
- •1.Виділення границь пластів на діаграмах Град.- і Потенціал-зондів
- •2. Зняття середніх , оптимальних та екстремальних значень з кривих градієнт-зондів.
- •3 Наведіть приклади кривих уявного опору град. І потен. Зондів для пластів різної товщини та охарактер їх.
- •4. Побудова фактичної кривої зондування.Типи кривих фкз.
- •5. Алгоритм інтерпретації фактичних двошарових кривих зондування.
- •6. Алгоритм інтерпретації фактичних тришарових кривих зондування.
- •7. Алгоритм інтерпретації результатів бк.
- •8. Алгоритм інтерпретації результатів ік.
- •9. Інтерпретації результатів мікрокаротажу.
- •10. Інтерпретації результатів мікробокового каротажу. Інтерпретація діаграм мбк
- •11. Комплексна інтерпр. Результатів мк і мбк
- •12 Яким чином вводиться поправка за зону проникнення в методіБк
- •15, 17 Алгоритм інтерпретації результатів гк і ггк
- •16 Алгоритм інтерпретації результатів нгк
- •19 Виділення границь пластів і зняття значень з кривих ак
- •21 Визначений місць припливів води термометром Спосіб продавлювання
- •22 Визначений місць припливів води термометром Спосіб відтартування
- •23 Визначення місць припливів води за даними резистивіметрії
- •24 Визначення затрубного руху води за даними термометрії
- •26 Суть спільного застосування резистивїмстра і термометра
- •31.Визначення коефіцієнта пористості колекторів за даними електричних методів
- •32,Визначення коефіцієнта пористості колекторів за даними сп
- •33.Визначення коефіцієнта пористості колекторів за даними нгк
- •34.Визначення коефіцієнта пористості колекторів за даними ак
- •35. Введення поправки за глинистість при визнач. Коефіцієнта пористості за даними ак.
- •38. Визначення коефіцієнта пористості та глинистості колекторів за даними сп
- •39.Визначення коефіцієнта глинистості колекторів за даними гк
- •40.Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості колекторів за даними електричних методів
- •46 Літологічне розчленування розрізу свердловини за даними комплексу методів гдс
- •50.Задачі, які вирішуються за допомогою гк
- •53. Задачі, які вирішуються за даними нейтронних методів
- •54. Задачі, які вирішуються за даними іннк
- •55. Задачі акустичного каротажу
- •56. Задачі, які вирішуються за допомогою методу сп
- •57. Області застосування та задачі, що вирішуються бк
- •58. Задачі, які вирішуються за даними ік
- •59. Області застосування мбк
- •60.Наведіть основні геологічні задачі геофіз дослідж св. Які виріш у відер стовбурі….
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.