3. Определение пористости в карбонатных отложениях по комплексу гис.

АК: пористость пород находится по интервальному времени пробега продольной волны с использ-ем ф-лы среднего времени. К_п=(Т_п-Т_ск)/(Т_ж-Т_ск). Значение ΔТ опр-ся по диаграмме; ΔТ_ж - по номограмме при заданных мин-ции С_в, давлении и t^о; ΔТ_ск выбирают в соответствии с известным минеральным составом скелета пород в исследуемом интервале. В карбонатных коллекторах вычисленная пористость удовлет-ет усл-ю k_п.бл.≤k_п.АК<k_п.общ. k_п.АК= k_п.бл+ k_п.тр.

НМ: Опред-е k_п по данным НГК осущ-ся след способами: метод одного опорного пласта, метод двух опорных пластов. При интерпретации НГМ исп-ся завис-ти I_n= f(k_п), J_n= f(k_п) и J_n= f(k_п), где J_n - двойной разностный параметр, J_n=(I_n-I_n.min)/(I_n.max-I_n.min); J - относительный параметр, J=I_x/I_оп.

Сущ методика опр-я k_п по ННМ-Т.

По НМ опр-ся общая пористость.

КС: При определении k_п по завис-ти Р_п=f(k_п) параметр пористости в корой найден по ф-лам Р_п=_вп/_в; Р_п=_зп/_вф; Р_п=_пп/_фР_н.пп эта пористость соответствует блоковой (межзерновой) пористости.

Опр-е трещинной пористости в трещинных коллекторах осущ-ся по данным метода двух растворов. В этом случ

_зп и _зп – уд сопр-е зоны проникновения при исследовании с минерализованным и пресным р-ром; _ф и _ф – уд сопр-я фильтрата минер и пресного р-ров; А – безразмерная величина, изм-ся от 0,5 до 1 для трещин разл ориентации.

Вторичную пористость в карбонатном коллекторе опр-ют по ф-ле

k_п.вт=(k_п.общ-k_п.бл)/(1-k_п.бл),

k_п.общ опр-ся по по данным НМ или ГГМ. Величина k_п.бл устанавлива­ется по данным АК, методов сопр-я, керну.

Для коллектора, все трещины и каверны к-рого образуют единую фильтрационную систему, а матрица непроницаема, значние k_п.вт равно эффективной пористости k_п.эф.

4. Определение внк, гнк по комплексу гис.

Первоначальное положение ВНК и ГНК устанавливается комплексом промыслово-гф методов: в необсаженных скв – преимущественно методами сопр-я, в обсаж скв – методами радиометрии и термометрии.

ВНК в необсаж скв опр-ся по показаниям больших зондов БКЗ, ИК, БК. На кривых сопр-я нефтеносн часть пласта выделяется повышенными показаниями по ср с водоносной.

ВНК в обсаженных скв опр-ся по:

1) По показаниям НГМ. При вытеснении нефти минерализ водой ВНК на кривых НГМ фиксируется увеличением I_n против водоносной части пласта по ср с нефтеносной. Положение ВНК устанавливается по началу спада регистрируемой интенсивности I_n.

2) По показаниям ННМ-Т. ВНК отм-ся на кривых ННМ-Т уменьшением показаинй I_nт против его водоносной части. Положение ВНК фиксируется по началу подъема кривой I_nт (рис.3).

Рис.3

3) На кривых ИННМ ВНК отм-ся по началу увеличения I_т.n.т (рис.3).

4) По данным метода радиоактивных изотопов. ВНК отм-ся повышением интенсивности I_и против водоносной части пласта в случае закачки активированной воды.

5) По данным акустического широкополосного метода. ВНК отмечается по различию амплитуд: А_РнА_Рв и А_SнА_Sв.

ГНК в обсаж и необсаж скв опр-ся след способами:

1. По наличию положит приращений на кривых НГМ или ННМ-Т, полученных по методике временных замеров. Против нефтеносной части пласта показания будут практически совпадать.

2. На кривых ИННМ-Т значения против газносных пластов , чем против нефтеносных.

3. По данным термометрии. Газоносн часть пласта выделяется отрицат аномалией температуры.

5) По данным акустич методов. На кривых АКШ газоносн часть пласта хар-ся большим коэф-том затухания продольной волны и меньшим поперечной волны по ср с нефтеносной частью.