Д.определенія глинястості в перв.очередь застосува. ідукціон.каротаж (ІК).
Також д.решенія цієї зад.прімен мет.ПС (потенціалів самопроізвольн.полярізаціі). д.терріг.г.п.ізмен.порістості часто зв з глинистих.
Видел.кол-рів, оцінка їх пористості-одна з важнейш.обл.прімен.АК. визначення пористості нерозривно связ.с опред.гліністості кол-ра.прі розрахунках зобов треба вводити поправку за глинистість.
Для виділення глин і глініст.г.п., Д.оценкі парам., Связ.коррел-ми відносинами з р / ю (глинистість в терріг.разрезах) прімен.ГК.
Визначення КГЛ по ПС
КГЛ = (Uпс-Uпс min) / (Uпс max-Uпсmin), де Uпс - показання в пласті, Uпс min - в чистих пісковиках, Uпс max - в глинах. Показання ПС збільшуються в глинистих пластах, тому КГЛ виходить лінійної залежністю між рівнем пісковиків і рівнем глин. У потужних пластів АПС близька до статичної аномалії, чим менше товщина шару, тим більша різниця між Uпс і Еs. Зниження аномалій ПС проти тонких пластів характеризується коефіцієнтом # 956 ;. Для пластів потужністю h<4dс, происходит h>2-3м - Uпс практично ≈ Еs. Подвійний різницевий параметр: # 945; пс = # 8710; Uізм ./# 8710; Umax. У однорідної по опору піщано-глинистої середовищу # 945; пс лінійно залежить від змісту глин. # 945; пс = # 8710; Еs '/ # 8710; Еs max, де # 8710; Еs'- амплітуда Еs проти глинистого пласта, # 8710; Еs max - чистий піщаник.
Визначення глинястості по ГК
КГЛ = 33 * # 8710; I # 947; +0,9. Для визначення глинястості КГЛ доцільно користуватися методикою 2х опорних пластів, коли в якості колібровочного коефіцієнта використовується різниця показань в пласті глин I # 947; max і в пласті з min по розрізу глинистих I # 947; min. Показання в пластах при цьому утворюється безрозмірний подвійний різницевий параметр. Використовується залежність подвійного різницевого параметра від вагової глинястості СГЛ по керну. при розрахунку # 8710; I # 947; по цій залежності: I # 947; min відповідає СГЛ = 0%, при I # 947; max СГЛ = 100%. Підставити ці значення в пористість і розрахувати глинистість.
28. Метод 2-х розчинів.
Методи потенціалів засновані на изуч природ. стаціонарного ел.поле в скв, образ. кіт пов'язано з фіз-хім процесами, що протікають на границях розділу скв-порода, і м / д пластами різної літології.
Мет.ПС позв.осущ.літол.расчлененіе розрізу по степ. Глинястості відкладений., Видел.н / газові кол-ри і водонос.горіз. оцінити ступінь глинястості кол-рів.
Потенціали ПС г п обусл. фіз-хім процесами:
1.діффузіей солей з пластових вод в промив.жідкость. і навпаки, а також адсорбцією іонів на поверхнях мінеральних часток г п
2.фільтраціей вод з ПЖ в породи і пластових вод в скв.
3.окісліт-відновлювальні реакціями, що відбуваються в породах на контакті їх з ПЖ і металами
У відповідності із цим мет.ізмер.в скв проводять при ПЖ різної мінералізації. В рез-ті получ.сітему: Е1 = КДА lg (сп / з1);
сп-невідомо. Рішення даної сіст.позв.опред. сп.
Метод 2х розчинів
Свердловина буриться на 1м розчину, знімається глиниста кірка, збільшується зона проникнення: # 961; С2> # 961; С1.
29. Поділ кол-рів на продуктивні і водоносні.
Поділ колекторів на продуктивні, з яких при випробуванні отримують промисловий приплив нафти або газу і водоносні, що дають чисту воду, воду з плівкою нафти або ознаками газу. Оцінка характеру насичення заснований на визначенні питомої опору (# 961; п), і обчислених значень параметра насичення з критичними величинами (# 961; п *, Рп *), характерними для дослідження колекторів кордон між колекторами промислово-продуктивними і непромислових. У найбільш простому випадку низькі опору - вода. Газ, нафта - високі опорі. надійне визначення # 961; п по КС за допомогою палеток БКЗ можливо лише для досить потужних пластів. У спрощеному варіанті за стандартним. Кордон нафту-вода умовно приймають 8-10Омм. При наявності щільних УЕС по діаграмах екранованих зондів.
Визначення Кп по ННК-Т.
Якщо негліністих порода, то точність -, якщо глини, то необхідно ввести поправок: а) за кривими залежності DIny і f (kп), б) по відношенню інтенсивності Iny. InT, Inнг - реєструватимуться-ної зондами різної довжини, в) по БКЗ, в практиці не прижився, т до необхідно вимірювання 4-5 зондами.
W = Кп.от. + Wгл * КГЛ; Кп.откр. = W-Wгл * КГЛ. Існує система палеток, яка дозволяє визначити: dскв. З (H2O пл.), Літологічний склад, термобарометріческіе умови. (Т-Р) в результаті отримуємо Кп.откр.
Визначення Кп по ГК.
ГК застосува-ся д. Видел.глін і глинистих г.п. д.оценкі парам., пов'язаних кореляційними зв'язками з р / ю (Кп, Кг і ін.).
За ГК якщо в колекторах немає р / а вещ-в, то для істот-щей зв'язку між kп і kгл свідчення ГК пов'язані зворотною зависи-мостью за значеннями kп. У кожному разі составл-ся залежність і использ-ся при інтерпретації. За ГГК: kп заг = (dскелет - dпород) / (dп - dжідкості заповнює пласт),
ГК проводять в теригенних породах, а НГК і ННК-Т в карбонатних породах, тому що мають дефференцірованность, в той час ГК min, ГК наприклад глинястості.
Апс = ЄПС * lg * (# 961; фільтрату / # 961; води) = 0. якщо # 961; фільтрату >> # 961; води,
якщо # 961; фільтрата≈ # 961; води. В Зап. Сибіру склад цементу поліміктових (для Волго-Уральської провінції - мономінеральних і глинистий), тобто містить До 40, тобто max ГК проти пластів колекторів, тобто ГК використовується. Щоб визначити Кп по ГК: чим вище глинистість, тим нижче Кп; чим вище радіоактивність, тим вище пористість, це дозволяє ГК використовувати для визначення пористості.
# 8710; I # 947; = (I # 947; (р) - I # 947; (min)) / (I # 947; (max) - I # 947; (min)), по залежності знаходимо Кп.