6.Как устан-ть хар-р насыщен-ти выделенных кол-ров?

Исп-ся данные ГИС, по БКЗ, БК, ИК и нормализация БК-НГК.

1) По критическим значениям. по данным ГИС устанавливают значения ρ_п и Кп; расчитывают величину ρ_вп=Р_пρ_в, используя для опр-ия Р_п петрофизическую связь Р_п=f(К_п), характерную для изучаемого объекта; сравнивают значения ρ_п и ρ_вп. Если ρ_п ≈ ρ_вп, то коллектор водоносный. Если ρп>ρвп, коллектор содержит Н или Г, но к промышленно продуктивному относят тот,для которого ρ_п>ρ_п.кр. Значению ρ_п.кр соотв-ует Р_н.кр= ρ_п.кр/ρ_вп. и К_в.кр=а_n/Р²_н

Критические значения ρп.гр и Рн.гр для данного типа коллектора устанавливается на основе п/ф связей (рис ОФП). По кривым выделяются 3 инт-ла значений К_в: однофазного течения газа КовКвКв*;двухфазн течения газа и воды Кв*КвКв**; однофазного течения воды Кв**Кв1. Перенося характерные значения Кв, Кв*, Кв** на ось абсцисс зависимости Р_н=f(_в), можно найти соответствующие им значения Р_н.пред, Рн*, Рн**. Условием получения безводного притока газа явл. соотн-ия: КовКвКв*, Р_н.пред>Рн>Рн^*, что позволяет рассматривать значения Кв^*, Рн* как критические и положить Кв гр=Кв*, Рн гр =Рн*.

2)Графич способом выделяют в разрезе продуктивн коллекторы, «способ нормализации». Способ заключ. в совмещении двух кар-х кривых, одну из кот преобразуют в единицы измерения другой кривой с помощью регрессивного уравнения,которое строится по плотным, глинистым и водонасыщенным пластам. Метод основан на отличии уд. сопр-ия кол-ра ρ_п от ρ_вп, благодаря насыщению кол-ра нефтью, газом, фильтратом бур-го раствора. Продуктивный кол-р отмечается превышением показаний БК над НГК.

7.Емкостные св-ва. Какие методы исп-ся для оценки порист-ти? Алгоритм обр-ки. Оц достоверн полученных значений.

Определение Кп по данным ЭМ основано на зависимости пористости с параметром пористости. Рп=f(Кп). Для чистых (не глинистых) пород-коллекторов ф-ла имеет вид: Рп=а/Кп^m, где m –зависит от степени уплотненности пород, а – константа, изменяющаяся от 0,4 - 1,4. Значение Рп для водоносного пласта Рп=вп/в. Из-за малой величины УЭС водоносного пласта и возможного содержания в нем некоторого кол-ва Н и Г измерения _вп в скв-не получают со зн-ной погрешностью. В глинистых породах находят фиктивное значение, которое равно истинному знач Рп умноженное на П – коэффициент поверхностной проводимости г.п. (в глинистых коллекторах П<1): Рпф=П*Рп. Величину П продуктивного кол-ра опр-т по_пп и _зп. Рп=_пп/_ф=_пп/(_фПР_он), Р_он – параметр остаточной нефтенасыщенности в ПП Р_он=1/(1-К_он)² , К_он=0,1-0,2 в ПП; Рп=_зп/_вф=_зп/(_вфПР_он); Кон=0,3-0,4 в ЗП; Р_вф=(_ф/_в)/(2(_ф/_в-1)+z), z – коэффициент смачиваемости. Для определения Кп производимое по значениям ρ_ВП, ρ_ПП, ρ_ЗП, ρ_ф, ρ_ФВ измеряются в объекте исследования. Поэтому для проведения расчетов не требуется опорных сред. Погрешность вычисляется определением погрешности каждого метода, а в глинистых пластах параметра поверхностной проводимости. Относительная погрешность 30% для чистых неглинистых г/п где Сгл=10%. ρ_ВП, ρ_ПП, ρ_ЗП, находят по кривым БКЗ, БК, ИК и по МК (ρ_ПП). ρ_В- находят лабор резистивиметром, по минерализации ПЖ или по ПС.

Определение пористости по НК. Исп-ся три основных вида стационарного каротажа: ННК-Т, ННК-НТ и НГК. Все эти методы регистрируют интенсивность вторичного γ-излучения. Для всех приборов исходной вел-й явл-ся скорость счета в имп/мин.

Опред-е КП по у.ед.: в значения J_НГК вводят поправки за инертность прибора, мощность пласта и γ-фон; переводят в ус.ед и по палетке→Кп. Ус.ед. является частным сл 1-го ОП.

Опред-е КП по ННК-Т.: Снимаем значения Jnγ для большого и малого зонда. Находим отношение Аn= Jnγм/ Jnγб (отношение значений большого и малого зондов). По специальной палетке для надтеплового метода, используя значение Аn, значение kп. Вводим поправки за Dc, за плотность ПЖ, за минерализацию ПЖ и ПВ, за толщину промежуточного слоя (глинист корку), за пластовые давление и темп-ру и за литологию. Поправки вводятся по спец комплексной палетке. Полученное значение и будет значение kп истинное.

По 2-м ОП: При определении kп методом 2-х опорных пластов требуются этал. данные: Кd, Кч, цена 1 у.е., цена 1γ. Далее необходимо выделить 2 опорных пласта: глинистый и плотный. Используя график Jnγ от kп, используя dс, строим шкалу пористости: 1) Против каждого пласта снимаем показания Jnγ в у.е. и Jγ в мкР/ч; 2)Вносим поправку за γ-фон. Переводим значения Jγ в имп/мин. Далее через Кч определяем во сколько меньше импульсов мы бы получили, если бы каналом НГК записали ГК, Jγ/Кч; 3)Находим исправленное значение Jnγ за инерционность аппаратуры и за гамма-фон; 4)Подставляем значения в формулу: q=(Jnγx-Jnγmin)/(Jnγmax- Jnγmin), где Jnγ – значения в исследуемом пласте, Jnγmax – значение в плотном опорном пласте, Jnγmin-значение в глинистом опорном пласте; 5)По специально перестроенной палетке для нашего dс находим значение kп; 6)Вводится поправка за учет отличия диаметра скважины от номинального, за хлорсодержание, за толщину глин. корки при условии что d_гл.к>1см. Толщина глинистой корки рассчит. по формуле: d_гл.к=( d_н- d_скв)/2; 7)Учет влияния глинистости производится по ф-ле: ∆ω_гл=К^´_гл*ω_гл, где ω_гл- объемное содержание глинистой фракции; К^´_гл – содержание глинистого материала в единице объема определенное по керну.8)Поправка за остат газонасыщ-ть ∆kп=k_гk_п(w_в-w_г) +Δkпδ.

Опр-ние пористости по АК

Основа метода опр-ия Кп – наличие тесной связи м/у _Р и Кп. Скор-ть распр-я упруг волн зав-т от их минерального состава и структуры. Кп=(_t_п-_t_ск)/( _t _ж-_t_ск) Это выражение справедливо для пород с мономинеральным составом скелета при насыщении пор одним флюидом. _t_п в заполнителе порового пространства зав-т от соста­ва флюидов и изм-ся в зав-ти от тем-ры и давления (глубины залегания). Наибольшие ошибки при опр-нии Кп возникают из-за неверной оценки _t_п в твердой фазе поро­ды, соответствующего скорости при Кп0. Величина t_ск зависит от мин. состава твердой фазы и ак. контакта между зернами мин. скелета. Чем хуже акустич. контакт, тем при прочих равных ус-ях больше t_ск. Получают экспериментально для опред. минералов по керну в атм. усл-ях. t_з зависит от состава флюидов и изменяется в зависимости от температуры и давления (глубины залегания). Величину t_з можно найти по номограмме для опр-ния интервального времени Т_ж при заданных минерализации, давлении и темп-ре. Когда глинистые частицы находятся в г.п. в рассеянном состоянии Dt может даже уменьшаться, т.к. скорость в твердой фазе больше чем в заполнителе. При одновременном ↓ пористости и ↑глинистости Dt может оставаться неизменным. Если глинистый минерал образует цемент г/п или находится в виде прослоев, увеличен глинистости приводит к ↑ Dt. При опр-нии Кп по АК необходимо вносить поправку за глинист-ть: Кп=(_t_п-_t_ск)/( _t _ж-_t_ск)-k_гл(_t_гл-_t_ск.гл)/( _t _ж-_t_ск.гл) Достоверность полученных значений зависит от достоверн отд-ных этапов: от аппаратурн погрешн ≈1-3% от контрольного замера; растяжки кабеля; допустимых значений каждого метода; погрешности п/ф измерений, имеющие свои допуски и нормативы, подвергаемые внешнему контролю.