і порожнеч каверново-порових колекторів базується на рішенні статистичної задачі розділення складного розподілу величини (в даному випадку пористості) на прості складові. Програма виділяє розподіл коефіцієнта пористості для поровій частини з сумарного розподілу пористості, розраховує статистичні характеристики цього розподілу (середнє арифметичне, стандартне відхилення) і встановлює граничну значення пористості для розділення останньої на матричну і вторинну. Частина розподілу для значень пористості вище встановленого граничного значення приймається за розподіл вторинної пористості і по ньому розраховується середня величина каверновой складової. p align="justify"> Розраховані величини загальної та каверновой ємності у вигляді безперервних кривих виводяться в 5-й трек графічної форми результатів обробки іміджів за допомогою програми PoroSpect. На рис. 1.24 показані результати виконаної інтерпретації. br/>
2. Вивченість і нафтогазоносність родовища (пласта БС8)
.1 Геолого-геофізична вивченість
Лянторское родовище введено в промислову експедицію в 1978 році. На Лянторского родовищі пробурено 80 розвідувальних та 819 експлуатаційних свердловин. p align="justify"> Розробка родовища здійснюється за базарною девятіточечной системі по сітці свердловин 400х400м. З початку розробки поклади відбувається інтенсивний приплив газу газової шапки води до вибоїв видобувних свердловин, що значно ускладнює їх експлуатацію, погіршує техніко-експлуатаційні показники видобутку нафти, робить негативний вплив на величину вилучення нафти. p align="justify"> Контроль за виробленням запасів нафти геофізичними методами організований на родовищі з початку введення його в розробку. За результатами геофізичних досліджень видобувних свердловин виявлено, що пласт не включається в роботу повністю в свердловинах, де перфорацією розкриті інтервали з різним насиченням; відсутність припливу в окремих інтервалах обумовлено розходженням у фільтраційно-ємнісних характеристиках в розрізі пласта. Основними причинами обводнення свердловин є підтягування підошовної води на ділянках з контактним заляганням нафти і води, прорив закачиваемой води по високопроніцаемого пропласткам, а також затрубних циркуляція води в інтервал перфорації як знизу, так і зверху не завжди фіксується по термометрії. З 1988 року виявлено перетоків води зверху в 101 добувної свердловині. Свердловини з затрубного циркуляцією становлять 28% від фонду досліджених свердловин. Наявність затрубного перетікання води в інтервал перфорації знижує ефективність вироблення запасів нафти. p align="justify"> У нагнітальних свердловинах закачують воду пласти приймають практично по всій ефективної перфорованої товщині. У водонефтяной зоні з контактними запасами закачується вода йде і нижче інтервалу перфорації. У таких свердловинах тільки близько 40% закачиваемой води поглинається нефтенасищенной частиною пласта. У свердловинах, де перф...
