істю в них радіоактивних ізотопів урану, калію і торію. Найбільш радіоактивними є глини, в результаті чого проти них будуть спостерігатися високі значення радіоактивності, а проти пісковиків - низькі. Більш чітко даний метод виділяє вугілля, тому в них практично не присутні радіоактивні елементи.
Додатковими методами для визначення літологічного складу і виділення колекторів є методи: МБК, ВІКІЗ, ІЧ, НКТ, ГГК-ЛП і АК.
Метод МБК заснований на реєстрації ефективного електричного опору ближньої зони гірських порід фокусованим микрозондом. Реєстровані значення ефективного електричного опору для колекторів визначаються в основному параметрами їх промитої зони.
Метод ІК заснований на реєстрації провідності гірських порід при поширенні електромагнітного поля. Питома електрична провідність гірських порід є величиною, зворотною їх питомому електричному опору. У зв'язку з цим даний метод впевнене виділяє вугілля і щільні карбонатізірованние пісковики, що мають високі опору.
Метод ВІКІЗ заснований на радіальному розподілі питомого електричного опору від свердловини до постійної частини пласта, це завдання вирішується з використанням кривих зондувань.
За НКТ при визначенні літології основне значення мають процеси уповільнення, дифузії і поглинання теплових нейтронів, тобто від водородосодержанія. Таким чином, при роботі заінверсіоннимі зондами, чим більше водню міститься в пласті, тим нижче будуть показання нейтронного каротажу.
При ГГК-ЛП інтенсивність розсіяного гамма-випромінювання обумовлена ??комптонівським ефектом, що залежать тільки від об'ємної щільності гірських порід і фотоефектом, що залежать від атомного номера речовини. За свідченнями даного каротажу найбільш виражено виділяються вугілля і щільні карбонатізірованние пісковики, а також при спільній інтерпретації плотностной і литологической диаграммам виділяються чисті і кальцітізірованние теригенні різниці (за ступенем вмісту в них кальцію, що володіє великим атомним номером).
Метод АК заснований на реєстрації інтервального часу пробігу t=t2-t1 і амплітуди (А1, А2) поздовжньої акустичної хвилі. На діаграмах АК глини характеризуються високими значеннями інтервального часу (? Т=300-500 мкс/м), а пісковики більш низькими значеннями інтервального часу (? Т=175-330 мкс/м).
Визначення глинястості колекторів здійснюється методами ПС, ГК.
За ПС визначення глинястості засноване на залежності адсорбційної активності, а, отже, і глибини аномалії ПС над колекторами від вмісту в них глинистого матеріалу. Для визначення використовують емпіричні залежності відносної амплітуди аномалії? ПС від глинястості.
При ГК інтенсивність природної радіоактивності колекторів залежить від вмісту в них глин. Для визначення глинястості використовується Петрофизическое залежність подвійного різницевого параметра ГК від глинястості.
Визначення пористості колекторів здійснюється методами опорів (БКЗ, ІК, МКЗ, МБК), ПС, НКТ, ГГК-ЛП і АК.
Методи опорів застосовують для визначення К П міжзернових колекторів і заснований на залежності між коефіцієнтом пористості і параметром пористості Р П. За Мікрозонд легше визначити опір рідини в порах зони проникнення, тобто фільтрату бурового розчину.
За ПС визначення пористості засноване на використанні статистичного зв'язку між коефіцієнтом пористості К П і амплітудою аномалії ПС, встановленої шляхом зіставлення діаграм ПС з результатами лабораторних досліджень керна.
При НКТ пористість визначається в основному за рахунок водородосодержанія досліджуваної середовища, тому рідина міститься в основному в порах порід, і визначається за петрофізичної залежності водородосодержанія від пористості з урахуванням поправки за глинистість.
За ГГК-ЛП визначення пористості засноване на інтенсивності вторинного гамма-випромінювання, пов'язаного з комптонівським ефектом, свідчення якого обумовлені щільністю порід.
Застосування АК для визначення пористості засноване на вимірі інтервального часу, який є лінійною функцією пористості гірських порід.
Визначення проникності колекторів здійснюється методами опорів і методом ПС.
За ПС проникність визначається з петрофізичної залежності відносної амплітуди аномалії? ПС від проникності, встановленої на моделі порід для даного родовища.
У методі опорів визначення коефіцієнта проникності виробляють по відомій величині параметра нефтенасищенності Рн і коефіцієнта пористості. Ці визначення грунтуються на наявності кореляційної залежності між вмістом у пласті зв'язаної води і величиною коефіцієнта проникності. Також за методом БКЗ, якими можн...
