4. Прямые признаки выделения коллекторов.

Для выделения терригенных коллекторов и карбонатных коллекторов с блоковым типом пористости исп-ся качественные (прямые) признаки:

- Отрицательная аномалия ПС по отношению к линии глин, свидетельствующая о наличии фильтрации. Амплитуда отклонений кривой ПС от линии глин в глинистых коллекторах значительно меньше, чем против чистых коллекторов.

- Наличие глин корки на стенке скв, т.к. в проницаемый пласт поступает фильтрат ПЖ, а глинистые частицы оседают на стенке скв. Глин корка устанавливается по диаграммам каверномера, профилемера, коркомера. На кавернограмме и профилеграмме корка устанавливается по соотношению d_сd_н, на коркограмме h_гк0 (h_гк – толщина глин корки).

- Изм-е уд эл сопр-я пласта в радиальном направлении, к-рое устанавливается по данным кривых сопр-я, полученных зондами с разл глубиной исследования (БКЗ; МБК, БК; БК, ИК). Сопр-я глин корки, промвтой зоны, зоны проникновния и неизменной части пласта различаются. Это происходит из-за проникновения (повышающего или понижающего) фильтрата ПЖ в пласт.

- Изм-е во времени показаний каротажных диаграмм, записанных одним и тем же зондом, вследствие различия глубины проникновения фильтрата ПЖ в пласт коллектор.

- Положительное приращение на кривых микрозондов, т.е. превышение показаний микропотенциал-зонда _к^МПЗ над показаниями микроградиент-зонда _к^МГЗ (_к^МПЗ_к^МГЗ). Это происх из-за того, что радиус исследования r_и^МПЗ=10 см, а r_и^МГЗ=3,75 см. Т.о., против пласта коллектора МПЗ измеряет сопр-е бур р-ра в скв _с, сопр-е глин корки _гк, сопр-е промытой зоны _пп, сопр-е зоны проникновения _зп и, возможно, при малом диаметре зоны проникновения – сопр-е неизменной части пласта _п. МГЗ измеряет _с и _гк. В плотном и глинистом пластах показания МГЗ и МПЗ совпадают, т.к. в плотном они измеряют сопр-е самого пласта, а в глинистом – сопр-е в каверне.

4. Определение коэффициента проницаемости коллектора с использованием диаграмм пс, гк.

Если продуктивный горизонт представлен терригенными коллекторами с глинистым цементом, содержание к-рого меняется в широком диапазоне, наблюдается корреляционная связь м/у коэф-том проницаемости k_пр с коэф-тами глинистости – С_гл, k_гл, η_гл, а след-но, с гф параметрами, хар-щими глинистость коллектора – коэф-том затухания амплитуды ПС _ПС и двойным разностным параметром ΔJ_γ. Для коллекторов отдельных м-ний более тесной явл-ся связь м/у k_пр и комплексным параметром α_СП/ΔJ_γ.

k_пр опр-ся следующим образом:

3. По значениям, снятым с диаграмм ГК и ПС для изучаемого пласта, опр-ся значения J_ и α_СП по ф-лам:

J_=(I_-I_min)/(I_max-I_min), где I_ - значение интенсивности -излучения в исследуемом пласте; I_min – min-ое значение -излучения в разрезе, соответствующее плотным известнякам, доломитам; I_max – max-ое значение -излучения в разрезе, соответствующее пласту чистых глин.

α_сп=U_ПС/U_ПС,max, где U_ПС – амплитуда потенциалов СП в изучаемом глинистом пласте; U_ПС,max - амплитуда потенциалов СП в опорном пласте (чистом коллекторе известной пористости).

Если необходимо, опр-ют значение α_СП/ΔJ_γ.

4. По величине выбранного параметра находят k_пр по соответствующим завис-тям: J_=f(k_пр), α_сп=f(k_пр), α_СП/ΔJ_γ=f(k_пр).

Особенности рассмотренных способов:

• Опр-е k_пр по диаграммам ПС и ГК возможно для любых участков нефтяной (газовой залежи) – как предельно НГ-насыщенных, так и недонасыщенных: в переходной зоне, за контуром залежи;

• благоприятными усл-ями для применения способов является преобладание глинистого и практически отсутствие других видов цемента, особенно силикатного и карбонатного.

Билет №12.