13. Выделение кол-ров порового типа.

Выделение кол-ров- важнейшая задача ГИС на стадиях поисков, разведки и эксплуат.местор. Применяемый комплекс ГИС связан с отличием кол-ров от вмещающих г.п.по проницаемости, пористости, глинистости и в общ.случ. опред.х-ром разреза, типом порового пространства, усл.бурения. выдел.кол-ров в терриг.разрезе пров.на основе прям(качеств.решение) и косвенн.(количеств.критерии пластов-Кп,Кгл,Кпр и др.) признаков.

Данная задача решается с помощью методов ГГК-П,НК.

ГГК-П позв.раздел.г.п.,плотн.кот. различ. >,чем на 0,03-0,05г/см³ . однозначно выдел.каменн.соли,ангидриты, кол-ры н.и г.

Опред. Кп-одна из важнейш. зад. НК. Мет.опред.Кп осн.на связи м/у показ.зонда I и водородосодержанием среды ω: ln Kп=f(∆I), найдя ω переходят к опред.Кп.

Д.опред.Кп предпочтительней польз-ся модиф. ДНК(2-зондовые системы НК) метода НК.

14. Определение Кп по «уравнению среднего времени».

λ/υ=1/Σ_аυ=τ где λ- ср.путь частицы до ее захвата, τ-ср.вр.жизни частицы (тепловых нейтронов) в среде. С увелич.содерж.элементов с выс.сечением поглощ.τ снижается. Аномально низкие знач.τ х-ны д.хлоридов, низкие-д.мин.Fe,сульфатов,КПШ, калий- и Fe-содержащих глинистых мин, а также мин.,сод-х B,Hg,Li,Au,Mn,Cd,редкие земли. Аном.поглотитель-Cl,а след.палстовые воды нефтегазовых местор. Д.нефтегазонасыщ.г.п. τ выше, чем д.пород,насыщ.соленой водой.

1/V=Кп/Vж+1-Кп/Vск; Vж-скорость упругих волн в жидкости, Vск-скорость упругих волн в скелете, опр-т по результатам лабораторных измерений, V-по данным АК.

Кп=Vж(Vск-V)/V(Vск-Vж).

15.Определение нефтенасыщенности по объемному водородосодержанию.

Нефтенасыщ-ть неразрывно связ с газонасыщ. поэтому рассм.нефтегазонас-ть.

Оценку нефтегазонас-ти выполн.,используя эл.,эл/маг.и я-гфз мет.ГИС. Кнг=1-Кв

Опред.Кн проводится с пом мет.ИНК. ИНК чувствителен к хлорсодержанию и нечувст.к влиянию скв на показ.прибора.

При невысокой минерализации пласт.вод резко усложн.зад.опред.коэфф. нефтенас-ти Кн. Если минерализ.превыш.100г/л, Кн опред.в орбсаж.скв или при неглуб зоне проникновения по временному декременту затухания плотности тепловых нейтр. В необсаж. скв с неглуб.повышающей зоной проникновения Кн опред.с пом.мет.диэл-го каротажа.

ДК (диэл.каротаж) примен.д.выделения нефтяных кол-ров и оценки их нефтенас-ти в усл.пресн.пластовых вод.

РВО(раствор на водной основе) Ρв^к≠ρв^з/к.

W=Кп*Кв.

Кн=1-Кв=1-W/Кп В Зап. Сибири часто пользуются.

16. Прямые качественные признаки кол-ров по ГИС.

Выделение кол-ров- важнейшая задача ГИС на стадиях поисков, разведки и эксплуат.местор. Применяемый комплекс ГИС связан с отличием кол-ров от вмещающих г.п.по проницаемости, пористости, глинистости и в общ.случ. опред.х-ром разреза, типом порового пространства, усл.бурения. Выдел.кол-ров в терриг.разрезе пров.на основе прям(качеств.решение) и косвенн.(количеств.критерии пластов-Кп,Кгл,Кпр и др.) признаков.

Прям.качеств.признаки позв.решить зад.выдел.кол-ра при ручн.интепрет. или путем использ.диагностических кодов при машинной инт-ии.

К ним относ.сужение диаметра скв(dс<dн) и расходжение диаграмм микрозондов (ρ_пмз>ρ_гмз),вызванные наличием глинистой корки. Радиальный градиент УЭС, устанавливаемый по изменению показ.эл.и эл-маг.методов, изменение показ.гфз. мет.с разн.глубинностью, изменение показаний гфз.мет.при повт.исслед, возникающее за счет формир-я или расформир-я зоны проникновения, х-е показания на кривых ГИС, присущие пластам коллекторам (ПС - низкие значения, ГК и НГК – низкие показания, АК – средние и высокие, но ниже, чем в плотных гп.).

Выделение пород коллекторов производится по косвенным качественным признакам, прямым качественным, и количественным критериям. Косвенные качественные прямые: (min ГК,min НГК(НМКТ),∆Tn>∆Тп/н). Прямые качественные: (отрицательные аномалии ПС(С(Н2О)>С(бур.р.)),если (С(Н2О)<С(бур.р.))-положительные аномалии, градиент R, приращение МЗ(ρМПЗ>ρ МГЗ), ДС номинальный >ДС глинистая корка. Количественные критерии: по значениям пористости, проницаемости. Кп>Кпгр – коллектор, неколлектор.

Кпр(н)= (QнμнL)/F∆P. – фазовая проницаемость (нефть), сопротивление.

Кпр(г)= (QгμгL)/F∆P. – газопроницаемость (движение жидкости и газа, химически – инертных к каналам по отношению к др.)-абсолютная проницаемость.

Рн=ρнп/ρвп=1← ρнп≈ρвп, если ≥1 – движение фазы начинается.