6.Как оценить коэффициент газонасыщенности

Для оценки К_г исп-ся методы ДК, НМ.

1)Диэлектрич. прониц-ть ε хар-ет способность вещества поляризоваться под действием электрич. Диэл.прониц-ть г/п обусловлена значением относительной диэл. проницаемостью ε* слагающих породу компонентов: влагонасыщ-тью, минерализац воды и т.д. Наибольш значение ε^*=80 характерно для воды. Когда порода состоит из 3-х компонент (минеральн скелет, газ, вода): *=(1-К_п)·_ск*+W_в·_в*+W_г·_г*, где коэфф объемной влажности W_в=К_п·К_в ; коэфф удельной газонасыщ-ти W_г= К_п·К_г, _ск*, _в*, _г*-диэл. прониц-ть для скелета, воды и газа. Для инт-ции ДК исп-ют палетки: *=f(К_п) и шифр кривых – К_г;

2)Определение Кг по материалам стационарных видов НК. Исп-ся двойной разностный параметр, вычисленный ч/з показания в опорных пластах в стандартных средах. Суммарное водородосодержание чистой неглинистой газонасыщенной породы k_п зависит от ∆k_пск, ∆k_пв, ∆k_пг – водородных индексов минеральной матрицы породы, воды и газа. В п/де, насыщенной пресной водой и не содержащей минералов с химически связанной водой ∆k_пв=1; ∆k_пnск=0. Для глинистых газонасыщенных пород: k_п зависит от ∆k_пnгл-объемного содержания химически связанной воды в глинистой фракции породы. Кажущая пористость или водородосодержание, определенное по данным НК в обсаженной скваж, связано с пористостью: k_пк=k_п+∆k_ппл, где ∆k_ппл-поправка за плотностной эффект. Для неглинистых кол-ров получена номограмма. По известным значениям пор-ти и кажущейся пор-ти находят величину кажущего значения k_г^΄, с которой коэф истинной газонас-ти связан след. соотношением: k_г=k_г´/(1-∆k_пnг). В глинистых кол-рах k_г нах-ят способом постепенных приближений.

Коэф-ты текущей газонасыщенности (К_гт) кол-ров находят по данным им­пульсных и стационарных нейтронных видов ГИС. По повторным кривым НГК опр-ние производят по методике нескольких опорных пластов, включающих газонасыщенные и водонасыщенные кол-ры при­мерно с той же пористостью, что у исследуемого пласта, либо газо­насыщенные коллекторы и пласты неразмытых глин. Далее строят график зависимости между стандартизованными показаниями I_n в про­извольных единицах и К_г, ус­тановленными по матери­алам электрических ви­дов ГИС. На графике наносят две ос­новные линии: 1- с максимальными коэффи­циентами газонасыщен­ности, 2- с минимальной газонасыщенно­стью. Параллельно оси К_г наносят показания НГК, выраженные ч/з двойной разностный па­раметр I_n. Все точки, характеризующие исследуемые пласты, будут нахо­диться на графике на линиях 1 и 2 либо в области, ими ограничен­ной.

3)ИННМ: Определение коэфф газонасыщенности основано на различии декрементов затухания в газе и воде, т.е. λ_в>>λ_г. Это условие выполняется при значительной минерализации пластовой воды и отсутствии зоны проникновен фильтрата ПЖ. При известной пор-ти пород и рассчитанных значений τ_ск, τ_в, τ_п коэф газонасыщ-ти определяют ч/з исправленное за влияние скважинных условий значение декремента затухания: Кг=[λ_ск(1-Кп)+λ_в·Кп-λ_гп]/[Кп(λ_в-λ_г)]. Существует графич. способ опр-ния k_г, в кот исп-ся кажущее значение λ. Этот способ можно применять если в разрезе скв-ны имеется не менее 3-х опорных пластов: 2 водонасыщенных и 1 продуктивный. В опорных пластах д/б известны значения пор-ти и насыщен-ти.