12 Яким чином вводиться поправка за зону проникнення в методіБк

Поправку за вплив свердловини при інтерпретації діаграм БК вводять наступним чином. Визначають питомий опір промивної рідини. Виправляють значення уявного опору за ексцентриситет приладу і обмежену товщину пласта. Використовуючи палетку

15, 17 Алгоритм інтерпретації результатів гк і ггк

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. Тоді:

,

Дана поправка вноситься тільки при інтерпретації глинистих пластів.

в) Отримана інтенсивність І приводиться до стандартних свердловиних умов Іст за допомогою поправки η. Поправка ηγ вводиться в покази без фону за формулою:

.

Покази ГК корегуються тільки навпроти тих пластів, в яких є відхилення діаметра свердловини від номінального, тобто утворились каверни або глиниста кірка.

За величиною відносної інтенсивності та відповідної номограми дійсне значення n=qп/qp, тоді при відповідному значенню qp розраховують qп.

г) Наступний етап обробки полягає у визначенні подвійного різницевого параметра:

,

д) Кінцевим етапом обробки є використання імперичних зв’язків Іγ=f(Кгл) або Іγ=f(Сгл)

16 Алгоритм інтерпретації результатів нгк

а) Визначення границь пластів. Границі пластів з аномальними показами відносно вміщуючих порід In, Inn визначають за правилом, яке використовується при інтерпретації діаграм ГК (див пит. 15,17).

б) Зняття показів. Покази із діаграм НГК, НК-Т знімають так само, як і з діаграм ГК:

в) Врахування впливу фону природної радіоактивності виконується тільки при інтерпретації діаграм НГК, оскільки при реєстрації діаграм НК-Т вплив природної радіоактивності порід відсутній. Розраховується різниця:

,

г) Врахування впливу інерційності радіометра або приведення показів I до умов пласта необмеженої товщини виконується так само, як і при інтерпретації діаграм ГК. Виправлене значення I у пласті розраховують за формулою:

,

д) Визначення коефіцієнта нейтронної пористості Kпn.

Значення Inγ.min характерні для глинистих пластів, які відмічаються на кавернограмі певним перевищенням dc над dн; для них вводять поняття еквівалентної нейтронної пористості Kпn екв із найбільш ймовірним значенням 40 %.

19 Виділення границь пластів і зняття значень з кривих ак

б) Визначення границь пластів. Крива інтервального часу реєструється в лінійному масштабі так, що величина ΔΤ зростає зліва направо. Крива затухання α реєструється в лінійному або логарифмічному масштабі. Таким чином, породи з високою пористістю і підвищеним поглинанням енергії хвиль відзначаються на фоні порід, що вміщують пласт, максимумами на кривих ΔΤ і а. Аномалії зазначених параметрів симетричні відносно середини пласта. Його границі при будь-якому співвідношенні розміру зонда L і товщини пласта h знаходять по точках, які зміщеним на відстань L/2 від початку аномалії до середини пласта         (рис. 11.2).

в) Зняння характерних значень ΔТ. Зняття значень ΔТ в межах аномалії проводять для ділянок розрізу, які відмічаються номінальним діаметром dн або dc<dн на кавернограмі; пласти де dc>dн не інтерпретуються. Оскільки до уваги не приймаються пласти товщиною h<L, вплив вміщуючих порід на ΔТ не враховують. Вплив швидкості підйому υ зонда і сталої τ інтегруючої комірки на ΔТ нехтується при υ<1000 м/год, τ<0.5 с.

Маючи інтервальний час проходження пружної хвилі у пласті, скелеті породи та рідині, яка заповнює пори колектора, за рівнянням середнього часу можна знайти коефіцієнт пористості.