39.Визначення коефіцієнта глинистості колекторів за даними гк

Схема інтерпретації діаграм гамма-каротажу включає наступні етапи.

а) Границі пластів-колекторів за даними ГК проводяться наступним чином: підошва пласта проходить в точці різкого спаду кривої, а покрівля – різкого підйому.

б) Виміряна інтенсивність приводиться до умовної необмеженої товщини пласта за допомогою поправки ν. Для визначення цієї поправки необхідно мати потужність пласта h, швидкість реєстрації діаграми ГК ν і сталу часу реєструючої апаратури τ.

в) Отримана інтенсивність І приводиться до стандартних свердловиних умов Іст за допомогою поправки η. Для цього необхідні значення dс, відношення радіоактивності відповідно γп/γр=Іп/Іmin(ηd); hгк, δгк або γгк/γр(ηгк) і ε=(dc-dп)/dс∙(ηє), а також значення інтенсивності Іф апаратурного і космічного фону.

40.Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості колекторів за даними електричних методів

Коефіцієнти нафтонасичення Кн і газонасичення Kг порід визначаються за параметром насичення Рн(Рг)=нп/вп. Для розрахунку Рн необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи нп, що досліджується, та її опір вп при 100 %-вому насиченні пор пластовою водою.

Опір вп розраховується за даними коефіцієнта пористості Кп породи та опору пластових вод в:

, (7.1)

Після визначення нп і вп розраховується величина параметра насичення:

. (7.2)

Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення Кв породи. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.

У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки чергуються з нафто- і газоносними піщаниками та свердловина розкриває пласти з кутом зустрічі, близьким до 90°, за даними виміру уявного опору великими зондами визначається повздовжній питомий опір  t, н пачки.

46 Літологічне розчленування розрізу свердловини за даними комплексу методів гдс

Літологічна різновидність гірських порід (глини, глинисті сланці, алевроліти, аргіліти, пісковики, вапняки, гіпси, ангідрити, конгломерати, солі і т.д.) визначається наявністю в них хімічних елементів, текстури, структури, цементуючого матеріалу і т.д., що в свою чергу відображається на результатах вимірювання геофізичних параметрів. Таким чином, кожна літологічна різновидність гірських порід має свою геофізичну характеристику.

Чим більше використовується даних від різних геофізичних методів при розв’язку поставленої задачі, тим більш точніше вона вирішується.

Враховуючи те, що в розрізі свердловин не завжди проводиться повний комплекс методів ГДС, тому нами розглядається характеристика тільки тих методів, які виконуються майже по всіх розрізах свердловин. До таких методів відносяться:

– метод уявного електричного опору;

– метод самочинної поляризації;

– кавернометрія;

– гамма каротаж;

– нейтронний-гамма каротаж.