20. Установление внк и гжк по каротажным диаграммам.

Если пласт-коллектор насыщен нефтью или газом только в верхней части, то наблюдается в водо-нефтяной зоне водоплавающая нефтяная залежь и по данным электрометодов устанавливают ВНК и ГЖК.

Контакт нефть-вода в природных коллекторах не является четким, переход от нефтегазоносной к водоносной части пласта происходит постепенно на некотором интервале, называемый переходной зоной. Она в зависимости от геологического характера пласта и физико-химических свойств нефти и пластовой воды имеет мощность от 1 до десятков м. За условный ВНК (ГЖК) принимают уровень переходной зоны, на котором ее удельное сопротивление соответствует критической нефтегазоносности.

Для большинства месторождений этот уровень соответствует точке, расположенной выше нижней границы переходной зоны на 1 – 1,5 м.

21. Определение пористости терригенных пород по пс и гк.

Определение пористости терригенных пород

В настоящее время коэффициент пористости К_п определяется по следующим геофизическим методам:

- по удельному сопротивлению пласта ρ_п;

- по удельному сопротивлению зоны проникновения ρ_зп;

- по абсолютному значению аномалии ПС;

- по относительным значениям аномалий ПС А_пс;

- по показаниям ГК (ΔJ_γ).

Применение первых двух методов ограничено, т.к. зависимость между параметром пористости P_п и коэффициентом пористости К_п получают в результате экспериментальных исследований, т.к. величина P_п очень сильно зависит от минерализации пластовой воды, К_п определяется не точно.

В методах ПС и А_пс предпочтение заслуживает метод А_пс, поскольку в этом случае удается избежать погрешностей в установке масштаба записей.

K_п=f(А_пс)

k_h – поправочный коэффициент за мощность пласта,

k_н – поправочный коэффициент за нефтенасыщенность пласта

Апс определяется по методу двух опорных горизонтов, в качестве которых выбираются плотные непроницаемые породы турнея и глинистые породы малиновского надгоризонта.

U_пс может быть в мВ, в мм, в клеточках. Если пласт нефтенасыщен толщиной менее 3 м, то k_н = 0,98, а если толщина более 3 м, то в пласте определяется его удельное сопротивление ρ_п, затем по специальным палеткам находится k_н. k_н вводится из таблицы поправочных коэффициентов, в ней дается мощность пласта и диаметр скважины.

Определение К_п по ГК

Определяется двойной разностный параметр ΔJ_γ, два опорных горизонта, снимаются значения ГК против тульских глин и против известняков и доломитов турнея.

22. Нейтронный гамма каротаж. Определение коэффициента пористости по данным нгк.

Нейтронный гамма каротаж и его модификации

При нейтронном каротаже изучаются характеристики нейтронного и гамма-излучений, возникающих при облучении горных пород источником нейтронов. Различают стационарные и импульсные методы нейтронного каротажа. К стационарным относят следующие модификации: нейтронный гамма каротаж НГК, нейтрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам ННКТ и нейтрон-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам ННКН.

Результаты измерения представлены в виде изменения на кривой НК вторичного гамма-излучения или плотности тепловых или надтепловых нейтронов с глубиной. В скважинном приборе содержатся источник и индикатор гамма-излучения.

Общая величина гамма-излучения, регистрируемая при НГК слагается из трех компонентов: 1) интенсивность гамма-излучения J_нгк, возникающего под действием внешнего источника нейтронов; 2) гамма-излучения J_ггк источника нейтронов, которое воздействует на индикатор непосредственно или вследствие облучения стенок скважины; 3) естественное гамма-излучения J_гк.

По нейтронным свойствам осадочные породы делятся на две группы: большого и малого водородосодержания. К первой группе относятся породы, характеризующиеся высокой влагоемкостью (пористостью) – пористые и проницаемые песчаники и карбонатные породы; ко второй группе относятся малопористрые разности – плотные известняки и доломиты, сцементированные песчаники и алевролиты, ангидриты, каменная соль. На диаграммах НГК эти породы в отличие от пород первой группы выделяются высокими показаниями НГК. Нефть и вода содержат почти одинаковое количество водорода, поэтому нефтеносные и водоносные пласты отмечаются приблизительно одинаковыми значениями НГК. Газоносные пласты отмечаются более высокими показаниями.

Определение пористости карбонатных пород по диаграммам нейтронных и акустических методов.

Обычно пористость в карбонатных коллекторах определяется по НГК по способу двух опорных горизонтов и по кривой водородосодержания. С помощью диаграммы можно определить коэффициент пористости, но с использованием палетки РКС-3. Эта палетка создана на базе моделей коллекторов. . Во все эти значения вводится поправка за глинистость кривой ГК.

K – аппаратурный коэффициент. Для аппаратуры ламповой типа ВС K=0,625, ДРСТ-1 K=0,3, ДРСТ-3 K=-0,2. Все эти значения для имп/мин.