3. (39). Оценка характера насыщения пластов – коллекторов.

1. Это сопротивление ( вод-пониженное, нефть-повышенное)

2. БКЗ – позволяет определить сопротивление полностью промытых пород. Расслоение кривой БКЗ свидетельствует о нефтенасыщ пород

3. СО – газовый напр .. повышенные значения свидетельствуют о нефте- или газонасыщении.

Билет № 3

1. (3). Задачи геологической интерпретации материалов гис:

1. общегеологические ( расчленение разреза на пласты, уточнение литологии, разделение выделенных пластов на коллекторы и неколлекторы, стратификация и корреляция разрезов);

2. количественная оценка емкостных и фильтрационных характеристик коллекторов (определение коэффициентов пористости, глинистости, нефтегазонасыщенности, проницаемости);

3. контроль разработки месторождения ( исследование процесса вытеснения нефти из пласта, изучение эксплуатационных характеристик пласта);

4. изучение технического состояния скважин.

2. (11). Метод пс (сп)

Измеряет естественные электрические потенциалы, возникающие в скважине и окружающей ее г.п.

Возникновение электрического поля обуславливается физико-химическими процессами , протекающими на границах разделов «скважина-пласт» и между пластами различной литологии.

Процессы:

1. Диффузионно-адсорбционный

2. Фильтрационный

3. Окислительно-восстановительные

В результате этих процессов возникают диффузионно-адсорбционные, окислительно-восстановительные потенциалы. Способность горных пород поляризоваться под действием перечисленных физико-химических процечссов – электро-химическая активность.

ПС – только на глинистость.

3.(25). Акустический метод.

АК – основан на изучении полей упругих волн в скважинах и заключается в измерении скорости распространения упругих волн ультозвуковой частоты и их затухания. Используют «трехэлементные» зонды, содержат 2 излучателя и 1 приемник, или наоборот.

Скорость распространения упругих волн в различных горных породах не одинакова.

Скрость распр прод-х волн Vп=103м/с
глина	1,2 – 2,5
Песчаник плотный	3-6
Известняк	3-7,1
Камен соль	4,5-5,5
Сталь	5,2
Воздух	0,33
нефть	1,3-1,4
Вода	1,5
Бур р-р	1,5-1,7

Затухание упругих волн зависит от состава г.п., пористости и состава флюида в порах(в газе затухает больше чем в жидкости), а скорость – от состава и пористости.

АК – применим на месторождениях нефти и газа.

Решаемые задачи:

1. Литологическое расчленение разреза

2. Определение пористости

3. Положения ВНК и ГЖК

4. Цементометрия скважин

БИЛЕТ 4

12. Диффузионно-адсорбционные потенциалы

28. Газометрия скважин. При проведении газометрии скважин исследуют содержание углеводородных газов в буровом растворе, выходящем из скважины на поверхность. Наибольшую информацию о продуктивности пород дают предельные углеводороды от метана СН4 до гексана СбНн. Определенную информацию несут некоторые другие углеводороды (непредельные, изомерные соединения).

При разбуривании продуктивных пластов нефть и газ, находившиеся в порах коллектора, поступают в буровой раствор и выносятся с ним на поверхность.

Концентрация углеводородов в буровом растворе прямо пропорциональна объему породы, разрушаемой долотом в единицу времени, произведению коэффициентов пористости kn и нефтегазонасыщения k Нг, пластовому давлению рпл (в газоносных пластах) или газовому фактору G поровой жидкости (в нефте-, во-донасыщенных породах) и обратно пропорциональна расходу Q •бурового раствора в единицу времени. Чтобы при интерпретации вычислить содержание газа в единице объема пласта, необходимо параллельно с газосодержанием выходящего бурового раствора Гвых регистрировать его расход Qвых и скорость бурения иб, учитывать диаметр скважины.

Существуют две разновидности газометрии: в процессе бурения и после бурения. В первом методе газосодержание выходящего бурового раствора исследуют одновременно с бурением. При исследовании вторым методом скважина должна предварительно простоять в течение времени, необходимого для обогащения газом неподвижного бурового раствора, заполняющего пробуренный ранее ствол, вследствие диффузии газов из пластов.

Осложняет интерпретацию результатов газометрии наличие растворенного газа в водоносных пластах, являются помехами для газометрии в процессе бурения также послевлияние вышележащих продуктивных пластов и опережающее проникновение фильтрата бурового раствора в пласт, оттесняющее часть нефти и газа из породы еще до ее разбуривания.

Основной вид газометрии — газометрия в процессе бурения , которая заключается: 1) в непрерывной дегазации части выходящего бурового раствора с помощью дегазатора, устанавливаемого на поплавках вблизи устья скважины; 2) в определении компонентного состава газовой смеси, выделенной дегазатором; 3) в определении глубин поступления газа в буровой раствор.