Термические методы исследования скважин (термокоратаж). СУРС Магнитные методы исследования скважин, страница 6

1) отрицательная аномалия ПС

2) наличие положительного приращения на диаграмме микрозондов

3) сужение диаметра скважины за счет образования глинистой корки

4) наличие повышающего или понижающего проникновения фильтрата ПЖ в пласт, отмеченного по 3-х-слойных кривых БЭЗ

5) минимальное показание на диаграммах ГК

6) среднее показание на диаграмме нейтронного гамма каротажа

7) увеличение интервального времени на диаграммах акустического каротажа

Выделение песчаных коллекторов, содержащих большое количество глинистого материала, осложняется тем, что ДОПИСАТЬ. На диаграммах ПС глинистые коллекторы отмечаются менее четко, чем чистые. Дифференциация диаграмм радиоактивного каротажа (ГК и НГК) становится менее яркой. Поэтому на практике глинистые коллекторы выделяют путем сопоставления и количественного анализам методов ПС, БК, МБК, ГК и кавернометрии.

Оценка характера насыщения межзерновых терригенных коллекторов сводится к их разделению на водоносные и нефтегазоносные, т.е продуктивные и непродуктивные. Заключение о нефтегазоносности пласта основывается на параметре насыщения или коэффициента увеличения электрического сопротивления пласта. формула где  - сопротивление нефтенасыщенного пласта

- сопротивление того же пласта за контуром нефтеносности (в порах находится только вода)

- относительное сопротивление или параметр пористости

- сопротивление пластовой воды.

И на его на сравнении с критической величиной (), характеризующей границу между промышленно продуктивными и непромышленными коллекторами. Интерпретируемый пласт, у которого !!!! считается нефтегазоносным. Критическое значение коэффициента увеличения сопротивления ДОПИСАТЬ. Для оценки характера насыщения терригенных коллекторов также может быть использован способ основанный на анализе критических значений коэффициента водонасыщения () или коэффициента нефтенасыщения (). Значение () устанавливают по результатам экспериментальных исследований фазовой проницаемости для коллекторов данного типа при фильтрации двухфазного потока (например, нефть и вода) через образец породы. При условии !!! через образец породы фильтруется только нефть. При формула

ДОПИСАТЬ используют в качестве критериев разделения пластов на нефтеносные и водоносные. Если !!!! его считают нефтегазоносным. Критическое значение этого коэффициента определяют по результатам опробывания скважин. Для чистых песчаных и карбонатных коллекторов критические значения (),начиная с которых пласт отдает нефть или газ без воды считается равным 60-70% процентов.

Оценка продуктивности глинистых коллекторов затруднена, так как удельное сопротивление различаются не более чем в 2-3 раза и коэффициент увеличения сопротивления пласта не является характерным параметром.

Карбонатные коллекторы.

Выделение коллекторов этой группы аналогично выделению вышерассмотренного терригенного коллектора и заключается в расчленении разреза на глинистые и неглинистые породы и в выявлении среди неглинистых пород малопористых и пористых разностей. Пористые разности рассматриваются как возможные коллекторы. Задача упрощается, если в изучаемом разрезе не содержится глинистых толщ. В этом случае для пористых и высокопористых разностей характерны следующие признаки:

1) наличие минимумов на кривых ГК и НГК;

2) увеличение интервального времени на диаграммах акустического каротажа;

3) низкие показания БК и НБК;

4) наличие глинистой корки.

Для разделения малопористых и пористых разнолстей используют способ граничного значения коэффициента пористости, при котором на диаграммах нейтронного или акустического каротажа проводят линию параллельную оси глубин, соответствующую граничному значению (), устанавливающему для данного типа разреза границу раздела между коллекторами и не коллекторами. Значение () устанавливают по результатам опробывания и анализам керна. Все пласты со значение !!!!!!! относятся к коллекторам.

Продуктивность коллекторов карбонатного типа может быть оценено следующими способами:

1) по превышению () зарегистрированного при проведении БК над (), зарегистрированным при проведении НГК в случае совмещения кривых БК и НГК в одном масштабе сопротивлений;