Определение нефтенасыщенности по объемному водородосодержанию

Нефтенасыщ-ть неразрывно связ с газонасыщ. поэтому рассм.нефтегазонас-ть.

Оценку нефтегазонас-ти выполн.,используя эл.,эл/маг.и я-гфз мет.ГИС. Кнг=1-Кв

Опред.Кн проводится с пом мет.ИНК. ИНК чувствителен к хлорсодержанию и нечувст.к влиянию скв на показ.прибора.

При невысокой минерализации пласт.вод резко усложн.зад.опред.коэфф. нефтенас-ти Кн. Если минерализ.превыш.100г/л, Кн опред.в орбсаж.скв или при неглуб зоне проникновения по временному декременту затухания плотности тепловых нейтр. В необсаж. скв с неглуб.повышающей зоной проникновения Кн опред.с пом.мет.диэл-го каротажа.

ДК (диэл.каротаж) примен.д.выделения нефтяных кол-ров и оценки их нефтенас-ти в усл.пресн.пластовых вод.

 

РВО(раствор на водной основе) Ρв^к≠ρв^з/к.

W=Кп*Кв.

Кн=1-Кв=1-W/Кп В Зап. Сибири часто пользуются.

 

 

16. Прямые качественные признаки кол-ров по ГИС.

Выделение кол-ров- важнейшая задача ГИС на стадиях поисков, разведки и эксплуат.местор. Применяемый комплекс ГИС связан с отличием кол-ров от вмещающих г.п.по проницаемости, пористости, глинистости и в общ.случ. опред.х-ром разреза, типом порового пространства, усл.бурения. Выдел.кол-ров в терриг.разрезе пров.на основе прям(качеств.решение) и косвенн.(количеств.критерии пластов-Кп,Кгл,Кпр и др.) признаков.

Прям.качеств.признаки позв.решить зад.выдел.кол-ра при ручн.интепрет. или путем использ.диагностических кодов при машинной инт-ии.

К ним относ.сужение диаметра скв(dс<dн) и расходжение диаграмм микрозондов (ρпмз>ρгмз),вызванные наличием глинистой корки. Радиальный градиент УЭС, устанавливаемый по изменению показ.эл.и эл-маг.методов, изменение показ.гфз. мет.с разн.глубинностью, изменение показаний гфз.мет.при повт.исслед, возникающее за счет формир-я или расформир-я зоны проникновения, х-е показания на кривых ГИС, присущие пластам коллекторам (ПС - низкие значения, ГК и НГК – низкие показания, АК – средние и высокие, но ниже, чем в плотных гп.).

Выделение пород коллекторов производится по косвенным качественным признакам, прямым качественным, и количественным критериям. Косвенные качественные прямые: (min ГК,min НГК(НМКТ),∆Tn>∆Тп/н). Прямые качественные: (отрицательные аномалии ПС(С(Н2О)>С(бур.р.)),если (С(Н2О)<С(бур.р.))-положительные аномалии, градиент R, приращение МЗ(ρМПЗ>ρ МГЗ), ДС номинальный >ДС глинистая корка. Количественные критерии: по значениям пористости, проницаемости. Кп>Кпгр – коллектор, неколлектор.

Кпр(н)= (QнμнL)/F∆P. – фазовая проницаемость (нефть), сопротивление.

Кпр(г)= (QгμгL)/F∆P. – газопроницаемость (движение жидкости и газа, химически – инертных к каналам по отношению к др.)-абсолютная проницаемость.

Рн=ρнп/ρвп=1← ρнп≈ρвп, если ≥1 – движение фазы начинается.