10.Как можно оценить проницаемость? Входит ли проницаемость в формулу подсчета запасов ув объемным методом.

Опр-ие коэфф-та проницаемости:1) оценка прониц по уд. сопр:Физ. основой явл-ся теоретич. связи м/д Кп, Кпр,Кв.св. Кпр=((1-Кв.св)³τ_св²Кп)/(fТ²К² в.св), где: f, Т-коэф-ты формы сечения и извилистости поровых каналов, τ_св-толщина слоя св. воды.Подставляя в выраж. известные зная получим: Кпр= τ_св²(1-Рн^-1/2)Рн/Рр. Учитывая сложность определения τ_с пользуются упращ. вариантом: Кпр=аР^bн, где а и b константыАлгоритм:1)опред. ρ_п 2)рассчитывают значение Рн при известных Рр и ρ_в, 3)используя конкретную зависимость м/д Рн и Кпр для исслед. объекта нах Кпр, соотв-щую вычесленному Рн. Использование метода дает заниженные значения Кпр. 2)оценка прониц по СП и ГМ: Если прод горизонт представлен терриг колл-ми с глинистым цементом, содерж. кот.меняется в широких пределах, наблюд. коррел-ая связь м/д Кпр и пар-ми хар-ие глинистость - Сгл, Кгл, η_гл. Это явл-ся причиной наличия связи м/д Кпр и относит. амплитудами а_сп и∆Iγ. В чистых и слабоглин. колл-рах а_сп и∆Iγ практически не связаны с Кпр, т.к. Кпр зависит от среднего диаметра и степени отсортированности скелетных зерен. 3). По рез-м ИПТ и ОПК. Аппаратура КИИ (комплект испытательного инструмента) позволяет в ходе испытания интервала разреза в открытом стволе получить одновременно с порцией пластового флюида кривую восстановления давления и вычислить параметр Кпр*hэф/μ, при известной толщине пласта и вязкости флюида в пластовых условиях определяется значение Кпр. Аппаратура АИПД, разработанная на базе ОПК, позволяет получить восстановления давления в каждой точке разреза, где производят отбор пластового флюида, по которой можно рассчитать коэффициент эф проницаемости колл-ра. Проницаемость в ф-лу не входит, но проницаемость явл-ся основным параметром при разработке,необходим для установления коэф-та извлечения.

9.Алгоритм обработки данных гис для оценки коэфф-ов нефтегазонасыщ-ти.

К_нг – это отн-ние объема пор, занятых нефтью и газом ко всему объему порового пр-ва. (Кнг=1-Кв) Кнг можно опр-ть с использ-ем метода сопротивления. Опр-ие Кнг производилось по формуле: Кнг=1-Кв,где Кв – коэфф-т водонасыщ-ти. Р_н=f(k_в), Рн=Рн=рп\рвп=рп\Рпрв=аn\k_вⁿ1) по методу сопротив. При опр коэфф-та нефтегазонасыщения колл-ра использ-ся весь комплекс методов, вкл-ий методы опр сопрот-ия неизмененной части коллектора (ρ_нп), методы пористости для опр-ия по ней параметра пористости (Р_п) и методы, позволяющие получить информацию об уд сопрот-ии пластовой воды. 1. Для чистых неглинистых колл-ов: Опр коэфф нефтегазонасыщ-ти проводится по след схеме: 1)Опр kп колл-ра на основании методов пористости. Для этого может использ-ся и прямая информация, получаемая на основании исследования кернового материала, если он отобран в данном пластовом пересечении.2)По величине пористости колл-ра – для конкретных усл-ий желательно иметь специфич-ую зависимость – находят Р_п. 3) Опр уд сопрот-ие пластовой воды ρ_в по данным анализов проб вод, отобранных при опробовании законтурных скв. Если такая информация отсутствует или данные опробования не достоверны, уд сопрот-ие пластовой воды оценивают как ср многих опр-ий или используют данные метода СП.4) Вычисляют уд сопрот-ие пласта при 100 %-м водонасыщении ρ_вп=Р_пρ_в 5) Опр сопротивление неизмененной части пласта по диаграммам БЭЗ или БК.6)Вычисляют параметр насыщения Р_н=ρ_нп/ρ_вп и по нему находят k_в, а затем k_нг=1 - k_в.7)Выбирают зависимость Р_н=f(k_в), соответствующую данному типу колл-ра. 2. В колл-ах с рассеянной глинистостью значение k_в, найденное из выражения: k_в=a_nⁿ√(ρ_вп/ρ_в), отражает насыщенность фиктивного порового пространства. Истинный k_нг глинистого кол-ра опр-ся по ф-ле: k_нг= k_нгф(1+k_гл/k_п*ρ_в/ρ_гл.а),где ρ_гл.а – уд. сопр. агрегата глинистых частиц, наход-ся в породе; k_гл – коэф. объемной глинистости.Опр-ие k_в и k_нг производят по соответствующим номограммам.3. Для кол-ров со слоистой глинистостью ρ_п опр-ся ч/з уд. эл. сопр. чистых неглинистых прослоев (ρ_n.ч) и прослоев глин (ρ_гл): 1/ρ_п=χ_гл/ ρ_гл+(1- χ_гл)/ ρ_п.ч, χ_гл- доля суммарной толщины глинистых прослоев. ρ_n.ч и ρ_гл нах-ся по МБК. Интеграль знач пачки ρ_п по БЭЗ,ИК. Пористость глинистых прослоев опр-ся ч/з пор-ть неглин. прослоев: k_нг=k_п.ч.(1-χ_гл) , при k_п.ч=k_п.2) по диэлектрич проницаемости. Диэлектрич. прониц-ть ε хар-ет способность в-ва поляризоваться под действием электрич. поля: ε=ε^*·ε_○, где ε_○-диэлектрич. прониц-ть вакуума.ε^*-относитдиэл. прон-ть, показывающая во сколько раз диэл. прон-ть данной среды выше диэл. прон-ти вакуума.С помощью волнового диэл. каротажа ВДК опр-ют ε^*, выраженную в относит единицах.Диэл.прониц-ть г.п. обусловлена рядом факторов: значением ε^* слагающих породу компонентов, влагонасыщенностью, минерализацией воды, глинистостью, формой поровых каналов, характером смачиваемости твердой фазы и т.д. Степень влияния всех этих параметров на ε^* неодинакова.Диэл.прон-ть осн-ых породообразующих минералов нефти и газа имеет небольшое значение и не зависит от t и колеблется в пределах 4-10 относит единиц.Аномально высокие значения ε^* для воды и слабая зав-ть от минерализации воды предопределили использование материалов ВДК для оценки хар-ра насыщ-ти кол-ров и k_в. Для многокомпонентных нефт. и газовых залежей ε^* опр-ся выр-ем: ε^*=∑ ε^*_i d_i , где ε^*_i- диэл.прониц-ть компонентов, составляющих породу, d_i-их относительное содержание. Это выражение рекомендуется использовать при глинистости <10%. Для количественной интерпретации материал ВДК использ-ся палетки, позволяющие при известных значениях относит диэл.прониц-ти (или непосредственно измеренной в скв. разности фаз ∆φ) и k_п оценить коэф. водо-, нефтенасыщенности. Недостаток метода работает при больших знач пористости >10-15%. Рассмотренные способы справедливы для слабоглинистых кол-ров с небольшой зоной проникновения Д<0,3м. Хорошо использ-ся в скв-ах пробуренных на нефтяной основе. В глинистых коллекторах необходимо учитывать глинистость.Существенно влияет зона проникновения. 3) ИННК Количественная оценка насыщ-ти по данному методу базируется на зав-ти среднего времени жизни тепловых нейтронов в породах τ (обратная величина декремент затухания λ=1/τ) от хар-ра и содержания насыщающих флюидов. Физ основой для разделения водо-газо- нефтенасыщ пород по результатам ИННК служит большое различие знач λ в воде, н и г.kн нефтеносного колл-ра можно опред по спец ислед-ям ИНМ, полученным в обсаженной скв при полностью расформир-ой зоне проник-я, или в скв пробуренной на РНО. Удовл результаты получают при kп>20%,при мин-ии пласт воды Св>100г\л. λ негл-ой н-г-насыщ среды с kп нах-т: λн.г =λск(1-kп)+λзапkп, λзап= λвkв+ λнkн+ λгkг. kн=[λск(1-kп)+λвkп-λнп]/kп(λв-λн). λнп-испр за вл-ие скв. В гл-ых породах λн.г =λск(1-kп- Кгл)+λзапkп+λглКгл, Кгл-объемное содерж глин. При λп<λж скв-ые усл учит-ся по спец номогр-ам. Опред-ие насыщ-ти в необсаж скв возможно если λв>>λн. Это усл выполняется при значит минерализации пластовой воды >50г/дм³ и отсутствии зоны проникновения фильтрата п.ж., что достигается при бурении на равновесии или на ИБР. Опред-ие насыщ-ти при относит-ой погреш-ти ±10% возможно при высокой точности исходных данных. Погрешность ↑ с < k_п и < насыщ-ти.Наиболее лучшие результаты получаются в однородных по литологии разрезах при использовании опорных пластов. Совместное решение Ур-ий для λв-насыщ и λн-насыщ (опорные) позволяет получить достоверные рез-ты без расчета λск. Опорный нефтенасыщ пласт позвол опред коэф текущ н-насыщ и коэф-ты вытеснения необход-е в прцессе разработки месторож-я. Сущ-ет графич. способ опр-ния kн, в кот. используется кажущее значение λ. Этот способ применим если в разрезе скв имеется не менее 3-х опорных пластов: 2 водонасыщенных и 1 продуктивный. В опорных пластах д.б. известны значения пор-ти и насыщенности. Опр-ние k_г основано на различии λ в газе и воде. Эффект-ть методики ↑с ростом минерал-ии воды и снижением Рпл. Меньшая плотность газа по сравнению с нефтью увелич возможности метода в сторону более пресных растворов. При опр-нии kг применяются те же формулы что и при опр-ии kн. Учет глинистости обязателен при интерпретации данных ИННК.4) по материалам стационарных видов НК.Исслед-ия проводят по схеме:1-ый замер – в необсаженном стволе,2ой сразу после спуска колонны,3-ий и послед-ий ч/з опр-ые интервалы времени.При завершении исследований – расформирование зоны проникновения фильтрата бур р-ра.По диаграмме опр-ют w_п, Для 2-хфазного насыщения (газ-вода) использ-ют ур-ие для чистых колл-ов: w_п=k_побщ(w_в(1-k_г)+ w_г k_г),для глин-ых колл-ов к полученной ф-ле прибовляем w_гл k_гл, где w_г – объемн водородосо-ие газа при термобарич усл-ях; w_в- для пластовой воды. k_побщ опр-ют НГК и ННК-т. k_гл – по данным ГМ. w_гл соответ-ет минеральному составу глин. w_в расчит с учетом минерализ воды. Из них варажают kг.Для 3-хфазного насыщения(газ-нефть-вода) учитывается w_н k_н.Если знач w_н и w_в близки то расчит-ся по ф-ам для 2-хфазного насыщения. kг по Н Копр-ют в эксплуат скв при контроле разработки газовых месторожд-ий.