3. Определение нефтегазонасыщенности по удельному сопротивлению пласта.

Определение коэф-та нефтегазонасыщ-ти k_нг по данным методов сопр-я состоит в определении k_в и последующем расчете k_нг по ф-ле

k_в=1- k_нг. (1)

Величину k_в находят по следующей схеме.

7. Опр-ют значение _нп по данным метода сопр-ний (БКЗ, БК, ИК).

8. Используя величину k_п, установленную по данным одного из методов пористости ГИС, находят по связи Р_п=f(k_п) для изучаемого класса коллекторов величину параметра пористости Р_п.

9. Используя извест­ное значение сопр-я пластовой воды _в или определив его по спец зависимости, вычисляют _вп=Р_п_в.

10. Находят параметр насыщения по отношению Р_н=_нп/_вп.

11. По соответствующей изучаемому объекту завис-ти Р_н=f(k_в) находят величину k_в.

12. Зная k_в, рассчитывают k_нг по ф-ле (1).

4. Обработка и интерпретация диаграмм пс.

Диаграмма ПС не имеет нулевой линии. В кач-ве условной нулевой линии, от к-рой отсчитывают отклонение кривой ПС, исп-ют линию глин, проводя ее по участкам кривой с наиболее положительными показаниями ПС. Признаком пласта-коллектора явл-ся отрицательная аномалия кривой ПС. Границы пластов соответствуют точкам перегиба кривой ПС. Аномалия ΔU_СП в одиночном пласте опр-ся: в однородном пласте по максимальному отклонению, если пласт выделяется симметричной аномалией; в неоднородном пласте - средним значением показаний СП.

Статическая аномалия СП Е_s рассчитывается по ф-ле Е_s=ΔU_СП/ν_СП, где ν_СП - искажение регистрируемой аномалии ПС по сравнению со статической, опр-ся по спец палеткам.

Относительные значения α_СП, рассчитывается по ф-ле α_СП= Е_s/Е_smax, где Е_s – статическое значение амплитуды СП в исследуемом пласте; Е_smax – max-ое значение Е_s в изучаемом участке геологического разреза.

В пластах-коллекторах и неколлекторах с рассеянной глинистостью опр-ют значение относительной глинистости η_гл по эталонному графику α_СП=f(η_гл), составленному для изучаемых отложений. Комплексируя метод СП с одним из методов пористости, можно в пластах с установленным значением η_гл определять величины объемной глинистости k_гл и k_п. В пластах-коллекторах со слоистой глинистостью по значению α_СП опр-ют относительное содержание по мощности χ_гл глинистых прослоев в пачке по спец палеткам.

Оценка коэф-тов пористости и проницаемости в терригенных коллекторах с рассеянной глинистостью выполняется при наличии достаточно тесной корреляционной связи м/у параметрами α_СП и k_п, α_СП и k_пр.

По данным ПС можно опр-ть значения сопр-я пластовой воды _в при температуре пласта t_пл и мин-цию пластовой воды с_в.

5. Выделение пластов-коллекторов в карбонатном разрезе.

Карбонатные коллекторы с блоковым типом пористости выделяются по прямым признакам. Характерными особенностями карбонатных коллекторов явл-ся более высокие уд эл сопр-я, более низкая общая пористость по ср с терригенными коллекторами, наличие вторичной пористости.

Трещинный коллектор. Предварительные признаки наличия в разрезе трещинного коллектора:

1. Интенсивное поглощение ПЖ в процессе бурения;

2. Снижение продолжительности проходки;

3. Получение значительного притока флюида (Н, Г, пластовой воды) или фильтрата ПЖ при испытании.

Признаки трещ коллектора по данным специсследований и стандартного комплекса ГИС:

1. Значение d_с на кавернограмме = или несколько выше номинального d_н.

2. При вскрытии разреза на минерализованном бур р-ре (_ф=_в) и исследовании его методами сопр-ний зоны трещиноватости выделяются четкими min _к на фоне вмещающих плотных пород. При обработке диаграммы БК и кривой метода пористости (АМ или НМ) способом нормализации трещинные зоны выделяются низкими _к.

3. При использовании метода 2-х р-ров и методики каротаж-испытание-каротаж трещинные зоны выделяются в интервалах расхождения показаний при практическом совпадении их во вмещающих непроницаемых породах.

4. Отсутвие радиального градиента сопр-я по диаграммам разноглубинных зондов.

5. По методам пористости (НМ, АМ) трещинные коллекторы хар-ся низкими значениями коэф-та общей пористости (5-10%).

6. На диаграммах стандартного АМ отм-ся увеличение _АК.

7. На диаграммах СП и ГМ трещиноватости соответствуют низкие показания U_СП и I_, свидетельствующие о небольшом содержании или отсутствии глин материала. Возможны отрицательные аномалии СП, достигающие 200 мВ и , в следствие растущей во времени фильтрационной компоненты СП.

Трещинно-каверновый коллектор. Признаки трещинно-кавернового коллектора, хар-ные и для трещинного: I, II, 1, 2, 3.

Признаки отличия трещинно-кавернового коллектора:

1. более высокая общая пористость; отличие значения k_п.общ, определяемого по данным НМ или ГГМ, от k_п.АК (k_п.АК близко к k_п.мз и существенно ниже k_п.общ).

2. Диаграмма сигнала свободной прецессии ЯМР отм-ет аномалиями ИСФ большие полости выщелачивания.

3. Диаграммы методов опр-я глинистости СП и ГМ, фиксируя низкими показаниями в целом интервалы трещинно-кавернозого коллектора, отм-ют незначительным повышением показаний участки интенсивнго поглощения бур р-ра. Отрицательная аномалия СП может резко изм-ся во времени за счет роста во времени фильтрационной компоненты СП.

4. Активационный метод. В скв закачивают активированную жидкость и проводят повторные замеры замеры ГМ, при использовании нейторонно-активных элементов (хлор, бор, кадмий) проводят замеры НМ. Коллекторы отм-ся расхождением показаний 1-го и повторных замеров.

Для выделения трещинных и трещинно-каверновых коллекторов исп-ся АКш, САТ.

Смешанные (трещинно-кавернозно-межзерновые) коллекторы выделяются в разрезе по данным ГИС по прямым признакам, как и межзерновые.