ного комплексу в тому що, з її допомогою можна вводити і застосовувати формули для формування діаграм, тобто маючи польовий матеріал визначати розрахункові параметри пластів необхіднихдля вирішення геологічних завдань.
Формування і роздруківка планшетів результатів обробки вихідних каротажних діаграм, в різних формах представлення даних, формованих обробними системами за допомогою програмного комплексу ShopKar. Програма дозволяє застосовувати різні графічні елементи оформлення планшетів, визначення шарів, полів висновків, а так само вставляти різні малюнки BMP формату; формувати і застосовувати макети виведення, що дає можливість для швидкої якісної підготовки та видачі графічних матеріалів.
Всі перераховані вище обробні комплекси містять програми читання даних різних форматів, у тому числі і міжнародного формату LAS.
Інтерпретація даних ГІС передбачає вирішення основних геологічних завдань, таких як літологічний розчленування розрізу, виділення колекторів, визначення їх фільтраційно-ємнісних властивостей, визначення характеру насичення пластів і вирішення інших завдань дослідження. Рішення перерахованих завдань в загальному випадку за даними тільки одного геофізичного методу дослідження свердловин скрутно. Тому геологічна інтерпретація геофізичних даних проводиться комплексно, із застосуванням декількох методів. За результатами інтерпретації робиться висновок по свердловині з конкретним зазначенням інтервалів перфорації.
літологічний розчленування
Розчленування виробляється на основі даних раніше проведених робіт і відповідно до фізико-геологічної моделлю для Мильджінское родовища (див. глави 1.4 і 1.5).
По кривим ПС, ГК і кавернограмме теригенні різниці розчленовують на піщанисті і глинисті. Піщаниках відповідають мінімальні значення інтенсивності природного гамма-випромінювання I? , Негативні аномалії? U ПС і номінальний або декілька зменшений діаметр свердловини. Глинам відповідають позитивні аномалії? U ПС, максимальні значення I? і наявність каверн. Алевроліти і глинисті пісковики характеризуються номінальним діаметром свердловини і проміжними значеннями? U ПС і I?. Зі збільшенням глинястості величина? U ПС зменшується, а інтенсивність I? збільшується.
Криві НКТ, ІК, БК впевнено відзначають в розрізі щільні карбонатізірованние пісковики (плотняк) і вугілля, що характеризуються високими опорами? П. Плотняк відповідають максимальні значення НКТ, а вугіллю - мінімальні.
Виділення колекторів
Проникні горизонти виділяють по кривих кавернометрія, мікрозондірованія, ПС, ВІКІЗ, ГК, МБК + БК ,. Проникним породам відповідають: зменшення діаметра свердловини, позитивне розбіжність кривих мікропотенціал- і мікроградіент-зондів, негативні аномалії, розбіжність значень між зондами ВІКІЗ через їх різної глибини дослідження, низькі значення I? і розбіжність кривих МБК і БК залежно від насичення.
Виділення нафтоносних пластів
У піщано-глинистому розрізі нафтоносним обріїв на кривих КС, отриманих зондами великого розміру, відповідають ділянки колекторів з підвищеними значеннями. Більш однозначно нафтоносні піщанисті горизонти виділяють по високим питомим електричним опорам, визначеним за допомогою даних ІК, БК, БКЗ і великих зондів ВІКІЗ. У районах з високою мінералізацією пластових вод поділ піщано-глинистих колекторів на водоносні і нафтоносні можливо за даними нейтронного гамма-методу і методу щільності теплових нейтронів Водоносні різниці на відміну від нафтоносних характеризуються підвищеною інтенсивністю, зниженою щільністю теплових нейтронів.
Виділення газоносних пластів
У піщано-глинистому розрізі газоносні колектори, так само як і нафтоносні, відзначаються високими удаваними і питомими електричними опорами. Піщано-глинисті колектори по нафтогазоносності розділяють з допомогою нейтронних методів, газоносні колектори характеризуються низьким вмістом водородосодержанія. У порівнянні з нафтоносними, газоносні горизонти характеризуються більш високими интенсивностями, щільністю теплових і надтеплових нейтронів. Виділення їх за даними електричних і радіоактивних методів ускладнюється тим, що в процесі буріння газ легко відтісняється від стінок свердловини фільтратом бурового розчину.
Визначення коефіцієнтів глинястості, пористості, проникності і нафтогазонасиченості
Визначення фільтраційно-ємнісних властивостей колекторів по геофізичним даним зазвичай проводять за еталонним кривим залежностей показань геофізичних методів від розглянутого параметра, які складають для кожного району і кожного типу гірських порід окремо. Побудова таких кривих можливо двома способами: 1) за даними лабораторних досліджень фізичних і колекторських властивостей порід; 2) за результатами статист...
