В каких единицах кривая НГК?

Еленочка пишет:

Правильно ли писать в методике выделения коллекторов как признак коллектора увеличение показаний метода НГК на фоне вмещающих?

имхо этого недостаточно для определения коллектора

НГК всегда в противофазе с ГК и АК ну и соответственно в фазе с БК, ИК (в версии сопротивления)
По уровням должно быть так:
1. Самый высокий НГК/самый низкий ГК — плотные карбонатные прослои - неколлектора
2. Высокие показания НГК — карбонаты возможно коллектора
3. Средние показания НГК — песчаники
4. Низкое НГК/самый высокий ГК — глины

Еленочка пишет:

Не подскажите как рассчитать коэффициент пористости по методике Заляева Н.З.
Как осуществляется преобразование кривой НГК в масштаб АК?

Честно говоря не знаком с методикой Заляева, но имхо лучше просто пересчитать и НГК и Акустику в пористость.
С акустикой проще. Там можно использовать уравнение среднего времени с поправкой на фактор уплотнения или (что лучше) зависимость Раймера-Ханта - Гарднера. Это универсальная зависимость.
С НГК сложнее. Зависимость НГК от пористости нелинейная и сильно зависит от типа прибора и скважинных условий. Надо иметь зависимость НГК и пористости подобранную на керне в приблизительно одинаковых с изучаемым замером условиях.. Или подобрать по соседним месторождениям. И в любом варианте точность определения пористости по НГК по такой методике будет очень низкой. Уж больно древняя это методика. Так, на качественном уровне посмотреть где плотняки а где возможные коллектора может и годится по принципу описанному выше softland. Но для точных расчётов нет. Лучше одной акустикой обойтись чтобы НГК с толку не сбивало.

nizhlogger пишет:

Честно говоря не знаком с методикой Заляева, но имхо лучше просто пересчитать и НГК и Акустику в пористость.
С акустикой проще. Там можно использовать уравнение среднего времени с поправкой на фактор уплотнения или (что лучше) зависимость Раймера-Ханта - Гарднера. Это универсальная зависимость.
С НГК сложнее. Зависимость НГК от пористости нелинейная и сильно зависит от типа прибора и скважинных условий. Надо иметь зависимость НГК и пористости подобранную на керне в приблизительно одинаковых с изучаемым замером условиях.. Или подобрать по соседним месторождениям. И в любом варианте точность определения пористости по НГК по такой методике будет очень низкой. Уж больно древняя это методика. Так, на качественном уровне посмотреть где плотняки а где возможные коллектора может и годится по принципу описанному выше softland. Но для точных расчётов нет. Лучше одной акустикой обойтись чтобы НГК с толку не сбивало.

в упомянутом разрезе коллектора приурочены к пропласткам карбонатов.
при наличие вторичной пористости, использование только акустики даст заниженную пористость

Unknown пишет:

в упомянутом разрезе коллектора приурочены к пропласткам карбонатов.
при наличие вторичной пористости, использование только акустики даст заниженную пористость

да, бывает что акустика занижает. Не обязательно именно из-за вторичной или там первичной пористости. Это скорее вопрос к структуре породы.
Чем меньше пористость тем прочнее скелет и больше шансов что частично пористость не будет влиять на скорость акустической волны. Особенно если пористость кавернозного типа. Акустика не самый лучший инструмент для подсчёта пористости в карбонатах. Особенно если брать её как единственный метод. Очень часто там где акустика показывает нулевую пористость на самом деле имеется 3-4%
Но НГК ничуть не лучше. Те же 3-4% погрешности в измерении пористости НГК даст в любом диапазоне пористостей даже при наличии петрофизической связи. А на больших пористостях и ещё больше. И при этом будет неизвестно в какую сторону погрешность. Вообще уже лет 40 как изобрели 2х зондовый ННК - самый лучший инструмент для оценки пористости в чистых карбонатах. Удивительно что люди до сих пор с НГК сталкиваются.

Еленочка пишет:

Были такие интервалы в разрезе - где по результатам опробования получена вода с пленкой нефти, а по электрическому каротажу (БК, ИК, ГЗ, ПЗ) обратная картина. Чем можно это объяснить?

Если результат испытаний не совпал с результатами интерпретации то надо разбираться в чём причина. Начиная с того правильно ли выбрана минерализация пластовой воды, какая модель насыщения использовалась, степень гидрофобности породы, характеристики глин по проводимости, параметры пористости и насыщения откуда брались и т.д.
Смотреть правильно ли выбран интервал испытания. Тоже часто бывает что близко к ВНК в переходной зоне начинают испытывать.
Вобщем это вопрос детального разбора полётов на конкретном материале.

Еленочка пишет:

Удельный вес бурового раствора составляет 1.3 - 1.6 гр/см3. Достаточно высокий.
Также хотелось спросить вас какую литературу вы посоветовали бы по выделению сратиграфических свит в разрезе на основе данных ГИС (амплитуда записи и т.д.), где более детально можно найти ответ на этот вопрос?
Еще меня интересует вопрос относительно коэффициента глинистости: если к примеру для расчета кгл для карбонатов в пределах моего региона существут одна формула, почти близкая к формуле Ларионова.
Но просто в литературе я читала, что Ларионова есть 2 формулы: одна для молодых пород(третичных), другая для древних пород (мезозой). В моем случае, какой формулой целесообразно пользоваться?

Удельный вес раствора это к чему?
Стратиграфию определяют в первую очередь геологи. По керну, щламу, анализируя наличие останков организмов и растений. Если только изученность района достаточно высокая и существуют известные реперы то можно привлекать и ГИС. Но какой именно горизонт соответствует каким показаниям ГИС просто надо знать заранее.
Коэффициент глинстости вопрос очень сложный. От правильного определения степени глинистости зависит успех интерпретации в целом. Индикаторов глинистости много и ГК только один из них. Есть районы где ГК как индикатор глинистости работает хорошо. А есть где не очень. В Зап. Сибири например не очень. В случае если идёт в перемешку песчано-глинистый и карбонатный разрез то одного ГК тоже недостаточно. У чистого песчаника и чистого карбоната показания ГК разные и это надо учитывать когда глинистость считаешь.
Есть и много разных нелинейных коррекций степени глинистости если пытаться определять её по ГК например тот же Ларионов или Стайбер. Там чем старше породы тем больше берётся коэффициент нелинейности. То есть для того чтобы это использовать надо просто знать к какому возрасту относятся исследуемые породы.
Но я в своей практике этим не пользуюсь. Так как если сопоставлять глинистость по ГК с глинистостью по другим методам ( ПС, ННК, кроссплот ННК - ГГКп, кроссплот АК - ГГКп, кроссплот пористости по ЯМК и Нейтронному, Сигма из ИННК) то получается лучше если Ларионовым или Стайбером не пользоваться а просто усреднить все индикаторы с помощью методики Ходжеса-Лемона. Если кто глинистость определяет пользуясь нормальным комплексом ГИС рекомендую.

Еленочка пишет:

А уд. вес бурового раствора - это я написала к оценке КНГ (характера насыщения), поскольку может оказаться высокая зона проникновения.

Характер насыщения пород, незатронутую часть пласта та область куда не проник фильтрат б.р. и определить степерь нефтеводонасыщенности.
первое что попалось на поиск "характер насыщения" http://sngeo.ru/155/2/
вес раствора незначительно влияент на размер зоны проникновения

Еленочка пишет:

В моем случае продуктивные пласты приурочены к неогену и палеогену. В неогене - песчано-глинистый с прослоями извесняков и терригенных пород, а в палеогене - переслаивание карбонатных и песчано-глинистых пород.
У меня нет выбора в наборе кривых: есть только стандартный, и то ПС не всегда соответствует ГК, Ак, НГК, БК
Были такие интервалы в разрезе - где по результатам опробования получена вода с пленкой нефти, а по электрическому каротажу (БК, ИК, ГЗ, ПЗ) обратная картина. Чем можно это объяснить?

Основная проблема состоит в том, что метод ПС не реагирует на карбонатность. АК же показывает открытую пористость, а НГК общую.

пленка нефти - это еще не нефть. Поэтому методы сопротивления не реагируют.

Еленочка пишет:

В моем случае продуктивные пласты приурочены к неогену и палеогену. В неогене - песчано-глинистый с прослоями извесняков и терригенных пород, а в палеогене - переслаивание карбонатных и песчано-глинистых пород.
У меня нет выбора в наборе кривых: есть только стандартный, и то ПС не всегда соответствует ГК, Ак, НГК, БК
Были такие интервалы в разрезе - где по результатам опробования получена вода с пленкой нефти, а по электрическому каротажу (БК, ИК, ГЗ, ПЗ) обратная картина. Чем можно это объяснить?

Скорее всего ПЗП закальматирована буровым раствором, а вода от бурения . Выясните "чья" вода ?
Потом декальматируйте ПЗП , и будет Вам счастье .

Еленочка пишет:

Стала обрабатывать разрез карбонатно-песчано-глинистый и столкналась с тем, что пластам известняков соответствуют повышенные значения НГК на фоне низких показаний НГК в глинистых отложениях разреза.\
Чем объясняются выскоие показания НГК для коллекторов известняков по сравнению с показаниями в глинах?
Кривая ГК наоборот: в глинах - повышенные показания, напротив карбонатов-предполагаемых коллекторов - пониженные.
Кривая АК напротив глин достигает иногда около 250 мкс/м (в некторых местах даже 350 мкс/м), а против предполагаемых пластов-коллекторов карбонатов около 190 мкс/м.
Правильно ли писать в методике выделения коллекторов как признак коллектора увеличение показаний метода НГК на фоне вмещающих?

НГК - нейтрон-гамма каротаж, порода бомбардируется нейтронами. При столкновении атома углерода (в пласте) с нейтронами (из источника) возникает гамма-квант, они и регистрируются на приемниках РК. Следовательно, НГК показывает водородосодержание напротив исследуемого участка. В глинистых отложениях водородосодержание низкое. Очень высокие показания НГК + АК примерно в 180-190 мс\м - верный признак плотняка. АК же в глинах показывает разные (повышенные значения). Интервальное время может варьироваться от 240 до 350 мс\м, а в кавернозных интервалах итого выше (но также могут регистрироваться низкие значения, это зависит от того как волна пойдет от источников через каверну, бывают и отрицательные значения) и достигало (на моей практике) 600 мс/м (т.к. регистрируется интервальное время пробега по флюиду).

Если ответ на Ваш последний вопрос не обидит Вас, то не стоит писать этого.

erilin_sa пишет:

Скорее всего ПЗП закальматирована буровым раствором, а вода от бурения . Выясните "чья" вода ?
Потом декальматируйте ПЗП , и будет Вам счастье .

Это еще зависит от мощности коллектора. Если коллектор маломощный, то никакой прибор не покажет истинного сопротивления. Кста, в GeoPoiske реализован очень хороший модуль для нахождения сопрот. пласта под названием Elektra. Рекомендую воспользоваться.

Артур85 пишет:

НГК - нейтрон-гамма каротаж, порода бомбардируется нейтронами. При столкновении атома углерода (в пласте) с нейтронами (из источника) возникает гамма-квант, они и регистрируются на приемниках РК. Следовательно, НГК показывает водородосодержание напротив исследуемого участка. В глинистых отложениях водородосодержание низкое. Очень высокие показания НГК + АК примерно в 180-190 мс\м - верный признак плотняка. АК же в глинах показывает разные (повышенные значения). Интервальное время может варьироваться от 240 до 350 мс\м, а в кавернозных интервалах итого выше (но также могут регистрироваться низкие значения, это зависит от того как волна пойдет от источников через каверну, бывают и отрицательные значения) и достигало (на моей практике) 600 мс/м (т.к. регистрируется интервальное время пробега по флюиду).

Если ответ на Ваш последний вопрос не обидит Вас, то не стоит писать этого.

Вы народ не путайте пожалуйста.....
"При столкновении атома углерода (в пласте) с нейтронами (из источника)" - не углерода а водорода. Про водородосодержание же речь идёт.
"В глинистых отложениях водородосодержание низкое." - С каких пор?

Методику Заляева кто-нить дайте (текстовку) почитать да разобрацо чё к чему!