2. Способ совмещения кривых с разной глубиной исследования ( мбк и бк).

Совмещение проводят так, чтобы показания зондов совпали в плотных породах, тогда в коллекторах с повышающим и понижающим проникновением будет отмечено расхождение с соответствующим знаком.

Недостатки прямых качественных признаков выделения коллекторов:

1. неприемлемы для скважин бурящихся на технической воде или не фильтрующимся растворе.

2. Часть методов можно использовать только в единичных параметрических скважинах, где применяется расширенный комплекс.

2. Выделение коллекторов по количественным признакам.

Основаны на использовании количественных параметров, соответствующих границе коллектор- не коллектор.

1. Коэффициент проницаемости (Кпр) и соответствующие ему для данного типа коллекторов значения коэффициентов пористости (Кп) и различных параметров глинистости (Сгл, Кгл, Отн.гл)- для продуктивных и водоносных коллекторов.

2. Коэффициенты фазовой проницаемости по нефти (Кн_пр) или газу (Кг_пр) и соответствующие им значения коэффициентов нефте- (Кн), газо- (Кг) или водонасыщения (Кв) – для продуктивных коллекторов.

3. Геофизические параметры: относительная амплитуда на диаграммах ПС, гамма- метод (dIy), для продуктивных и водоносных коллекторов УСп, параметр насыщения для продуктивных коллекторов (Рн).

Используются критические значения (*) для определения коллектор- неколлектор независимо от характера насыщения пласта. Параметры- Кпр*, Кп*, Кгл*, Сгл*, Отн.гл,Асп,dIy.

Критические параметры для определения характера насыщения- Кн*, Кг*, Кв*, УСп*, Рн*.

В основе всех способов, связанных с использованием граничных значений параметров, характеризующих коллекторские свойства (Кпр, Кп), литологию пород (Кгл, Сгл, Отн.гл), а также связанных сними значениями соответствующих геофизических параметров, лежит представление о нижнем пределе

экономически рентабельного дебита нефти (Qн*) или газа (Qг*), который принят для данного района.

Используя значения эффективной мощности (hэф) продуктивного пласта в исследуемых отложениях, депрессии (dP), при которой будет производится эксплуатация залежи, рассчитывают граничное значение удельного коэффициента продуктивности (Кпрод*), соответствующее нижнему пределу экономически рентабельному дебиту нефти или газа (Q*).

Кпрод* = Q* / dP hэф

Зная граничный удельный коэффициент продуктивности (Кпрод*) и используя значения вязкости нефти (Мн) или газа (Мг) в пластовых условиях, рассчитывают критическую величину коэффициента проницаемости (Кпр), характеризующую границу «коллектор- не коллектор».

Кпр* = М Кпрод* / 2П LпRk/rc

Rk – радиус контура питания скважины; rc – радиус скважины.

Полученное таким образом граничное значение Кпр* является условным, соответствующее принятому Q*, для данного месторождения.

Для нефтяных коллекторов различных районов Кпр* изменяется в пределах 2-10 мд.

Граничные значения других параметров находят используя корреляционные связи каждого из этих параметров с Кпр*.

Для выделения коллекторов в терригенном разрезе используются кривые Uсп.

Отрицательные показания dUсп выделяют коллектора в терригенном разрезе (Усф больше Усв).

Величина аномалии dUсп тем больше, чем больше различие в минерализации и УС пластовых вод и бурового раствора и больше отличаются по содержанию глинистого материала коллектор и вмещающая порода – неколлектор.

При постоянстве минерализации пластовых вод и литологии вмещающих пород в изучаемом участке разреза амплитуда dUсп отражает относительную глинистость

Отн.гл = Кгл / Кгл + Кп

Отн. гл является комплексным параметром, объединяющие величины, характеризующие Кп и Кгл.

Совокупность Кп и Кгл для терригенных продуктивных отложений многих районов показывает, что линии постоянных значений (Отн.гл = const) делят совокупность точек на коллекторы и неколлекторы, а область, соответствующую коллекторам, на участки плохих и хороших коллекторов.

При интерпретации Uсп используют относительную амплитуду (А сп).

А сп = dUсп / Es макс

Которая рассчитывается как отношение амплитуды в интерпретируемом пласте (dU сп) к максимальной амплитуде в исследуемом участке разреза (Еs макс)

Соответствующей наименее глинистым коллекторам, что позволяет исключить влияние минерализации раствора в скважинах месторождения и т.д.

Величина (А сп) тесно связана с (Отн. гл) для отложений, удовлетворяющих указанным выше условиям.

Зная критическое значение (Отн. гл)* для данного разреза находят граничное значение (А сп*). Коллекторам соответствуют области (А сп) больше (А сп*) и (Отн. гл) меньше (Отн.гл*).

Из сказанного видно, что величина (А сп*) будет различной для терригенных коллекторов с рассеянной глинистостью, изменяясь от 0,3 до 0.8, причем для нефтеносных коллекторов выше, чем для газоносных.

Критическое значение (А сп*) можно найти еще следующими способами:

1. Для испытанных объектов сопоставляют (А сп) с (Кпрод.), для заданного Кпрод.* в соответствии с полученной зависимостью находят АЛЬФА сп*

2. Накладывая распределение (А сп) для коллекторов на распределение (А сп) для неколлекторов, при этом абсцисса точки пересечения распределений определяет величину (А сп*).

Кривые Uсп для выделения коллекторов в терригенном разрезе нельзя использовать в скважинах, пробуренных в соленом растворе, нефильтрующимся растворе.

Диаграммы Iгм используют для качественного выделения коллекторов в терригенном разрезе.

Необходимо для каждого конкретного разреза располагать критическими значениями относительной амплитуды (dIгм*).

Относительная амплитуда определяется по формуле:

dIгм = Iгм – Iгм мин / Iгм макс –Iгм мин

Уровень минимальных показаний соответствует в терригенном разрезе наименее глинистым породам. Уровень высоких показаний соответствует чистым глинам или породам с высокой глинистостью.

dIгм* находят:

а). На основе корреляционной связи относительной амплитуды ГМ (dIгм) и Кгл, используя критическое значение Кгл*.

б). Сопоставляя dIгм с удельным коэффициентом продуктивности Кпр, для испытанных объектов.

в). Сравнивая распределение для коллекторов и неколлекторов.

Приемы нахождения относительной амплитуды ГМ в последних двух способах аналогичны для метода ПС.

Рассмотрим первый способ.

Основой для установления dIгм* является связь между dIгм и объемной Кгл или весовой Сгл. Критические значения Кгл* и Сгл* устанавливают на сопоставлении значений Кгл или Сгл с значениями Кпр, определенными на образцах, и использования величины Кгл* или Сгл*, соответствующей принятому для изучаемых коллекторов значению Кпр*.

Как следует из выше сказанного, связь Кпр с Отн.гл для терригенных пород теснее, потому лучше находить Кпр* по Отн.гл* , следовательно выделение коллекторов, по диаграмме ПС с использованием Iгм для контроля.

Применение диаграмм Iгм для коллекторов имеет ограничения.

1. По диаграмме Iгм так же как и по ПС можно выделить плотные песчаники и алевролиты с карбонатным цементом; избежать этой ошибки можно учитывая диаграммы УСк, микрозондов, Iгг, dT, как ипри анализе диаграммы ПС.

2. В разрезе с распространением полимиктовых песчаников и алевролитов ГК не выделяет однозначно коллектора в ряде случаев, т.к. коллектора с повышенным содержанием полевого шпата имеют повышенную радиоактивность, поэтому могут быть ошибочно отнесены к сильно глинистым породам- неколлекторам. Тоже, если повышенное содержание глауконита.

3. Повышенной радиоактивностью могут отличаться коллектора с низкой глинистостью, но при наличии в них скоплений урановых, битуминозных и др. радиоактивных образований.