PAD

SRS  closed

Measure Voltage

122

Exemple de log Dual Laterolog‐Microrésistivité

20

10m

SP

200

LLS

2000

20000

No curve separation.  High resistivities in tight formations

MSFL CALI & BS

LLD INVASION PROFILE =>  Reservoir Msfl  MINV, MNOR (Micro‐Inverse et Micro‐Normal)  Outil MICROLATEROLOG  => Log MLL   (Schlumberger (obsolete) , Baker Atlas)  Outil SRT, combiné avec le DLT   => log MSFL   (Micro‐Spherically Focused Log) (Schlumberger, HLS)  Outil PEX  => log MCFL   (Micro‐Circumferential Focused Log) (Schlumberger)

APPLICATIONS • • • • •

Obtention de la Résistivité Rxo de la zone envahie : Rxo = MSFL ou MLL ou MCFL corrigé pour l’effet du mudcake (Epaisseur hmc et  Résistivité Rmc ) Identification du contact Eau‐Hydrocarbure ( Rt‐Rxo Technique Overlay) Estimation de la saturation en hydrocarbure résiduel Shr Détection de niveaux perméables ( Microlog) 

•

Détection de fractures

Caliper

Density

MSFL „

Limitations :

„

Mesures uniquement effectuées et valables dans les puits forés en boue à eau

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•

Logs très sensibles aux mauvais trous (caves, rugosité)

125

Diagraphies & Interpretation

Mesures de résistivité Mesures de Résistivité en fonction du Diamètre d’Invasion et de la Profondeur d’Investigation BOUE A HUILE Zone de  Transition

Zone  Vierge  Profond 

BOUE A EAU  

Intermédiaire 

Zone

Zone

Zone de

Zone

Lavée

lavée 

Transition

Vierge

Micro 

Intermédiaire 

Micro 

Rxo

Rt ILD Di

IMPH

IDPH

Moyen

120

Deep Di 

120

LLS ILM IMPH

Minv Mnor

SFL

Array Induction

R1  R2    R3       R4        R5         (HRLA) 

90        60     30    20    10

10 20   30       60           90        120  ( AIT ) 

Intermediate

Rt ILM ILD 90        60     30    20    10 AIT = Array Induction   Di  = Diamètre d’Invasion 

Diagraphies & Interpretation

Di

MSFL MCFL MLL

Rt LLD ILD IDPH

Micro 

Micro 

Di

Rxo MSFL

Intermediate

LLS

Deep

Rt LLD

10 20   30       60           90        120 HRLA = Multiple depth of Investigation Laterolog

© 2011 ‐ IFP Training

Grand

ILM

Profond 

126

Choix des outils de résistivité Boue à

Rxo > 2*Rt

Base eau

Rxo

Peu salée

Rxo

If Sw = 1

Rt

Rt

Î OUTIL  INDUCTION + MSFL or MLL

Boue à Base eau 

Rt

Rt

Salée

Rxo  Lithology Indicator NPHI  = Neutron Porosity Hydrogen Index 

NPHI © 2011 ‐ IFP Training

Near Detector

D

130

Radioactivité provoquée Principe „

Rayons γ

• Envoi de rayons γ dans la formation à partir d’une source radioactive  • Compter les rayons γ après interaction  (nombre, énergie) DENSITÉ DE LA FORMATION  => Log RHOB FACTEUR D’ABSORPTION PHOTOELECTRIQUE => Log PEF  „

Neutrons

• Envoi de neutrons rapides et énergiques dans la formation à partir d’une  source radioactive • Compter  les  neutrons  ayant  atteint  un  niveau  d’énergie  thermique  ou  épithermique après interaction avec les atomes de la formation  • Observer : − ralentissement des neutrons − perte d’énergie − disparition © 2011 ‐ IFP Training

INDICE D’HYDROGÈNE DE LA FORMATION : HI => Log NPHI Neutron Porosity Hydrogen Index

131

Diagraphies & Interpretation

Schéma de l’outil litho‐densité Zone lavée 

Zone  Vierge

Mud cake

Détecteur lointain

γRay

D

Point de Mesure  Détecteur proche

D

137Cs Source

HRMS : High Resolution Mechanical Sonde  (Récent) 

S

Outil  Litho‐Densité Outil de Densité et Logs  LDT : Litho‐Density Tool (> 1980)   

LS – Long Spacing Detector (Density)

„

SS – Short Spacing Detector (Density)

„

BS – Back Scatter Detector (Density)

„

MCFL – Micro‐cylindrical focused Log.

=> Logs RHOB et DRHO => Logs RHOB , DRHO et PEF

Document Schlumberger 

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

FDC : Formation Density Compensated

„

132

Example de log Litho‐Densité‐Neutron Neutron Porosity  Hydrogen Index

RHOB, PEF, NPHI  affected by caves

RHOB = Formation density DRHO = Density correction NPHI PEF = Photoelectric absoprtion factor

BIT SIZE

PEF

RHOB

© 2011 ‐ IFP Training

CALIPER

DRHO

133

Diagraphies & Interpretation

Valeurs de référence de Densité et de PEF Densité

ρ b = (1 − Φ )ρ ma + Φρ f .

Formations propres sans argile  (Vsh = 0)

La densité varie avec la lithologie, la porosité et la densité du fluide 

Facteur d’absorption Photoélectrique  PEF dépend de la  lithologie et les valeurs sont peu influencées par les  3,6

⎛Z⎞ Pef = ⎜ ⎟ ⎝ 10 ⎠

fluides  (voir chart PEF – RHOB)  => Attention  : Pef est très sensible à la présence de barite ; dans ce cas , les  valeurs peuvent être trop élevées ou fausses. 

PEF (barn/e)

Density ρma

Limestone (CaCO3) 

5.1   (5.1 –> 4.4)

2.71 g/cm3

Dolomite (CaCO3, MgCO3)

3.1 (3.1 –> 2.7)

2.85 g/cm3

Sandstone (SiO2)

1.8 (1.8 –> 1.6)

2.65 g/cm3

Salt (NaCl)

4.7

2.04 g/cm3

Anhydrite (CaSO4)

5.1

2.98 g/cm3

Pyrite (FeS2)

17

4.99 g/cm3

Barite (BaSO4)

267

4.09 g/cm3

Diagraphies & Interpretation

Vt = 1

Φu

1‐Φu

© 2011 ‐ IFP Training

MINERAL 

134

Estimation de La  porosité à partir du log de Densité Vt = 1

Pour les formations propres  : ( Vsh = 0)

Φ

ρ b = (1 − Φ )ρ ma + Φρ f . ρb

: Log de Densité

ρma

: Densité de la matrice 

Φ

: Porosité de la Formation

1‐Φ

Φ (D) = PHID = Lithologie (Roche Compacte) 

Densité ρma

Limestone/Calcaire (CaCO3) 

2.71 g/cm3

Dolomite/Dolomie (CaCO3, MgCO3)  2.85 g/cm3 2.65 g/cm3

Sandstone/Grès ( SiO2)

( PHID ou DPHI )

Φ

ρf =  ρ

En zone à Eau 

ρf = Sxo * ρ

mf

MF mf

ρ

+ ( 1‐ Sxo ) * 

hc

Densité du filtrat de boue  :    ρmf = 1 + 0.7 * P 

Φ

HC

MF

( kppm) *10‐3

© 2011 ‐ IFP Training

En zone à Hydrocarbure 

P = Salinité

ρ ma − ρ b ρ ma − ρ f

135

Diagraphies & Interpretation

Porosité à partir du log de DENSITÉ Détermination de la Porosité à partir du log de Densité

ρfl = 1.0

Φ (D) =

ρ ma − ρ b ρ ma − ρ f

Example 1 : Sandstone formation ρb     = 2.42 g/cm3 ρma = 2.65 g/cm3( Quartz )

Sandstone line

ρf = 1.0 g/cm3 ( Fresh mud) 

Porosity  = 14 %

Formation porosity = 14 p.u 

Φ (D) =

ρma = 2.65 g/cc

ρb = 2.42 g/cc

2.65 − 2.42 0.23 = = 13.94% 2.65 − 1 1.65

Example 2  : (Schlumberger)

Limestone formation ρma = 2.71 g/cm3 (Calcite) ρf = 1.1 g/cm3 (Salt mud)  Formation porosity = 25 p.u 

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

ρb     = 2.31 g/cm3 in limestone lithology

136

Schéma de l’outil Neutron  Zone 

Zone

Lavée

Vierge

Mud cake

Exemple d’outil   Compensated Neutron  CNT (Schlumberger)

Détecteur lointain (25’’) Point de mesure  Détecteur proche (15’’)

Trajet Neutron  Excentreur d’outil 

Source Neutron Am ‐ Be  © 2011 ‐ IFP Training

137

Diagraphies & Interpretation

Exemple de Log Neutron NPHI Units : % ou PU (0‐100) ou V/V (0  ‐‐1) 

Neutron Log affecté par les caves 

Cave NPHI Caliper

Neutron log NPHI enregistré en  matrice calcaire  MATR = LIMEstone

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

NPHI enregistré en puits  ouvert = OPEN Hole BHS = Borehole Status = OPEN

Acquisition parameters

138

Principe de la mesure Neutron NEUTRON RAPIDE RALENTISSEMENT DIAGRAPHIE NEUTRON ‐ NEUTRON EPITHERMIQUE

E = 4 à 6 MeV

NEUTRON E = 0.1 à 100 eV EPITHERMIQUE RALENTISSEMENT

DIAGRAPHIE NEUTRON ‐ NEUTRON THERMIQUE

NEUTRON THERMIQUE DIFFUSION

Log NPHI ou TNPH

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DIAGRAPHIE NEUTRON ‐ GAMMA

E = 0.025 eV

Capture

γ

γ

γ

139

Diagraphies & Interpretation

Estimation de la Porosité à partir du Neutron

TNPH 250 kppm

TNPH 0 kppm

NPHI  = Neutron Porosity Hydrogen Index

NPHI

TNPH  = Thermal Neutron Porosity Hydrogen Index

Porosity  = 24 p.u.

Example 1 :

GRES

Sandstone formation with a formation  salinity of  20 kppm TNPH  0 kppm

Porosity  = 22.5 p.u.

NPHIcor = 18 p.u. in limestone lithology True porosity = 22.5 p.u 

TNPH 250 kppm NPHI

Example 2 : Sandstone formation with a formation  salinity of  250 kppm TNPHcor = 18 p.u. in limestone lithology True porosity = 24.0 p.u 

NPHI ou TNPH (Schlumberger)

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

NPHI   = 18 p.u.

140

Diagraphies  acoustiques Outils Sonic

© 2011 ‐ IFP Training

141

Diagraphies & Interpretation

Mesure du temps de propagation du son  : lenteur Shéma du Sonic BHC  BoreHole Compensated Sonic

(T R − T R ) + (T2 R 4 − T2 R 2 ) Δt = 1 1 1 3 4 μs/ft

T2

Compensation pour  inclinaison de la  sonde

= « slowness »

T1R1 – T1R3

=> Log DT  

T1R1 R1 R2

Détection sur seuil

2ft

T1R3

R3 5ft

R4

To

3ft

To T1

Time  in μs

Diagraphies & Interpretation

304800 Δt

μs/ft

© 2011 ‐ IFP Training

Vitesse ( m / s ) =

142

Diagraphie de temps de parcours du son

PRINCIPE DE BASE Les outils acoustiques émettent des ondes de compression P dans le puits. Ces dernières  se propagent dans la boue et dans la formation, tout en subissant un certains nombre  de conversions.  La  lenteur  DTp,  exprimée  en  μs/ft,  est  la  mesure  en  μs  du  temps  que  met  l’onde  de  compression pour se propager dans une formation de 1 pied d’épaisseur . Elle  permet  de  connaître  la  vitesse  Vp de  propagation  de  l’onde  acoustique  de  compression. Les  outils  de  type  Dipole Sonic qui  émettent  des  ondes  de  flexure  permettent  de  mesurer  la  lenteur  DTs des  ondes  de  cisaillement  et  d’en  dériver  leurs  vitesses  Vs  de  propagation dans la formation .

„

OBJECTIFS ‐ Comparer les vitesses mesurées dans le puits aux vitesses extimées par la géophysique  de surface . ‐ Obtenir  les  informations  sur  la  porosité des  réservoirs  et  sur  leurs  caractéristiques  mécaniques.

© 2011 ‐ IFP Training

„

143

Diagraphies & Interpretation

Exemple de Log Sonic BHC et ITT 140

115

90

65

40

ITT – Integrated Transit  Time en milliseconds

Tension  

V itesse ( m / s ) =

ITT  

Δt = Sonic DT 7 ms

Large ITT pip 10ms

Small ITT pip 1 ms

20 m

105 us/ft

107 us/ft

304800 V itesse ( m / s )

Avec  DT = 105

V itesse ( m / s ) =

304800 = 2903 m / s 105

Avec  ITT = 7ms pour  20 m

Vitesse =

20 = 2857 m / s 0.007

304800 = 106 .7 μ s / ft 2857

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Δt =

Diagraphies & Interpretation

304800 Δt

144

Sonic‐GR log et ITT Stratigraphic Column with Sonic GR GAPI

0            1 s             2 

140          40  DT_1

GR_1 0

ITT

DT

DEPTH METRES

150 140

US/FT

ITT_5

40 0

SECONDS

2

250

500

750

1000

Compaction trend 

ITT vs Depth

1250

1500

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1750

2000

2250

2500

Logs du Bassin Parisien ‐ France

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2750

145

Diagraphies & Interpretation

Log : GR  ‐ LDL – CNL – Resistivity et Sonic GR‐CALI

LDL‐CNL

SONIC

DLL‐MSFL

140      DT      40 

CALI

GR

NPHI

RHOB

Callovian‐Bathonian

LLD

MSFL

DT

Logs from PARIS Basin ‐ France

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PEF

Corrélation entre Densité‐Neutron, Résistivité et Sonic dans les calcaires du Bathonien Diagraphies & Interpretation

146

Contrôle Qualité du Sonic EXEMPLE DE SONIC PRÉSENTANT DES  ANOMALIES DT

Caliper Saut de Cycle ou Bruit 

Les logs sonic doivent  toujours être vérifiés et  éventuellement édités avant  interprétation.

Attention aux erreurs  possibles lors des splices entre runs successifs !

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147

Diagraphies & Interpretation

Outils SONIC 

ARRAY  Mode DTCO,  DTSM

Dipole Transducer

12 ft 10 ft 10 ft 8 ft

U_Dipole Monopole P

DDBHC

DDBHC

DDBHC

3‐5 ft

5‐7 ft

8‐10 ft

10‐12 ft

DT

DTL

DTLN

DTLF

DT2

DTCO, DTSM, Monopole ST DTST

Borehole Compensated

Array SONIC

Sonic BHC (3‐5ft)

SDT

Diagraphies & Interpretation

Dipole SONIC (Schlumberger)

DSI

L_Dipole DT1

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DDBHC

(Schlumberger)

148

Porosité à partir du log SONIC

Δt p = (1 − Φ) ⋅ Δt ma + Φ ⋅ Δt f

Formule de Wyllie (Time Averaged)

Δt − Δt ma 1 × Δt f − Δt ma B cp

Φ (S) =

( 1 1 − Φ) Φ = + Δt Δt ma Δt f 2

Formule de RHG (Raymer, Hunt & Gardner) (Field Observation)

Φ (S_RHG) = K ×

Formule simplifiée de RHG

Sonic Δtfl (μs/ft)

49

Water

189 (180‐200)

(CaCO3, MgCO3)

Dolomite

44

Oil

200‐220

Sandstone (SiO2)

56

Gas

> 250 (‐> 500)

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Limestone (CaCO3) 

K = 0,67

Fluid

Sonic Δtcma (μs/ft)

Lithology

Δt - Δt ma Δt

149

Diagraphies & Interpretation

Porosité à partir du log SONIC PHIS Wyllie  ( Time Average)

ΦS(Wyl) =

Δt − Δt ma 1 × Δt f − Δt ma Bcp

PHIS Raymer‐Hunt‐Gardner  ( Field observation)

ΦS(RHG) = K ×

Δt - Δt ma Δt

Example : DT = 76 μs/ft ( 249 μs/m )  SVma = 18000 ft/s ( 5486 m/s )  ‐ Grès DTma = 56 us/ft then :  Porosity = 15 % with Time Average (Wyllie) Porosity = 18 % with field observation method) (  RHG)

Bcp

Porosity_RH = 18 % Sandstone line Porosity_W = 15 %

76 − 56 1 20 × = = 15 % 189 − 56 1 133 76 − 56 = 0 .67 = 17 .6 % 76

Φ S(Wyl) = DT = 56

Anhydrite Salt Diagraphies & Interpretation

(Schlumberger Chart Por‐3)

Sonic Velocity ft/s 18000 - 19500 21000 - 23000 23000 - 26000

Δ Tma μs/ft 55,6 51,3 47,6 43,5 43,5 38,5

Sonic Velocity m/s 5486 - 5944 6401 - 7010 7010 - 7925

Δ Tma μs/m 182,3 - 168,2 156,2 - 142,6 142,6 - 126,2

20000 14925

50,0 67,0

6096 4549

164,0 219,8

Φ S(RHG)

© 2011 ‐ IFP Training

Sandstones Limestones Dolomites

DT = 76

150

Applications du Sonic 

„

DT est une mesure essentielle pour le géophysicien.: • • • •

Vitesse de propagation des ondes dans les formations géologiques  Relation Temps‐Profondeur (Time = f(Depth) et conversion Temps–Profondeur Comparaison des Logs avec les données sismiques  Impédance Acoustique : AI = Rhob*Vitesse

Détermination de la porosité des réservoirs  (Calcul de Rw, Sw, Shc )   

„

Détermination de la lithologie ( DT combiné avec Densité ou Neutron; DTc vs DTs)

„

En  combinant  Densité,  DTc et  DTs ,  il  est  possible  de  déterminer  les  propriétés  mécaniques  des  roches (Modules de compression , Module de cisaillement ) et de les utiliser pour la prévention de  l’ensablement  des  puits  (Sanding prediction)  ,  la  prévision  de  l’extension  des  fractures  lors  des  « Frac » jobs et pour l’étude de la stabilité des puits.

„

Mesures  d’anisotropie  et  de  contraintes  principales  à partir  des  mesures  faites  en  mode  Cross‐ Dipole .

„

Identification  de  Fractures  ou  estimation  de  Perméabilité à partir  de  l’étude  des  ondes  de  Stoneley.

„

En puits tubé, évaluation de la qualité de la cimentation à partir du CBL et du VDL et calcul du DTc après traitement des ondes acoustiques 

© 2011 ‐ IFP Training

„

151

Diagraphies & Interpretation

Propriétés mécaniques des  roches

Vitesse de Compression :

4 K+ μ 3 Vp2 = ρb

Vitesse de  cisaillement

Vs2 =

μ ρb

CONSTANTES ELASTIQUES  et RELATION avec  Vp et Vs • Module de cisaillement  • Module de compression

• Module de Young 

Diagraphies & Interpretation

ν=

3K - 2μ 2(3K + μ)

(

) © 2011 ‐ IFP Training

• Poisson’s Ratio 

9Kμ E= 3K + μ

μ = ρ b Vs2 4 ⎛ ⎞ K = ρ b ⎜ Vp2 − Vs2 ⎟ 3 ⎝ ⎠ ρ b Vs2 3Vp2 − 4Vs2 E= Vp2 − Vs2 2 2 1 ⎛⎜ Vp − 2Vs ⎞⎟ ν= 2 ⎜⎝ Vp2 − Vs2 ⎟⎠

152

Diagraphies  de résonance magnétique  nucléaire RMN ou NMR

© 2011 ‐ IFP Training

153

Diagraphies & Interpretation

Diagraphie RMN Outil CMR

Results : The tool responds mainly to the quantity of Hydrogen atoms  present in the fluids.  „

It allows the evaluation of the • Total Porosity • Effective Porosity,   • Irreducible water volume (or "Capillary Bound Water" BVI), • Free Fluid volume (FFI), • Clay Bound water volume •

The pore size distribution is derived through various T2 cut offs.

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

154

Diagraphie RMN

Surface  = f(Porosité)

Temps   = f(taille des pores))

© 2011 ‐ IFP Training

155

Diagraphies & Interpretation

Density – Neutron versus Porosité RMN Limestone

Free Fluid Porosity

TCMR  porosity

Diagraphies & Interpretation

D‐N  porosity

© 2011 ‐ IFP Training

Rt

156

Diagraphie RMN Permeabilité

Porosité Perméabilité plus élévée

NMR Signal

Perméabilité faible

© 2011 ‐ IFP Training

157

Diagraphies & Interpretation

Modèle NMR Modèle de Porosité NMR MATRIX

DRY CLAY

CLAY BOUND WATER

CAPILLARY MOBILE BOUND WATER WATER

HYDROCARBON

Vt

Total Porosity Bound Water

Irreducible Water

Vw_sh

Viw

Free Fluids

Vw

Vhc

Effective Porosity

Total Porosity =

Diagraphies & Interpretation

Viw + Vw + Vhc Vt

© 2011 ‐ IFP Training

Effective Porosity =

Vw_sh + Viw + Vw + Vhc Vt

158

Diagraphies de pendagemetrie et  d’imagerie de paroi de puits

© 2011 ‐ IFP Training

159

Diagraphies & Interpretation

Outil de Pendagemètrie et interprétation Pendage

Diagraphies & Interpretation

4 mesures de  résistivité

Pendage = 8 deg Azimuth = S‐E

© 2011 ‐ IFP Training

4 patins  =>  4 mesures  de résistivité

160

Outils d’imagerie de paroi de puits Formation  Micro‐Imager Tool

Ultra‐Sonic Borehole Imager ( UBI)

Acoustic Transducer

© 2011 ‐ IFP Training

Schlumberger Document 

Schlumberger Document 

161

Diagraphies & Interpretation

Outils d’imagerie de paroi de puits FMI                   ARI                       UBI

Comparaison entre images issues 

Image                 Image                      Image

du FMI, du ARI et du UBI Stratigraphie => Pendage et Azimuth

¨Plan de fracture et sinusoide sur log FMI

Fracture

Formation Micro‐ resistivity Imager Diagraphies & Interpretation

Azimuthal Resistivity Imager

Ultra‐Sonic Borehole Imager

© 2011 ‐ IFP Training

Fracture

Schlumberger Document  162

Mesures de Pression et Echantillonnage  de Fluide

© 2011 ‐ IFP Training

163

Diagraphies & Interpretation

Mesures de Pression et Echantillonnage de Fluide  BUTS „

Mesure de la Pression de Formation

„

Estimation de la Perméabilité du  Réservoir • Perméabilité à partir du Drawdown • Perméabilité à partir du Build‐up (Horner plot)

Détermination des contacts de fluides

„

Evaluation des Gradients de Pression et des Densités de Fluides

„

Echantillonnage de Fluides de Formation

„

Analyse PVT

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

„

164

RFT et MDT

Repeat Formation Tester

Modular Dynamic Formation Tester

© 2011 ‐ IFP Training

(Document Schlumberger)

165

Diagraphies & Interpretation

Opération du MDT

MDT Outil fermé

MDT : Outil Ouvert

Crystal Quartz Gauge

Crystal Quartz Gauge

Isolation valve Equalizing valve

Isolation valve

Strain gauge

Equalizing valve

Pretest

Strain gauge

Pretest

Resistivity cell

Resistivity cell Backupshoe

Backupshoe

Packer

Invaded zone

Virgin zone

Invaded zone

© 2011 ‐ IFP Training

Virgin zone

Probe

(from Schlumberger Document)

Diagraphies & Interpretation

166

MDT : Enregistrements de Pression Enregistrement avec Jauge SGP

Enregistrement avec Jauges SGP et HP HPGP

Time

SGP

HPGP

Hydrostatic Pressure after

Formation  Pressure

Time

Pressure  Buidup

Formation  Pressure

SGP

Strain gauge pressure

SGP

Drawdown Pressure  Buidup

Pretest

Hydrostatic Pressure  before

Drawdown © 2011 ‐ IFP Training

Hydrostatic Pressure  before

167

Diagraphies & Interpretation

MDT : Jauges de Pression Strain Gauge

Crystal Quartz Gauge

© 2011 ‐ IFP Training

(Document Schlumberger) Diagraphies & Interpretation

168

Profiles de Pression en fonction de la perméabilité

Perméabilité élevée

Perméabilité moyenne

Perméabilité faible

Pressure Buildup avec  stabilisation rapide de la pression

© 2011 ‐ IFP Training

Pressure Buildup avec  stabilisation lente de la  pression

169

Diagraphies & Interpretation

Estimation de la Perméabilité à partir du Drawdown Drawdown : Chute de pression

PF1

P1

t1

K=

t2

C * 4388 * q * μ DP

PF2

K = Perméabilité μ = Viscosité du Fluide  K/μ = Mobilité Q = Débit (cm3/s)

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

DP = P1 – PF1 (psi)

170

RFT : Plot  : Pression en fonction du Temps Exemple de  formation à Perméabilité moyenne RFT Pressure test record PLOT : HP  Pressure Versus TIME Drawdown Mobility K/μ in mD/cp

Formation  Pressure

Hydrostatic Pressure before test

Hydrostatic Pressure After test Pressure  Buidup

Pretest

Drawdown © 2011 ‐ IFP Training

171

Diagraphies & Interpretation

Mesures de Pression et Échantillonnage de fluide  Configurations possibles avec le  MDT 

Dual Packer Module

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

(Document Schlumberger)

172

Mesures de Pression et Échantillonnage de fluide  Optical Fluid Analyser

Pumpout Module

Flow Control Module

© 2011 ‐ IFP Training

(Document Schlumberger)

173

Diagraphies & Interpretation

Gradients de Pression et Densité de Fluide  True Vertical Depth

Pression Hydrostatique

Pression de Formation

DENSITE  DE  FLUIDE  =

GRADIENT DE  PRESSION  (PSI/Ft) 0.433

DENSITE  DE  FLUIDE  =

GRADIENT DE  PRESSION  (PSI/M) 1.422

© 2011 ‐ IFP Training

(WEC Algérie 1979)

Diagraphies & Interpretation

174

LWD  Logging while drilling

© 2011 ‐ IFP Training

175

Diagraphies & Interpretation

LWD Logging while drilling ADN ‐ CDR   (Schlumberger)

RAB : Resistivity at the Bit

ISonic

Geosteering Tool (Schlumberger) © 2011 ‐ IFP Training

(Document Schlumberger)

Diagraphies & Interpretation

176

RESISTIVITY IMAGING (RAB)

AZIMUTHAL TOOL

„

56 sectors and associated curves for imaging

„

Compression software to deliver image in Real time

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

„

177

ULTRASONIC CALIPER

„

ANADRILL: • 1 UltraSonic caliper • Statistical counts to derive 2 orthogonal  calipers • 1 Computed caliper derived from Resistivity

„

SPERRY SUN, PATHFINDER, BAKER INTEQ: • 3 Ultrasonic calipers at 120 ° one from each other • Caliper used for correction of density measurement © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

178

ECOSCOPE „

Features

„

• Integrates all sensors in one collar • Samples at high rates • Delivers measurements in real time via  TeleScope telemetry • Uses pulsed neutron generator to  generate neutrons • Measures annular pressure, hole shape,  three‐axis shock, and vibration • Provides lithology from elemental capture  spectroscopy

Benefits • Increases efficiency and safety by integrating  all sensors in one collar • Saves rig time − − − −

Fast pickup and lay‐down Less rathole needed Quality data at high rates of penetration (ROPs) Dedicated diagnostic electronics

• Mitigates risks associated with traditional  chemical sources • Enables optimization of drilling parameters in  real time

Schlumberger Document

© 2011 ‐ IFP Training

179

Diagraphies & Interpretation

STETHOSCOPE „

Features

„

• Accurately measures formation pressure in  drilling environment • Provides direct pore pressure and mobility  data  for  fluid  typing  and  mud  weight  optimization • Performs in any hole orientation vertical or  deviated • Optimizes  pretest volume  and  drawdown  to formation characteristics • Provides validated real‐time measurements with quality control indicators

Applications • • • • • •

Optimization of mud weight Selection of optimal casing points Estimation of reserves Identification of fluids and their contacts Reservoir model refinement Well placement

Schlumberger Document © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

180

PERISCOPE „

Features

„

• Unique directional measurements,  highly sensitive to fluid and bed  boundaries • 360º images to indicate best steering  direction • Deep‐reading measurements to provide  early warning for timely decisions

Applications • Precise placement of wells in thin  reservoir targets • Navigation of meandering channel and  tunnel structures • Positioning wells at desired distance  beneath caprock • Water detection and avoidance,  typically 15 ft from wellbore

Schlumberger Document

© 2011 ‐ IFP Training

181

Diagraphies & Interpretation

PERISCOPE

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

Schlumberger Document

182

Interprétation des diagraphies différées

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

183

INTERPRÉTATION QUALITATIVE DE TYPE  "QUICK LOOK" DES DIAGRAPHIES DIFFÉRÉES

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

184

Interprétation "QUICK LOOK" ‐ Objectifs

„

Délimitation des zones non‐ réservoirs

„

Délimitation des zones réservoirs

„

Détermination des contacts Eau – HC (WOC / WGC)

„

Détermination de la résistivité de l’eau de formation : Rw 

„

Identification d’éventuel GOC en zone à HC :

„

Détermination de la lithologie et de la porosité dans les différentes zones

„

Détermination de la saturation en eau Sw et en hydrocarbure  dans les zones à HC

„

Estimation de Hu * Phi * So © 2011 ‐ IFP Training

185

Diagraphies & Interpretation

Interprétation Qualitative et Quantitative des Logs Qualitative  Interpretation « Quicklook »

RESERVOIR IDENTIFICATION

TIGHT FORMATIONS

SALT, ANH COAL

Resistivity Rt, Rxo => WOC => Water  Zone

RwSP

Rw_Ratio

Rw

SHALES

RESERVOIR

Clean Reservoirs SP 

Quantitative  Interpretation

LOG DATA QUALITY CONTROL

Shaly Reservoirs

Litho‐Density‐Neutron‐Sonic

Resistivity  Rt, Rxo

Shale  parameters

GR, SP 

Litho‐Density Neutron

GOC

POROSITY LITHOLOGY

Vsh Oil & Gas zones

Rwa 

POROSITY LITHOLOGY

Sw, Shc, So, Sg Sxo, Shr, Sor, Sgr

SATURATIONS Sw, Shc, So, Sg Sxo, Shr, Sor, Sgr

PHIE

© 2011 ‐ IFP Training

SATURATIONS

Rw

H*Phi*So Diagraphies & Interpretation

186

Séquence Quicklook 1/2 „

Identification des zones Non Réservoir • Identification des Argiles (Vérification de la compatibilité des échelles D‐N  )   • Identification des Formations compactes • Identification de lithologies spécifiques (Sel, Anhydrite, Charbon …)

„

Identification des Réservoirs • Détermination du WOC dans un réservoir avec la technique de superposition des  courbes de résistivité (Rt‐Rxo) ( Resistivity Overlay)

„

Dans la zone à Eau  • Détermination de Rw à partir de la SP • Détermination de Rw à partir de Rmf et du rapport Rt/Rxo • Détermination de la Lithologie et de la Porosité Quicklook à partir du Densité‐ Neutron  • Détermination de Rwa à partir de Rt et de la porosité apparente D‐N  • Détermination de Rmfa à partir de Rxo et de la porosité apparent D‐N  © 2011 ‐ IFP Training

187

Diagraphies & Interpretation

Séquence Quicklook 2/2 „

Dans la zone à HC • Identification d’un éventuel contact Huile – Gaz avec les logs D‐N

„

Dans la zone à Huile • Détermination de la Lithologie et de la Porosité Quicklook • Calcul de Sw et de Shc, Sxo et Shr • Estimation de la valeur de Hu * Phi* So

„

Dans la zone à Gaz • Détermination de la Lithologie et de la Porosité Quicklook • Calcul de Sw et de Shc, Sxo et Shr

„

Crossplots Densité‐Neutron : • Vérification de la  lithologie et de la porosité dans les zones à eau ou à huile. 

„

Détermination des paramètres d’argile

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

Autres Crossplots (D‐S, N‐S, Pef‐Rhob, K‐TH …) 

188

Interprétation Quicklook : Hypothèses  „

Hypothèses • Réservoir − − − − −

Mouillable à l’eau  ( n = 2)  Salinité de l’eau de formation constante dans un réservoir  Forage en boue à base eau (Salinité de filtrat constante) Formation propre , sans argile (Argilosité : Vsh = 0) Formule d’Archie pour le calcul de la Saturation en eau Sw

• Échelles Densité – Neutron compatibles calcaire   • Échelles de résistivités logarithmiques

© 2011 ‐ IFP Training

189

Diagraphies & Interpretation

Quicklook : Identification des Argiles Cas de puits foré en boue à eau et Rxo Rt disponibles „

Identification des Réservoirs  70 API)  • Deep, Shallow, & Microrésistivité ou Array Inductions logs :  résistivités faibles ( à 20 ou 30 % )  • N‐D séparation plus élevée que celle observée dans les Dolomies (6 Divisions avec  RHOB‐NPHI); Cette séparation varie aussi avec le degré de compaction. • SP : plate, constante dans les bancs épais; (=> ligne de base des Argiles)  

190

Echelles compatibles Densité‐Neutron ECHELLES Densité Neutron COMPATIBLES CALCAIRE  SI : 1 ‐ Largeur de l’échelle DN : largeur échelle densité 1.0  g/c3            60 %  pour Neutron        ( 20 divisions)    ou pour 1 division :  0.05 g/c3               3 %              1.95

2.20

2.45

2.70

2.95

RHOB = 2.70

NPHI = 0.0 45%

30%

0%

15%

‐15 %

2 ‐ en face de NPHI = 0.0    :   RHOB = 2.70       ( = calcaire compact RHOMA  pour 0% Porosité ) 3

‐ LE LOG NEUTRON DOIT ETRE ENREGISTRE  EN MATRICE CALCAIRE:     Paramètre  MATR ou MATRICE  =  LIME , (limestone) calcaire.. voir paramètre MATR = MATRIX  dans la table de paramètres en début de log  voir également les remarques sur en‐tête © 2011 ‐ IFP Training

191

Diagraphies & Interpretation

Echelles compatibles Densité‐Neutron ECHELLES DENSITE NEUTRON COMPATIBLES GRES SI : 1 ‐ LARGEUR D’ECHELLE DENSITE NEUTRON largeur échelle densité 1.0  g/c3            60 %  pour Neutron        ( 20 divisions)    ou pour 1 division :  0.05 g/c3               3 %              1.90

2.15

2.40

2.65

2.90

RHOB = 2.65

NPHI = 0.0 45%

30%

15%

0%

‐15 %

2 ‐ en face de NPHI = 0.0    :   RHOB = 2.65       ( = grès compact RHOMA  pour 0% Porosité ) 3

‐ NEUTRON LOG DOIT ETRE ENREGISTRE EN MATRICE GRES :        Paramètre   MATR ou MATRICE  =  SAND      ( = SANDSTONE) voir Paramètre MATR = MATRIX  dans la table des paramètres , en début de log voir également les remarques sur en‐tête: © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

192

Réponses de logs dans des formations géologiques courantes GAMMA RAY   ‐ DENSITY ‐ NEUTRON – SONIC ‐ RESISTIVITE

Matrix = LIME

SYNTHETIC

Temp = 87 C  at 3000 m

LOG EXAMPLE

Rmf = 0.40 at 20 C 

DNS‐1  PEF

LLD

DT

RHOB NPHI

MSFL

SP

GR

CALI © 2011 ‐ IFP Training

193

Diagraphies & Interpretation

Réponses de logs dans des formations géologiques courantes GAMMA RAY   ‐ DENSITY ‐ NEUTRON – SONIC ‐ RESISTIVITE

Matrix = LIME

SYNTHETIC

Temp = 87 C  at 3000 m

LOG EXAMPLE

Rmf = 0.40 at 20 C 

DNS‐1  PEF

DT

LLD

RHOB NPHI

MSFL

SP

GR

CALI © 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

194

Identification des Argiles et effets de mauvais trou   GAMMA RAY   ‐ DENSITY ‐ NEUTRON – SONIC ‐ RESISTIVITE

Matrix = LIME

SYNTHETIC

Temp = 87 C  at 3000 m

LOG EXAMPLE

Rmf = 0.40 at 20 C 

DNS‐1  PEF

1: trou avec cavité

DT

LLD

RHOB NPHI

MSFL

2 ‐ Shale  Identification

ARGILE

SP

GR

CALI © 2011 ‐ IFP Training

195

Diagraphies & Interpretation

Identification des bancs compacts, Sel, Anhydrite, Charbon Cas de puits foré en boue à eau „

Identification de roches compactes ( Limestone , Sandstone or Dolomite non fracturé)  • • • • • •

„

Identification de litho. spécifiques (Sel & Anhydrite ) • • • •

„

Caliper    : proche du diamètre outil de forage GR  : valeur faible (  200 )  Density,  Neutron , Sonic  :  valeurs proches des valeurs de matrice:  φΝma ρma, DTma Neutron faible (  30 % )  Densité : valeur faible (  90 μs/ft )   Résistivité : valeur faible, comme pour argile ,  mais parfois élevée.

© 2011 ‐ IFP Training

• • • • •

196

Formations compactes, Sel, Anhydrite, Charbon COAL

1 – Bad hole

charbon   DOLOMIE

CALCAIRE

2 ‐ Shale  Identification

GRES

Anhydrite 

SEL

3 – roche  compacte

I : ANH

G : SEL

E ‐ Charbon

COAL

D : Compact SS © 2011 ‐ IFP Training

C : Compact DOL A‐B :Compact LS

197

Diagraphies & Interpretation

Quicklook : Identification des Réservoirs argile

1 – effet trou calcaire 

2 ‐ argile  3 – Compactes

Dolomie  RHOB

Formations 

PEF CALI

4 – Sel

GR

R

LLD

grès  

NPHI

3

SP

DT

Sel

5 – Anhydrite  6 – Charbon  

MSFL

R 2

Anhydrite 

charbon   R 1

R

Reservoir

1

Anhydrite Sel Grès compact Dolomie compact Carbonate compacte

Diagraphies & Interpretation

COAL

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Charbon

198

Détermination du contact eau‐huile  Cas de puits foré en boue à eau   

„

Cas des puits forés en boue à eau : • Technique de superposition des courbes Rt et Rxo ( Overlay Technique )  • Comparaison des logs  Rt & Rxo ( LLD ou Induction deep avec  Microrésistivité )  

• Zone à EAU : (Rw & Rmf sont supposés constants dans le réservoir) Rt F * Rw Rw = = Rxo F * Rmf Rmf

logRt − logRxo = logRw − logRmf = Constant ÎDistance entre Rt et Rxo constante

− Sw = 1 => Ratio Rw/Rmf = Rt/Rxo = Constant − Rt & Rxo sont parallèles &  Rt peut être superposé à Rxo sur un  intervalle  significatif

• Zone à HYDROCARBURE  : − Rt à droite de  Rxo après superposition de Rt sur  Rxo en zone à eau © 2011 ‐ IFP Training

199

Diagraphies & Interpretation

Détermination du contact Eau‐Huile : Overlay Technique  Cas de puits foré en boue à eau   

Resistivité Overlay Technique pour définir le contact eau‐huile RMLL ~ Rxo

RIND ~ Rt

Zone à Hydrocarbure  HC Rt à droite de  Rxo => zone à hydrocarbure 

WOC Zone  à eau w

Rt déplacé pour se  superposer  à Rxo 

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

=> Rt /Rxo  est constant  => Zone à eau

200

Détermination du contact eau‐huile  Cas de puits foré en boue à huile   

„

Cas des puits forés en boue à huile. Pour les puits forés en boue à huile, si une superposition de Rt est possible avec un log de  porosité dans les réservoirs à eau, alors une augmentation de Rt peut correspondre à un  changement de fluide.  On suppose que Rw est constant dans le réservoir propre; Si la porosité est relativement  constante , alors une augmentaion de résistivité doit correspondre à une diminution de  Sw . Le WOC pourra être déterminé au point où, dans un réservoir, Rt (Deep Induction, ILD or  AH90 ) augmente, alors que la porosité demeure relativement constante.  Les variations de porosité doivent rester faibles (voir ex. pratiques). La détermination des  zones  à eau  et  à hydrocarbures  doit  être  vérifiée  et  confirmée  par  l’observation  des  indices sur le log géologique ou sur les descriptions de carottes.

a Rw × n φ m Sw

© 2011 ‐ IFP Training

Rt =

201

Diagraphies & Interpretation

Détermination du contact eau‐huile Cas de puits foré en boue à huile    Formation :Grès ( Sandstone)  Pas d’indices d’Hydrocarbures au‐dessous de  xxx

RESISTIVITE Rt RT_1

GR_1 0

GAPI 150

a R R t = m × wn φ Sw

0.2

OHMM

POROSITE PHIE_1 2000 0.45

V/V

-0.15 1

SW 

QL Porosity 

Limestone

Quicklook Lithologie

Dolomite

Détermination en prenant les positions relatives des logs Densité et Neutron  Confirmation de la lithologie avec le PEF, si le PEF est disponible et valable .

NPHI

RHOB

PEF = 3 QLook Porosity 

Quicklook Porosité Lecture sur l’échelle de porosité au milieu de la séparation densité‐neutron ma ma N D Zone à eau : u

Φ = Φ

ma D

Φ

+Φ 2

ρ − ρb = ma ρ ma − ρ f

Sandstone NPHI

RHOB

PEF = 2 

Shale © 2011 ‐ IFP Training

Quicklook Porosity 

[  ma = Limestone matrix ( ρma = 2.71 ,  φNma = 0)  ]

203

Diagraphies & Interpretation

Détermination du type de fluide, de la Lithologie, de la Porosité dans  la zone à Hydrocarbure D‐N  Limestone compatible scales

ZONE PROPRE A HYDROCARBURES Gas‐Oil contact et type d’Hydrocarbure

PEF = 5

Séparation entre Densité & Neutron logs => GOC QL Porosity 

Limestone

=> zones à huile et à gaz

Limestone

Quicklook Lithologie

GOC

Zone à huile

WOC

Détermination avec positions respectives des logs  Densité‐Neutron Confirmation de la lithologie avec le Pef, si disponible et valable.

QL Porosity 

Dolomite

PEF =3

NPHI

RHOB

Zone à Gaz : avec PEF, si enregistré & valide. voir aussi mud log et description carotte

Quicklook Porosité Zone à huile :

Lire la porosité à mi distance entre densité & neutron ma Φ ma N + ΦD Φu = 2

Zone à Gaz :

Sandstone QL Porosity 

Lire la porosité au quart de la séparation du coté du densité

3Φ

ma D

+Φ

GOC

ma N

WOC

4

[  ma = Limestone matrix ( ρma = 2.71 ,  φNma = 0)  ]

PEF = 2

NPHI RHOB

© 2011 ‐ IFP Training

Φu=

Diagraphies & Interpretation

QL Porosity 

204

DNS‐1 : Quicklook du réservoir‐1 

R 2

R 1

© 2011 ‐ IFP Training

205

Diagraphies & Interpretation

DNS‐1 : Quicklook du réservoir‐1

GOC

G O calcaire 

W

R 1

Quicklook Porosité

WOC

Dolomie 

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

206

DNS‐1 : Quicklook du réservoir‐2

R 2

R 1

© 2011 ‐ IFP Training

207

Diagraphies & Interpretation

DNS‐1 : Quicklook du réservoir‐2

Grès argileux 

G GOC

Grès propre

O W

R 2 Quicklook Porosity

WOC

© 2011 ‐ IFP Training

Diagraphies & Interpretation

208

DNS‐1 : Quicklook du réservoir‐3

© 2011 ‐ IFP Training

209

Diagraphies & Interpretation

DNS‐1 : Quicklook du réservoir‐3

Clean  Sandstone O I L M

M

M

M

R 3

Shaly  Sandstone *

Micaceous

Sandstone * W

WOC

Diagraphies & Interpretation

© 2011 ‐ IFP Training

* : A confirmer avec la log géologique ou la description de carotte

210

Porosité à partir du log de Densité Détermination de  Porosité avec  Density log

ρfl = 1.0

Cas de roche propre( Vsh = 0 ) 

Porosité

Et en zone à eau

Porosité = 21 %

Φ (D) =

Limestone line

Porosité = 15 %

Dolomite line

ρ ma − ρ b ρ ma − ρ f

Sandstone line Porosité = 12 %

Densité du Mud Filtrate

ρmf = 1 + 0.7 * P  ρma = 2.65 g/cc Example 1 :

P = Salinité ( kppm) *10‐3

RHOB ρb = 2.36 g/cc

ρb = 2.56 g/cc

(Schlumberger Chart )

Sandstone formation grès

ρb     = 2.31 g/cm3

ρb     = 2.42 g/cm3

ρma = 2.71 g/cm3 ( Calcite )

ρma = 2.65 g/cm3( Quartz )

ρf = 1.1 g/cm3 ( Salt mud) 

ρf = 1.0 g/cm3 ( Fresh mud) 

Formation porosité = 25 p.u 

© 2011 ‐ IFP Training

Example 2 :

ρb = 2.45 g/cc

Limestone formation calcaire

Formation porosité = 14 p.u  211

Diagraphies & Interpretation

Porosité à partir du log Neutron SS + Water  

TNPH 250 kppm

Porosité

TNPH 0 kppm

Determination of Porosity from Neutron Log NPHI or TNPH,  enregistrés en Limestone matrix

NPHI

Porosité = 24 p.u.

grès

DOLOMIE + eau 

TNPH  0 kppm

Porosité = 22.5 p.u.

LS + Water  

TNPH 250 kppm NPHI

Sandstone formation with a formation salinité of   20 kppm NPHIcor = 18 p.u. in limestone lithologie True porosité = 22.5 p.u 

Example 2 :grès Sandstone formation with a water salinity of  250  kppm Corrigé NPHI or TNPH

TNPHcor = 18 p.u. in limestone lithologie True porosité = 24.0 p.u 

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NPHI   = 18 p.u.

Example 1 :grès

(Schlumberger Chart) Diagraphies & Interpretation

212

Porosité à partir du log Sonic PHIS Wyllie 

Φ (S) =

Δt − Δt ma 1 × Δt f − Δt ma Bcp

PHIS Raymer‐Hunt 

Φ (S_RHG) = K ×

Bcp

Porosité_RH = 18 % Sandstone line

Δt - Δt ma Δt

Example : DT = 76 μs/ft ( 249 μs/m )  SVma = 18000 ft/s ( 5486 m/s )  ‐ Grès DTma = 56 us/ft

Porosité_W = 15 %

ALORS  : 

DT = 56

Anhydrite Salt

(Schlumberger Chart Por‐3)

Sonic Velocity ft/s 18000 - 19500 21000 - 23000 23000 - 26000

Δ Tma μs/ft 55,6 51,3 47,6 43,5 43,5 38,5

Sonic Velocity m/s 5486 - 5944 6401 - 7010 7010 - 7925

Δ Tma μs/m 182,3 - 168,2 156,2 - 142,6 142,6 - 126,2

20000 14925

50,0 67,0

6096 4549

164,0 219,8

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Sandstones Limestones Dolomites

DT = 76

Porosité = 15 % avec  Time Average (Wyllie) Porosité =  18 % avec field observation method) (  Raymer‐Hunt)

*  RH  = Raymer‐Hunt

213

Diagraphies & Interpretation

Lithologie et Porosité avec Crossplot Densité‐Neutron RHOB‐NPHI CP‐1c Rhofl = 1.0 RHOB

Diagraphies & Interpretation

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NPHI

(Schlumberger)

214

CROSS‐PLOTS TECHNIQUES

© 2011 ‐ IFP Training

215

Diagraphies & Interpretation

Crossplot Densité‐Neutron ( NPHI)  RHOB = 1.0

RHOB‐NPHI

RHOfl = 1.0

CP‐1c Rhofl = 1.0 NPHI = 1.0

Water Point

RHOB

RHOB = 2.71

  er at W   +     ne er to at ds W   n + Sa ne to es   Lim er at W    + ite m lo o D

Porosity = 30% 

Porosity = 20%  NPHI = 1.0

Porosity = 10%  © 2011 ‐ IFP Training

NPHI Limestone Matrix Point

NPHI = 0.0 (Schlumberger)