зниця між загальною товщиною пласта (Н) і сумарною товщиною неколлекторов (? Н i нк), представлених глинистими і щільними прошарками.
При обгрунтуванні ефективних товщин використовувалися всі геофізичні критерії. При цьому виключалися всі прослои, що характеризуються по ГІС як ущільнені або глинисті. Ефективні нефтенасищенной товщини визначалися за результатами оцінки характеру насичення колекторів.
Визначення питомого електричного опору пластів
Комплекс електричних методів (ІК, БК), застосовуваний на Ігольско-Таловому родовищі є оптимальним, але він не позбавлений недоліків. Так якщо пласт-колектор залягає між пластами-неколлекторов з різко різними питомими опорами, то на зонд позначаються спотворення за рахунок вміщають порід. До факторів, що утрудняє інтерпретацію, також відносяться: наявність щільних і глинистих прошарку; часте переслаивание глинистих, щільних і проникних прошарків. Проникнення фільтрату промивної рідини в пласти має підвищувальний характер. Глибини зон проникнення (D / d) для розвідувальних свердловин складають: - 4-8 діаметрів свердловини, для експлуатаційних - 4-6.
Визначення відносної амплітуди ПС (а пс)
Проводилось таким чином: у досліджуваному розрізі виділявся потужний однорідний водоносний пласт з мінімальною глинистістю і максимальним значенням ПС. Градієнт зміни ПС з глибиною дорівнює 3 мВ на 100м, що визначено на низці родовищ Томської області.
Максимальна амплітуда ПС в досліджуваному пласті визначалася за формулою:
де: - глибина досліджуваного пласта;- Глибина опорного пласта;- Значення ПС в опорному пласті.
Величина відносної амплітуди ПС визначалася за формулою:
де - спостереження ПС, виправлена ??за обмежену потужність пласта.
Визначення коефіцієнтів пористості колекторів
Визначення пористості колекторів проводилося з використанням методу НКТ і залученням відносної амплітуди ПС (а пс) і даних ГК. При визначенні пористості колекторів на Ігольско-ТАЛОВЕ площі в якості основного методу використовувалися дані НКТ. Пористість колекторів по НКТ визначалася таким способом:
проводилася нормалізації кривої НКТ за формулою:
де: - середнє значення і стандартне відхилення в еталонної свердловині;
- середнє значення і стандартне відхилення в досліджуваній свердловині
Для реалізації алгоритму в автоматичному режимі в лабораторії нафтогазопромислового геофізики була розроблена математична модель, реалізована у вигляді функції:
де: - водородосодержаніе опорного водоносного пласта і значення НКТ відповідно;- Водородосодержаніе опорного глинистого пласта і значення НКТ відповідно;- Поточне значення НКТ.
В якості пласта високого водородосодержанія використовувалися пласти розмитих глин, при замірах НКТ у відкритому стовбурі або зацементовані каверни в разі обсадженої свердловини. Ці пласти, як правило, володіють мінімальними в досліджуваному ділянці розрізу показаннями НКТ. Їм у зацементованої каверні при d кав < 2d c приписувалося значення=40%, а при d кав> 2d c -=50%. В якості другого опорного пласта використовува...
