Page 59 - 4651

Зіставлення  п порід зі значеннями k п, визначеними за
діаграмою методу пористості, виконують для карбонатного
розрізу з міжзерновою пористістю, що змінюється в широких
межах, і низькою глинистістю. Іншим варіантом цього
способу є таке ж зіставлення нормалізованих за пористістю
кривих опорів екранованого або індукційного зонда і кривою
НГК або Т. Продуктивні колектори також виділяються за
істотним збільшенням показів  еф у порівнянні з базисною
кривою пористості при практичному збігу порівнюваних
кривих у водоносних колекторах і щільних прошарках (рис.
2.10) [9, 10].
У теригенних і високопористих карбонатних відкладах
продуктивні колектори виділяють, поєднуючи криві  еф
екранованого і мікроекранованого зондів, зареєстрованих в
однаковому масштабі опорів. Продуктивним колекторам
БК МБК
відповідають інтервали розрізу, де  еф >  еф (рис 2.11).
Зміна показів нейтронних методів у часі служать
ознакою колектора; якщо фільтрат і пластові води за
властивостями відрізняються від нафти, такі дослідження
одночасно дозволяють відокремити продуктивні пласти від
водоносних. Найбільш різко відрізняються нейтронні
властивості води і природного газу. Вони відрізняються як за
нейтронпоглинаючими, так і за сповільнюючими
властивостям і можуть бути легко розділені як стаціонарними,
так і імпульсними методами. Виняток становлять прісні
пластові води (менше 20-25 г/л) при одночасно високому
2
значенні пластового тиску (понад 400-500 кгс/см ). При
2
низьких значеннях пластового тиску (до 150-200 кгс/см ),
глинистості пластів і мінералізації пластових вод (менше 50
г/л) для відділення газоносних пластів від водоносних можуть
застосовуватися всі модифікації нейтронних методів (ННК,
НГК, ІНК), однак найбільш доцільно використовувати більш
прості стаціонарні методи (ННК, НГК). Зі збільшенням
мінералізації вод і глинистості пластів переваги набувають
імпульсні методи.

58