- •Билет № 1
- •Электрические свойства горных пород. Регистрируемые параметры.
- •Определение эффективных мощностей по комплексу гис.
- •Задачи, решаемые методом 2-х растворов. Достоинства, недостатки метода, интерпретация.
- •Определение общей пористости (водородосодержания) в карбонатных отложениях
- •Кривые бк, основы интерпретации.
- •Факторы, определяющие удельне сопротивление горных пород.
- •Определение удельного сопротивления бурового раствора.
- •Задачи, решаемые методом 2-х растворов. Достоинства, недостатки метода, интерпретация.
- •Выделение трещинных коллекторов по данным ак.
- •Термометрия. Влияние температуры на акустические свойства горных пород
- •Кривые кс потенциал-зонда для мощного пласта.
- •Определение коэффициента пористости kп по данным электрометрии.
- •Методика каротаж-испытание-каротаж, решаемые задачи, интерпретация.
- •Выделение коллекторов в терригенном разрезе по комплексу гис.
- •Определение нефтегазонасыщенности по удельному сопротивлению пласта.
- •Билет № 4
- •Кривые кс градиент-зонда для мощного пласта.
- •Определение глинистости пород по материалам пс.
- •Термометрия. Задачи, решаемые в бурящихся скважинах. Основы интерпретации.
- •Определение трещинно-каверновой пористости по комплексу гис.
- •Удельное электрическое сопротивление терригенных пород.
- •Билет № 5
- •Кривые кс градиент-зонда для тонкого пласта.
- •Выделение пластов и интерпретация диаграмм гк.
- •Ядерно-магнитный каротаж, основы интерпретации.
- •Литология, структурные модели терригенных гранулярных коллекторов.
- •Прямые признаки выделения коллекторов.
- •Билет № 6.
- •Задачи, решаемые бкз (бэз).
- •Определение глинистости пород по данным гк.
- •Определение hэф.
- •Удельное электрическое сопротивление терригенных пород.
- •Задачи, решаемые методом 2-х растворов.
- •Билет № 7
- •Выделение пластов и порядок обработки кривых бкз.
- •Определение Kп по данным нгк по методу двух опорных пластов.
- •Кривые ик, основы интерпретации.
- •Учет влияния глинистости при определении Kп терригенных коллекторов по данным рк.
- •5. Выделение пластов-коллекторов в терригенном разрезе.
- •Характеристика объекта исследования при изучении разреза методом сопротивления.
- •Выделение пластов и интерпретация диаграмм нгк.
- •Кривые гк, основы интерпретации.
- •Определение коэффициента проницаемости коллекторов с использованием диаграмм пс, гк.
- •Определение трещинно-каверновой пористости по комплексу гис.
- •Билет № 9
- •Понижающее и повышающее проникновение, виды кривых бкз.
- •Выделение газоносных пластов по данным нгк.
- •Определение нефтегазонасыщенности по удельному сопротивлению пласта.
- •Обработка и интерпретация диаграмм пс.
- •Выделение пластов-коллекторов в карбонатном разрезе.
- •Билет № 10
- •Типы кривых зондирования.
- •Факторы, влияющие на показания гк, нгк. Форма кривых рк.
- •Критерии определения характера насыщения по данным опробователя на кабеле.
- •Определение Kп по диаграммам 2-х зондового нм-т.
- •Кривые мкз, основы интерпретации.
- •Влияние минерализации бурового раствора на ρк зондов в бкз.
- •Определение коэффициента пористости по данным ак.
- •Прямые признаки выделения коллекторов.
- •Определение коэффициента проницаемости коллектора с использованием диаграмм пс, гк.
- •Выделение пластов и обработка кривых бк.
- •Литологическое расчленение разреза с использованием данных ак.
- •Определение вторичной пористости в карбонатных отложениях.
- •Форма кривых ик, интерпретация, решаемые задачи.
- •Прямые признаки выделения коллекторов.
- •Билет № 13
- •Выделение пластов и обработка кривых ик.
- •Прямые признаки выделения коллекторов.
- •Определение Кп по данным пс. Условия применеия пс для определения Кп.
- •Определение глинистости по гк.
- •Выделение пластов-коллекторов в карбонатном разрезе.
- •Интерпретация диаграмм микрозондов.
- •Выделение пластов-коллекторов в карбонатном разрезе.
- •Определение пористости в карбонатных отложениях по комплексу гис.
- •Определение внк, гнк по комплексу гис.
- •5. Литология, структурные модели терригенных гранулярных коллекторов.
Кривые ик, основы интерпретации.
Кривые кажущейся проводимости зонда ИК 6Ф1.
Кривые ИК, полученнные зондом 6Ф1 против однородных одиночных пластов симметричны относительно середины пласта при одинаковых значениях электропроводности вмещающих пород. Для зондов 8И1,4; 4И1; 4Ф1 кривые несимметричны, т.к. середина м/у главными катушками этих зондов не соответствует точке записи.
Границы пластов при их средней и большой мощности опр-ся по точкам перегиба кривой. При уменьшении толщины пласта границы его смещаются к вершине аномалии и при h=1-1,5 м соответствуют точкам, расположенным примерно на высоте 2/3 амплитуды кривой к.
Характерными показаниями кривой σк против однородного пласта мощностью hLз явл-ся экстремальные значения эффект-ой электропров-ти, против середины пласта – max или min. Характерными показаниями σк против мощного пласта явл-ся средневзвешенное по толщине значение, измеренное в интервале, уменьшенном на ½ Lз со стороны кровли и подошвы. Против неоднородного пласта снимается среднее показание.
Внесение поправок: 1) Влияние скважины на показания ИК опр-ся диаметром скв и с. При измерениях современными зондами влияние скв сведено к min при пресном бур р-ре (ρр>1 Омм), а в случае высокоминарализов-й ПЖ (ρр<1 Омм) влияние скв учитывается при интерпретации диаграмм ИК с помощью спец палетки. 2) Влияние скин-эффекта на показания σк учитывается с помощью графиков σк=f(ρк). За счёт скин – эффекта нарушается закон обратной пропорц-ти м/у σк и ρк. Шкала σк трансформ-ся в шкалу ρк с учётом такого отклонения. 3) Влияние ограниченной толщины пласта в ИК гораздо меньше, чем в методах сопр-я. В пластах конечной мощности (3-4 м) существенные значения к необходимо прводить к показаниями против пластов неограниченной мощности. Поправочный коэф-т за мощность опр-ют с помощью спец палеток ρк=f(h). 4) Влияние зоны проникновения на рез-ты ИК невелико при повышающем проникновении, понижающее проникновение оказывает значит влияние. Для учета зоны проникновения исп-ся спец палетки ρк=f(ρп) (или к=f(п)).
Учет влияния глинистости при определении Kп терригенных коллекторов по данным рк.
При определении kп терригенных коллекторов учитывают влияние глинистого цемента. Коэф-т пористости kп.n, полученный по данным НМ с учетом состава минерального скелета породы включает следующие составляющие
kп.n=kп.общ+kп.1+kп.2, где kп.общ – общая пористость; kп.1 – поправка, учитывающая содержание в глине химически связанной воды; kп.2 – плотностная поправка, учитывающая различие плотности породы с водородосодержанием 1=kп.общ и 2=kп.общ+kп.1. Величина kп.1 опр-ся выражением
kп.1=kглгл.х, где kгл – объемная глинистость; гл.х – водородный индекс глины, обусловленный присутствием в ней химически связанной воды. Величина гл.х составляет 0,15-0,35, чаще всего 0,2-0,3, изменяясь в завис-ти от минерального состава глин.
Величина kп.2 опр-ся по спец палеткам в завис-ти от водородного индекса пласта и кажущейся пористости..
Поправки kп.1 и kп.2 обычно объединяют kп.1+kп.2=kп и рассчитывают kп.общ= kп.n-kп.