13. Стратиграфическая схема палеозоя Русской платформы.
14. Определение пористости по ак.
АК – метод изучения свойств ГП по измерениям в скв. характеристик упругих волн звуковой и ультразвуковой частоты (выше 20кГц), возбуждаемых в скважине акустическим излучателем.
Определение Кп по результатам АК.
Кп=(tп- tск)/( t ж- tск), где tск, t ж- интервальное время пробега в скелете и жидкости, tп-регистрируемое интерв.время.
АК широко применяют на всех стадиях горногеологического процесса. Основные из решаемых им на промышл. уровне задач- получение данных для интерпретации сейсмор-ки (пластовые скорости), литологического расчленения разреза, оценка прочностных свойств пород, выделение коллекторов, определение их пористости и типа, порового пространства, изучение качества обсадки скважины и др.
15. Комплексная интерпретация данных гис в нефтяных скважинах.
Комплексаная интерпр-ция данных ГИС - это этап обр-ки, кот. Предполаг знание всех г/ф методов, теорию, способы интерпр-ции, регистрацию и петрофизику. Этапы комплексн. интерпретации: 1) литологич. расчленение 2) опред Нэфф 3) опред Кп 4) опр Кн 5) опр Кпр 6) контроль ГИС.
16. Определение пористости по нгк.
Пористость пластов-коллекторов в карбонатных отложениях чаще всего определяется по диаграммам НГК способом двух опорных горизонтов. В качестве опорных горизонтов принимаются показания НГК против плотных карбонатных пород (1% пористости непроницаемых известняков и доломитов) интенсивностью Jnγ ПЛОТ, например, против известняков (аргиллиты радаевского и верейского горизонтов) башкирского и турнейского ярусов показания НГК против глинистых пород интенсивностью Jnγ ГЛИН, например, против глинистых пород верейского и тульского горизонтов. Пористость определяется обычно для проницаемых прослоев (показания Jnγ ПЛ) с h=1 м, для которых не требуется введения поправок на инертность аппаратуры при расчете разностного параметра ΔJnγ.
Можем определять и в терригенных отложениях, если там карбонатный цемент.
Полная формула определения ΔJnγ (с поправками) имеет вид:
Все значения переводят в имп/мин согласно коэффициенту перехода, выдаваемому для каждой скважины. При оперативном расчете ΔJnγ по этой формуле, показания Jnγ ПЛ обычно заменяют на фоновые значения Jnγ min. Для определения КП по НГК используют зависимость ΔJnγ=f(КП).
17. Количественные критерии выделения коллекторов.
Породы-коллекторы отличаются от вмещающих способностью содержать флюиды-воду, Н,Г отдавать их в скв при наличии депрессии на границе:скв-порода, те когда Рзаб<Рпл и поглощать ПЖ, когда Рзаб>Рпл – репрессия.
Предпосылкой для выдел коллекторов глав образ межзерновых по велич к-л пар-ра породы(например пористости или глинистости), яв-ся то, что изучаемому типу коллек соотв опред обл измен этого пар-ра. При этом границы коллек-н/коллек имеют опред гранич знач использ-го пар-ра. (Кпгр, Кгл гр).Зная гран знач пар-ра,при к-м производится деление ГП на коллекторы и неколект, на диагр ГИС пров-ся уровень, соотв-й этому знач, к-й позв выд-ть в разрезе коллек по приз Кп>Кп гр.(рис)
Использование р-ра на нефтяной основе-дорого, но зато получ более точное значение нефтенасыщ. Количественные критерии выд-ся на стаистическом уровне, те граница коллек-н/коллек опред стастич сп-ми и петрофизич-и способами.
Статист сп-бы-суть-обоснование коллич критериев заключ в разделении разреза базовой скв на прониц и непрониц пласты по прямым качест признакам или рез-там опробования скв.С последующим опрделением численного значения коллич критерия по рез-там статистич обраб статис данных. Статистич обработка полученной инф реализуется путем построения кумулятивных кривых Кп по ГИС или к-л г/ф параметра(∆I γ,∆Т и тд ) для 2х подвыборок-коллекторов и н/коллек
Петрофизич сп-бы
При обоснов колич критер колелк-н/коллек корреляц сп-м исп-ся в осн петрофиз инф-я. Для этих целей вп-ся постр-я: 1)солпоставление общ пористости с эффект(для газовых) или общ порист с динамич (для нефтяных МПИ)
Кпэф=Кпо(1-Ков)
Кпдин=Кпо(1-Кпов-Кон)
В
данном случае под Кон поним содерж остат
нефти, неизвлек-й из породы при заводнении.