7.Какие методы необходимы для оценки емкостных свойств коллектора?

По методу сопротивления: БК, БКЗ. Используется зависимость Рп=f(Кп). По методам пористости: АК (уравнение среднего времени), ГГМ. По методам СНМ. По методу ПС (α_пс=f(χ_гл), χ_гл,- относительн глин-ть при слоистом распредел глин), ГК (∆I_n=f(Сгл), ∆I_n- двойной разн параметр).

8. Алгоритм обработки данных гис для оценки пористости по данным стационарн нейтрон методов гис

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. Для опр-я Кп многозондовым прибором К-7 испол-ся декремент затухания (). Для приборов СРК, РК-1 относительный параметр А. Скорость счета в пресной воде принимают за 1 условную единицу: J(у.е.)=Jимп/мин/Jвимп/мин.

Опред-е КП по ус.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. 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. Используют 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 аппар-уры и за γ-фон; 4)Подставляем значения в ф-лу: q= (Jnγx-Jnγmin)/(Jnγmax- Jnγmin), где Jnγ – значения в исследуемом пласте, Jnγmax – значение в плотном опорном пласте, Jnγmin-значение в глинист 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.кизменился более чем на 1см. Толщина глинистой корки рассчит. по формуле: d_гл.к=( d_н- d_скв)/2; 7)Учет влияния глинистости производится по формуле: ∆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.

9.Алгоритм обработки данных гис для оценки коэфф нефтегазонасыщенности.

К_нг – это отн-ние объема пор, занятых нефтью и газом ко всему объему порового пр-ва: Кнг=1-Кв. В зоне предельного нефтегазонасыщения подвижная вода отсут-ет и К_в=К_ов.

К_в опред-ся по материалам ЭМ (БКЗ, БК, МБК) и э/м (ИК, ДК). Опред-ие К_в по методу сопротивления возм-но если пластовые воды минерализованы (>10 г/л). При расчете К_ов по м-ду сопротивления исп-ся след данные (Рн=f(Ков), Ков-опр-но по керну).

1)УЭС неизменной части продуктивного пласта _п, определенное по данным БК, БКЗ.

2)УС того же пласта при 100% заполнении пор пластовой водой (_вп), которое определялось из соотношения: _вп=Р_п_в. Р_п – параметр пористости, определенный по завис-ти Р_п=f(К_п); _в – уд сопр пластовой воды.

Параметр насыщения Р_н опр-ся по ф-ле: Рн=_п/_вп=_п/Рп_в. Рн=1/К²_в. Также можно найти К_ов по зависимости К_ов=f(К_п) полученной по данным капилляриметрии.