Главная | Обратная связь

Интерпретация диаграмм наведённой гамма-активности.

В данном вопросе нужно рассмотреть интерпретации диаграмм плотностного и селективного гамма-методов.

ИнтерпретациядиаграммГГМ-ПаппаратурыосновананаалгоритмеIмэ/Iвэ = f(Iм/lмэ), где Iмэ, Iвэ – эталонные среды, I_м – показание малого зонда. Правилаопределенияграницпластовиотсчетазначенийδ_пвпределаханомалииГГМтеже, чтоприинтерпретациидиаграмм и всехметодоврадиометрии.Конечнойцельюинтерпретациидиаграммыплотностногометодаявляетсяобычноопределениенеплотностиδ_п, асвязаннойснейпористостипород.Этиопределенияосновываютсянаиспользованиивыражений (1-3), которыесодержатвобщемслучаедостаточнобольшоечислонеизвестных - плотностикомпонентидолиихобъемоввизучаемойпороде.

1. Выражение связи объемной плотности водонасыщенной породы δ_пс коэффициентом пористости k_п: δ_п=k_пδ_в+(1-k_п)δ_ск, где δ_ск, δ_в – плотности минерального скелета и воды насыщающей поры.

2. При наличии впорах, кромеводы, нефтиигазаплотностьфлюида, состоящегоизсмесиводы, нефтиигаза, равна: δ_фл=k_вδ_в+k_нδ_н+k_гδ_г, где δ_н, δ_г и k_н, k_г - соответственноплотностииобъемноесодержаниенефтиигазавпорах.

3. Дляглинистыхпородобъемнаяплотностьравна: δ_п=(1-k_п-k_гл)δ_ск+k_пδ_в+k_глδ_гл, где k_гл - объемноесодержаниеглинистогоматериалавпороде; δ_гл - егоплотность.

Вид диаграмм ГГК-С и ГГК-П обусловлен статистическим характером изучаемого процесса и наличием в измерительном канале инерционного звена — интегрирующей цепи. Обработка диаграмм в этой связи ведется аналогичным образом.

Подсчет запасов нефти.

Для подсчета запасов нефти используют следующие методы: объемный, статистический и материального баланса. Выбор того или иного метода обусловлен качеством и количеством исходных данных, степенью изученности месторождения и режимом работы залежи нефти.

В геологопромысловой практике наиболее широко применяется объемный метод. Его можно использовать при подсчете запасов нефти на различных стадиях разведанности и при любом режиме работы залежи. Существуют несколько вариантов объемного метода: собственно объемный, объемно-статистический, гектарный, объемно-весовой и метод изолиний. Наиболее часто пользуются собственно объемным методом. Объемный метод подсчета запасов нефти основан на данных о геолого-физической характеристике объектов подсчета и условиях залегания нефти в них.

Статистический метод основан на статистических связях между различными показателями разработки. Среди них наиболее известны связи между предыдущими и последующими дебитами нефти, текущими и накопленными отборами нефти, долей воды (нефти) в продукции залежи и накопленными отборами нефти и т.п. Применение статистического метода, так же как и метода материального баланса, возможно, следовательно, после достаточно длительной разработки. Однако статистический метод дает гораздо более достоверные результаты при подсчете запасов нефти, поскольку необходимые для расчета показатели разработки достаточно легко, точно и регулярно определяются в процессе эксплуатации. Кроме того, применение статистического метода не ограничивается режимом работы залежи. Он применим при любом воздействии на пласт.

Метод материального баланса является практическим приложением закона постоянства материи. Применяя его, исходят из равенства начального количества нефти (газа) в недрах количеству добытой и оставшейся в недрах нефти. Подсчет извлекаемых запасов нефти основан на данных об изменении пластового давления и количественных соотношений между нефтью и газом (свободным, растворенным) в процессе разработки (отбора жидкости, газа). Поэтому до начала разработки и в ранние ее периоды метод материального баланса неприменим. Кроме того, даже при достаточно длительной разработке применение его ограничивается трудностями точного определения довольно большого числа параметров, характеризующих пластовые условия (пластового давления, газосодержания, температуры и др.).