5.Какие методы необходимы для оценки характера насыщенности?

Эл методы: БК, БКЗ, ИК, т.к Н.и Г. не электропроводны, опр-т НГ –насыщенность колл-ов без их разделения на Н и Г; методы пористости НК, АК, ГГК-п; нормализация БК+НК. Оценка характера насыщ-ти кол-ов вкл их разделение на водоносные и НГ-содержащие, установление типа УВ, оценка возможности получения Г и Н.

4.Алгоритм обработки данных гис для выделения колл-ов.

Опред на диаграмах интервалы имеющие кач признаки. Возможно привлечение кол-ых критериев. Зная граничое знач параметра, проводят на диаграмме ГИС линию, соответств-ю этому знач, к-ая делит породы в исслед-мом интервале на кол-ры и некол. К коллекторам относят породы k_ПР> k_{ПР ГР}, k_П> k_{П ГР}, k_В> k_{В.О ГР}, η_ГЛ<η_{ГЛ ГР}, С_ГЛ < С_{ГЛ ГР}, а_СП>а_{СП ГР}, ΔJγ<ΔJγгр. Анализируют наличие или отсутствие признаков, и относят к колекторам или нет. Предпочтение следует отдавать кач признакам, поскольку колич явл осредненым параметром, носят условный хар-р. Возможны случаи, когда нельзя достоверно сказать, что пласт колектор, тогда его желательно отправить на испытание для подверждения кол-их св-в.

Кач. приз-ки:1) положит-ное приращение МК (ρ_к мпз >ρ_к мгз); 2) глин-ая корка на стенке скв, 3) «-« аномалия ПС, свидетельствующая о наличии фильтрации 4) изменение уд сопротив в радиальном направлении, полученных зондами с различной глубиной исследования (БКЗ, БМК, БК, ИК).

7.Какие методы необходимы для оценки емкостных св-в колл-ра?

БК, БКЗ, ИК, ПС, НГК, ГК,ГГК-п, АК.

6.Алгоритмы обработки данных гис для разделения колл-ов на газо-, нефте- и водонасыщенные.

Для разделения колл-ов по характеру насыщения, к-ое сводится к опр-ию продуктивных и водонасыщенных колл-ов, использ-ся данные ГИС, по БЭЗ, БК, ИК рассчитывается УЭС пластов, по НГК, АК и методу сопротивл опр-ся пористость. Опр-ют хар-р насыщенности сравнивая гр. значения ρп и Рп с полученными. И методом нормализации. Разделение на н и г явл трудной задачей, и возможна по нейтроным методам. Разделение на н и г по данным ГИС, получ в откр стволе не производят, задачу решают по данным ОПК или по материалам спец иследований ГИС после спуска колоны. Для опр-ия Кн и Кг в колл-ах с трехфазным насыщением: опр-ют Кнг по уд электрич сопротивлению, Кг по материалам НМ, Кн=Кнг-Кг. 1) Разд на вод и продукт. а) По эл сопр-ию. Хар-р насыщенности поровых колл-ов находят сопоставлением измеренных в скв. ρ_п или их промытой зоны ρ_пп с расчётными значениями сопр-ний ρ_вп или ρ_{вп п} для усл-ий их 100% насыщ-ти водой, а в промытой зоне - фильтратом п.ж на водной основе(ρ_вп=Р_п*ρ_в; ρ_{вп п}=Р_п*ρ_ф). Р_п (относит. сопрот. породы) опр-ют по петроф. зав-тям. Пласт содержит Н или Г, если ρ_п>ρ_вп или ρ_пп>ρ_{в пп}; при ρ_п≈ρ_вп характер насыщен неясен или ρ_пп≈ρ_{в пп} пласт водонасыщен. Промышл притоки Н или Г м/б получены из пластов, в кот. ρ_п или Р_н превышает критич знач ρ_{п крит} или Р_{н крит} (Р_н=ρ_п/ρ_вп=ρ_п/(Р_п*ρ_в)). Рн зависит от Кв: Рн=а_n/Квⁿ. Порода может отдавать Н или Г в пром. кол-вах, если её Кв < опр. критич. знач, при кот. фазовая прониц-ть для Н(Г) становится равной или больше фазовой прониц-ти для воды. Безводные притоки УВ получают при знач ρ_п>ρ_{п крит} и Р_н>Р_{н крит}. Сущ 2 способа получения гранич (крит) знач . 1 способ: Статистич состсит в совместном анализе данных ГИС и результатов испытаний. Составляются распред параметров рп, Рн, Кв для объектов, давших при испытании прмыш-ый приток УВ и воду. Пересечение распред дает крит знач параметров рп.кр, Рн.кр, Кв.кр Найденные знач тем достовернее, чем < зона перекрытия. Реализуется на поздней стадии разведки месторожд. 2 способ: измерения на образцах керна отн. прониц-ти пород при фильтрации ч/з них смеси Н, Г с В или расчет фазовой проницаемости по результатам капилярометрич измерениям. Гран. знач Кв находят по пересечению кривых отн. прониц-ти породы для воды (Кпр в) и нефти (Кпр н) или газа. Знач Кв=Кв* соот-ет границе , разделяющей безводный поток Н и Г от двухфазного потока ( Н и В, Г и В). Границы двухфазного потока контрол. знач-ми Кв*=Кв**. При Кв>Кв** возможен только приток воды. Знач Рн и ρп находят по петроф. зав-ти Рн=f(Кв). б) Для разделения на продук и водоносные применяют нормализацию БК и НГК. Нормализация- это совмещение каротажных кривых одну из к-ых предварительно преобразуют в единицы измерения др кривой с помощью регрессивного ур-ия. Продуктив отмечаются превышением БК над НГК. 2) Разделение Н и Г возможна по нейтроным методам. Газонасыщенная часть пласта хар-ся уменьшен водородосодержан и отмечается повышенными показаниями на диаграммах нейтроного каротажа. При неглубоком проникновении фильтрата ПЖ в достаточно однородный коллектор ГНК м/б установлен по участку резкого увеличен I_nγ (I_n) в зоне перехода от нефтенасыщенной к газонасыщен зоне коллектора. 3) Разд В,Н,Г а)В водоносн части пласта среднее время жизни тепловых нейтронов меньше, чем в нефтеносной. Контакт вода-нефть по началу увеличения I_тnт. б) АКШ: наблюдается о различию амплитуд: А_Рн<А_Рв(продол) и А_Sн>А_Sв(попереч)_. Газоносн часть пласта хар-ся большим коэфф затухания продольной волны и малым поперечной волны по сравнению с нефтяной частью пластаРаздельное опр-ние Кн и Кг по данным эл-х и эл/маг видам ГИС не достигается; Кн и Кг раздельно опр-ся по мат-лам стационарных видов НК. В основу опр-ния Кг положено сущ-но меньшее водородосодержание газа по сравнению с водой и нефтью. Во всех случаях реком-ся исп-ть двойной разностный пар-р, выч-ый ч/з показания в опорн пластах.

8.Алгоритм обр-ки данных ГИС для оценки Кп по данным стац. нейтр-х методов ГИС. Для опр kп используются 3 модификации: НГК, ННК-т, ННК-нт. Применяются одно- двухзондовые приборы. Опр-ие kп по 2-х зондов приборов: Снимаются значений Iмз и Iбз, усл.ед. против выделенных пластов. Снятые показания исправляются за инерционность прибора ΔI= ΔI_υτ/α, где ΔI- исправленное значение аномалии, ΔI _υτ- неисправленное значение аномалии, α – коэффициент, учитывающий скорость каротажа (υ=600м/ч), постоянную интегрирующий ячейки (τ = 3 с) и толщину пласта. Вычисляется параметра A = Iмз/ Iбз, A харак-ет скорость спада плотности нейтронов при удалении от источника и монотонно возрастает с увеличением пористости, водородосодержания пород при неизменных скв-ых усл и литологии. A=f(k^к_П).Опр-ие kп по 1-озондовому: снимаются показания НГК I_nγ и ГК I_γ. В показания НГК вносится поправка за инерционность прибора I_nγ^ντ= I_nγ^вм+( I_nγ - I_nγ^вм)/ ν, где ν находится по зависимости ν=f(h), анологичен α. Вносится поправка за влияние γ-фона I_nγ^'= I_nγ^ντ-I_γ/k_ч. Методом двух опорных пластов k_п определяем: выбираются два опорных пласта (глинистый и плотный(пласт с известным Кп)) показания которых исправлены за инерционность прибора и за влияние γ-фона. По зависимости q= f(k_п^нгк) определяется k_п^нгк, Для этого необходимо перестроить палетку. q= (I_nγ^'- I_nγ⁴⁰)/( I_nγ⁴- I_nγ⁴⁰). Способ одного опорного пласта. требуется наличие в исследуемом разрезе пласта с известной пористостью k_п.оп, опред-ют относительное значение I_x/I_оп (I_x- значение НГК в исследуемом пласте; I_оп- в опорном). Опред I_{оп.усл.ед} по оси ординат палетки (зависимость J от Кп) для соответствующих значений d_c и k_п.оп и перестройки шкалы ординат для данного диаметра скважины в приведённые единицы I_{пр.усл.ед}=(I_x/I_оп) I_{оп.усл.ед}. По ус. ед. Снимаются показания НГК, ГК, исправляются за инерц-ть прибора, за гамма фон. По палетке зависимости I_nγ от Кп нах Кп. В найден-ые kп вносим паправки: за минерализацию бурового р-ра k_п^мин= k_п ^каж+ Δk_п; поправка за литологию k_п^лит. В глин-х коллекторах вводится поправка за гл-ть, она сводится к вычитанию Δωгл=kгл·ωгл+Δωпл=kгл(ωкр+ωгиг)+Δωпл, где ωкр.в, ωгиг.в – объемное содержание кристаллизационной и гигроскопической воды в глинистой фракции, kгл – коэф. объемной глинистости, найд-ый по 2-ому разностному параметру ΔIγ или по α_ПС; Δωпл -поправка за плотность, опр-ся по палетки в зависимости от аномалии плотности. В газонасыщен коллекторах вводится поправка за остаточную газонасыщ-ть kп_ист= kп·kо.г(ωв-ωг)-Δωпл, где kг – коэф. остат газонасыщ-ти в зоне исследования; ωг, ωв – водородный индекс газа, воды; Δωпл – поправка за плотностной эффект.