Page 24 - 6189
P. 24
1. Видима товщина перехідної зони Н пз=z 0 - z max=z 0 - z п.
Тут z max і z п – глибини, які відповідають максимуму кривої
каротажу опору і підошві пласта високого опору; z 0 – глибина
точки дотику цієї кривої і прямої лінії, проведеної через
максимум (ρ max, z max). Точці дотику z 0 відповідає уявний опір
ρ 0, який у 2-3 рази перевищує значення каротажу опору пласта
низького опору, який залягає нижче.
Точку z 0 можна вважати нижньою границею перехідної
зони z нг (див. табл. 2.1, графа z 0-z нг), величину H' пз –
попереднім пошуковим критерієм перехідної зони.
2. Пошуковим критерієм перехідної зони є також
величина функції взаємної кореляції R(δ) пз кривої каротажу
опору навпроти перехідної зони з її моделлю (дотичної, яка
проходить через точки Ζ mах, ρ mах і Ζ 0, ρ), і рівна або більша за
0,97.
3. Водонафтовий контакт необхідно відбивати на 1-1,5м
вище нижньої границі перехідної зони z 0 і приймати цю
відмітку за підошву пласта високого опору (нафтового). У
цьому випадку питомий опір пласта, отриманий за даними
БКЗ, буде близький до повздовжнього питомого опору
гранично нафтонасиченої частини і перехідної зони пласта,
розглянутих разом. Нафтонасичення Κ н, оцінене за цим
питомим опором, відрізняється від фактичного не більше ніж
на 6 %.
2.2.3. Зона проникнення.
За наявності у пласті зони проникнення малими зондами
(АО ≤ 4d c) відмічаються за звичай границі цієї зони, а
великими – границі незміненої частини пласта. Тому при
неоднорідному питомому опорі пласта можуть спостерігатись
значні взаємозміщення характерних точок на кривих каротажу
опору, зареєстрованих різними зондами, і як наслідок цього,
невідповідність границь пластів, визначених цими зондами
(вона може виникати і у наслідок впливу екранування при
чергуванні прошарків з великою різницею в питомому опорі).
У цих випадках необхідно комплексне розчленування розрізу
за даними зондів БКЗ, а в окремому випадку, за даними
малого (АО = 4d c) і великого (AО = 16d c) зондів. В комплексі
різнотипних зондів у якості зонда з великим радіусом
23