3. Критерии определения характера насыщения по данным опробователя на кабеле.

При неглубоком проникновении фильтрата бур р-ра в пласт состав пробы соответствует хар-ру насыщения пласта.

При глубоком проникновении хар-р насыщения оценивают по составу и кол-ву газа:

1. Нефтеносный пласт – наличие нефти в пробе, компонентный состав УВ газов, характерный для нефтеносного пласта.

2. Газоносный пласт – наличие конденсата или существенно большой газовый фактор.

3. Водоносный пласт – наличие пластовой воды в пробе, компонентный состав УВ газов, характерный для водоносного пласта.

При больших размерах зоны проникновения рассматривается компонентный состав газа. Для нефтеносных пластов содержание метана в газах пробы 70%; присутствуют тяжелые УВ. Для газоносных пластов содержание метана 80%, мало тяжелых УВ.

4. Определение Kп по диаграммам 2-х зондового нм-т.

Преимущества метода по сравнению с однозондовыми методиками следующие: сводится к минимуму влияние на рез-ты измерений изменения св-в ПЖ (плотность, мин-ция), диаметра скв, термобарических условий в интервале исследований.

Для определения величины k_п выполняются следующие операции:

1. Выделение пластов, отбивка границ: породы с высоким водоордосодержанием (глины) отм-ся на диаграммах НМ-Т низкими показаниями, малопористые породы с низким водородосодержанием (плотные известняки) – высокими показаниями. Границы пласта с аномальными по отношению к вмещающим породам показаниями I_nn (максимум или минимум) выделяются по точкам, отстоящим на L_з/2 от показаний НМ-Т во вмещающих породах (L_з – длина зонда – расстояние от источника нейтронов до детектора). Показания НМ-Т отсчитывают: а) в мощных пластах с h>v_я/1200, находя среднее значение I_nn в пределах части h пласта, за вычетом зоны толщиной h=v_я/1200, где показания искажены инерционностью радиометра; б) в пластах с 1<h<v_я/1200 по максимуму или минимуму аномалии. Где v – скорость перемещения скважинного радиометра; _я - постоянная времени интегратора.

2. В каждом интерпретируемом пласте вычисляют А==I₁/I₂, где I₁ и I₂ – показания соответственно малого и большого зондов.

3. Опр-ют по завис-ти α=f(А) величину α.

4. Используя соответствующую палетку, из комплекта палеток, на к-рых сгруппированы завис-ти α=f(k_п*), для заданых d_c и мин-ции р-ра С_р находят k_п*, соответствующие вычисленному α.

5. По спец палеткам находят поправки Δk_п, учитывающие влияние глин корки и отклонения диаметра скв от номинального в отдельных пластах; вычисляют исправленное значение k_п.

1. Кривые мкз, основы интерпретации.

Штриховкой отмечены проницаемые пласты.

Кривые МКЗ симметричны относительно середины пласта.

Интерпретация обычных микрозондов (МГЗ – А0,025М0,025N, МПЗ – А0,05М) закл-ся в решении задач:

1) Расчленение разреза на проницаемые и непроницаемые пласты, уточнение литологич состава пород.

Плотные непроницаемые ма диаграммах МКЗ породы хар-ся высоким уровнем КС и изрезанностью кривой _к, связанной с шероховатостью стенок скв и неравномерностью прижатия башмака к породе. _к.МПЗ=_к.МГЗ, замеряется _п.

В глинистых пластах, образующих каверны, _к.МПЗ=_к.МГЗ и значение сопр-я близко к сопр-ю ПЖ.

В проницаемых пластах, против к-рых на стенке скв образуется глин корка, показания МПЗ превышают показания МГЗ (положительное приращение) из-за разной глубинности исслед-я. МГЗ измеряет в осн сопр-е ПЖ, глин корки, МПЗ – сопр-е ПЖ, глин корки, промытой зоны, реже зоны проникновения.

2) Опр-е границ пластов и их мощности: границы пласта проводят по точкам перегиба кривой КС.

4) Оценка уд сопр-я части пласта, прилегающей к скв, и толщины промежуточного слоя (глин корки и пленки). Для этого исп-ся спец палетки.

Билет 11.