7. ТЕХНОЛОГИЯ ИЗУЧЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ РАЗРЕЗОВ СКВАЖИН

Геофизические исследования разрезов нефтяных и газовых скважин всех категорий (каротаж) подразделяют:

• - на общие, материалы которых предназначены для расчленения разбуренных разрезов, выделения в них основных литолого-стратиграфических комплексов пород, перспективных и продуктивных отложений;
• - детальные, которые выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах с целью определения количественных характеристик пластов.

Геологическую интерпретацию данных общих и детальных исследований выполняют непосредственно по завершении скважинных работ (оперативная интерпретация) и на этапе подсчета запасов нефти и газа (сводная интерпретация), используя для этого петрофизическое обеспечение в разной стадии готовности.

Технологическая схема проведения исследований, включающая тестирование и калибровку скважинных приборов и наземных средств, регистрацию и контроль качества первичных цифровых данных, формирование рабочих и отчетных файлов (файлов недропользователя), соответствует изложенной в разделе 6 настоящего РД.

7.1.1. Общие исследования выполняют во всех скважинах по всему разрезу, вскрытому бурением. Они обеспечивают:

• - определение пространственного положения и технического состояния стволов скважин;
• - выделение стратиграфических реперов и разделение разреза на литолого-стратиграфические комплексы и типы (терригенный, карбонатный, хемогенный, вулканогенный, кристаллический);
• - идентификацию литолого-стратиграфических комплексов, к которым приурочены продуктивные и/или перспективные на нефть и газ отложения;
• - расчленение разреза на пласты, их привязку по относительным и абсолютным отметкам глубин, внутри- и межплощадную корреляцию разрезов;
• - привязку интервалов отбора керна по глубине;
• - литологическое изучение интервалов разреза, не охарактеризованных керном;
• - привязку по глубине интервалов опробований, испытаний, перфорации, материалов геофизических исследований в обсаженных скважинах;
• - информационное обеспечение интерпретации наземных (полевых) геофизических исследований.

7.1.2. Комплекс общих исследований единый для всех районов страны и практически для всех категорий скважин (таблица 3). В эксплуатационных скважинах при кустовом бурении полный комплекс выполняют в вертикальных скважинах, в наклонных скважинах из него могут исключаться БК, АК, ГТК-П.

Таблица 3 — Обязательные комплексы геофизических исследований необсаженных скважин для решения геологических и технических задач

Примечания: ¹ — в нескольких скважинах па площади (месторождении), ² - во всех поисково-оценочных скважинах, в разведочных скважинах - при близком расположении сейсмопрофилей; ³ — при кустовом бурении - в вертикальных скважинах кустов; ⁴ - в разрезах с карбонатными коллекторами; ⁵ — в поисковых, оценочных и разведочных скважинах при наклоне границ пластов более 5° к оси скважины.

7.1.3. Этапы, интервалы и объемы общих исследований закладывают в проекты на строительство скважин. В зависимости от решаемых задач исследования подразделяют на промежуточные и заключительные, которые выполняют полным комплексом в заданных интервалах, и привязочные, назначаемые по мере необходимости.

Промежуточные исследования проводят по завершению разбуривания интервалов, намеченных для перекрытия кондуктором (с перекрытием в колонне методами ГК, НК, АК интервала спуска шахтного направления), техническими (технической) колоннами, а также эксплуатационной колонной выше первого продуктивного или перспективного интервала.

Для оценки пространственного положения и технического состояния ствола скважины с целью ее безопасного бурения выполняют промежуточные исследования ограниченным комплексом методов, включающим инклинометрию, профилеметрию, а также, при необходимости, ГК или БК для привязки результатов.

Заключительные исследования проводят по окончании бурения скважины. В глубоких скважинах исследования выполняют в интервалах, не превышающих 1000 м.

Привязочные исследования проводят с целью оценки положения текущего забоя относительно стратиграфических реперов, а также привязки к разрезу интервалов отбора керна, опробований и испытаний. Для этого используют один-два метода из следующего перечня: ПС, ГК и НК, БК (или ИК), профилеметрия.

7.1.4. Измерения температуры проводят на двух режимах - неустановившемся и установившемся.

Данные измерений на неустановившемся режиме используют для решения оперативных задач:

• - определения температурного режима работы бурильного инструмента и геофизических приборов;
• - выделения поглощающих и отдающих пластов;
• - определения высоты подъема цемента в затрубном пространстве;
• - учета температуры при интерпретации геофизических материалов.

Измерения на установившемся режиме проводят после длительного (более 10 суток) пребывания скважины в покое для определения естественной температуры пород и ее распределения по разрезу. Более точно продолжительность пребывания скважины в покое устанавливают по результатам повторных измерений во времени — допустимой считают такую продолжительность пребывания скважины в покое, после которой температура пород в любой точке разреза изменилась не более чем на 1 °С в течение значительного (не менее суток) интервала времени.

7.2.1. Детальные исследования во всех скважинах выполняют в продуктивных и перспективных на нефть и газ интервалах, а в опорных и параметрических скважинах — также в неизученных ранее частях разреза. В комплексе с материалами других видов исследований и работ (опробований, испытаний, керновыми данными и др.) они обеспечивают:

• - расчленение изучаемого разреза на пласты толщиной до 0,4 м, привязку пластов по глубине скважины и абсолютным отметкам;
• - детальное литологическое описание каждого пласта, выделение коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых и смешанных) и определение их параметров — коэффициентов глинистости, общей и эффективной пористости, проницаемости, водо- и нефтегазонасыщенности (если эффективная толщина коллектора превышает 0,8 м);
• - разделение коллекторов по характеру насыщенности на продуктивные и водоносные, а продуктивных — на газо- и нефтенасыщенные;
• - определение положений межфлюидных контактов, границ переходных зон, эффективных газо- и нефтенасыщенных толщин;
• - определение пластовых давлений и температур;
• - определение минерализации пластовых вод;
• - прогнозирование потенциальных дебитов;
• - прогнозирование строения геологического разреза в околоскважинном и межскважинном пространствах.

7.2.2. Объемы и качество материалов детальных исследований, полученных в скважинах, пробуренных на месторождении, должны обеспечить:

• - построение геометрической, компонентной, фильтрационной и флюидальной моделей залежи (залежей);
• - определение подсчетных параметров с достоверностью, регламентированной нормативным документом 2.9;
• - обоснование коэффициентов извлечения;
• - составление технологических схем и проектов пробной и опытно-промышленной эксплуатации и проектов разработки;
• - получение исходной информации для мониторинга залежей и месторождений.

7.2.3. Полный комплекс детальных исследований включает постоянную и изменяемую части (таблица 3).

7.2.3.1. Постоянная часть детальных исследований практически одна и та же для всех категорий скважин в разных районах страны с той лишь разницей, что в комплексы для опорных и параметрических скважин включают ядерно-магнитный каротаж и каротаж магнитной восприимчивости.

7.2.3.2. Изменяемая часть детальных исследований определяется конкретной геолого-технологической ситуацией в скважине и может содержать по согласованию между недропользователем и производителем работ (геофизическим предприятием) полностью или частично все виды исследований и работ, перечисленные в таблице 3, в том числе специальные исследования.

7.2.3.3. Специальные исследования планируют и выполняют по индивидуальным программам с целью изучения коллекторов сложного строения, которые не удается полностью охарактеризовать материалами обязательного комплекса. Они включают повторные измерения при смене скважинных условий:

• - во времени методами БК и ИК в процессе формирования зоны проникновения на высокоминерализованной и пресной промывочных жидкостях, соответственно, а также при принудительном продавливании жидкости в породы созданием избыточного давления на устье скважины;
• - на двух промывочных жидкостях, удельные сопротивления которых отличаются на порядок и более, или когда одна из них содержит нейтронно-поглощающие вещества;
• - при продавливании в породы жидкостей, содержащих искусственные короткоживущие радионуклиды (изотопы);
• - в газоносных объектах — повторные измерения НК в течение нескольких месяцев в обсаженной скважине по мере расформирования зоны проникновения.

7.2.4. Этапы, интервалы и очередность проведения детальных исследований определяются проектами на строительство скважин:

• - их выполняют в минимальный (не более 5 суток) срок после разбуривания продуктивного или перспективного на нефть и газ интервала. При большой толщине продуктивных (перспективных) пород интервал исследований не должен превышать 400 м;
• - с учетом различного влияния изменений свойств промывочной жидкости на результаты исследований отдельными методами и возможного прекращения работ в любой момент вследствие непредвиденного поведения скважины первыми выполняют электрические и электромагнитные методы (ПС, БКЗ, БК, ИК, МК, БМК), затем методы, отражающие литологию и пористость пород - ГК, НК, АК, ГГК-П, профилеметрию, и завершают исследования методами и работами, которые входят в изменяемую часть обязательного комплекса — ГДК, ОПК, СКО, ИПТ.

7.2.5. Детальные исследования проводят при заполнении скважины той же промывочной жидкостью, на которой велось бурение. При изменении свойств жидкости (особенно ее удельного электрического сопротивления — на порядок и более) исследования отдельными методами — ПС, БК, БМК — выполняют дважды, до и после изменения свойств жидкости.

7.2.6. Скважины, пробуренные на непроводящих известково-битумной (ИБР) и водоинвертных (ВИЭР) промывочных жидкостях или на нефти, исследуют дважды, если по каким-либо причинам (смена технологии бурения, необходимость повышения информативности ГИС) проводят замену непроводящей жидкости на проводящую.

7.2.6.1. При заполнении скважины непроводящей жидкостью (ИБР, ВИЭР, нефть) из комплексов ГИС, предусмотренных в таблице 3, исключают ПС, БКЗ, БК, МК, БМК, наклонометрию, ЭК-сканирование, выполнение которых невозможно на непроводящей жидкости, а также ЯМК, если промывочная жидкость не содержит достаточного количества ферромагнитных веществ, подавляющих сигнал от нее.

7.2.6.2. После замены ИБР, ВИЭР или нефти на проводящую промывочную жидкость на водной основе, которую необходимо проводить с расширкой ствола с целью устранения глинистых, шламовых и битумных корок, выполняют полный комплекс ГИС, предусмотренный таблицей 3.

7.2.7. В многопластовых и массивных залежах, в которых планируется несколько этапов детальных ГИС, проводят повторные (временные) исследования БК или, в зависимости от минерализации промывочной жидкости, ИК, каждый раз перекрывая этими методами вышезалегающие интервалы при исследовании нижезалегающих.

7.2.8. Применение отдельных методов, составляющих обязательные комплексы детальных исследований, ограничивается условиями:

• - кривая ПС может не записываться в скважинах, в которых удельное сопротивление ρс промывочной жидкости близко к удельному сопротивлению ρпв пластовых вод - 0,5 < ρс/ρпв < 2;
• - в скважинах, заполненных высокоминерализованной (ρс < 0,2 Ом•м) промывочной жидкостью, регистрация кривых БКЗ и КС стандартными зондами может быть ограничена условием — ρп/ρс < 500, где ρп — удельное сопротивление пород;
• - выполнение ИК обязательно при условии, что ρп < 50 Ом•м, ρп/ρс < 200, а также во всех скважинах с непроводящими промывочными жидкостями;
• - в эксплуатационных скважинах обязательна регистрация КС, ИК и МК только при их заполнении пресной (ρс > 0,2 Ом•м) промывочной жидкостью, а БК, — если скважины заполнены высокоминерализованной (ρс < 0,2 Ом•м) жидкостью, а также, если ρп/ρс > 500;
• - в аварийных скважинах допускается выполнение ГК, НК и АК в зацементированной обсадной колонне. При необходимости эти исследования в колонне выполняют также в ранее пробуренных скважинах (скважинах «старого фонда»).

7.2.9. Невыполнение исследований отдельными методами допускается в исключительных случаях по согласованному решению недропользователя и геофизического предприятия, которое оформляется двусторонним актом с указанием причин невозможности проведения исследований полным комплексом, при одновременном извещении контролирующей организации.

При неполном выполнении комплекса в оперативном заключении может быть уменьшен перечень характеристик коллекторов, которые количественно определяются по данным ГИС.

7.3.1. Целью оперативной интерпретации является детальное изучение разреза конкретной скважины, выделение в продуктивной части разреза коллекторов всех типов (поровых, трещинных, каверновых, смешанных), количественное определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов и оценка их продуктивности (нефте- или газонасыщенности). В процессе работы применяют петрофизическое обеспечение в той стадии готовности, которая достигнута на момент бурения скважины.

7.3.2. Оперативная интерпретация включает четыре этапа:

• - редактирование и первичный контроль качества цифровых данных на скважине (см. п. 6.4.1);
• - интерпретацию данных промежуточных исследований;
• - интерпретацию и окончательный контроль качества данных после заключительных исследований;
• - подготовку промежуточных (предварительных) и окончательного оперативных заключений по результатам геофизических исследований.

7.3.2.1. Редактирование первичных цифровых данных на скважине (увязка электронных и магнитных меток глубины, приведение точек записи к единой глубине, формирование файлов недропользователя, выдача твердых копий материалов) проводят при каждом исследовании с целью установления полноты и качества полученных данных и принятия оперативного решения о необходимости повторных исследований отдельными методами.

По согласованию между недропользователем и производителем работ редактирование данных непосредственно на скважине может дополняться геологической интерпретацией данных по упрощенным программам «быстрого взгляда (Quik look)» с выдачей твердой копии результатов предварительной интерпретации.

7.3.2.2. Предварительные заключения по результатам исследований отдельных интервалов бурящихся скважин должны включать рекомендации на проведение последующих технологических операций: продолжение бурения, испытание в открытом стволе, отбор керна или образцов пород и проб пластовых флюидов, спуск обсадной колонны.

7.3.2.3. Окончательное оперативное заключение должно включать пояснительную записку и результаты интерпретации, представленные в табличном и графическом видах.

7.3.3. В пояснительной записке заключения указываются следующие сведения:

• - проектный, заказанный и фактически выполненный комплекс ГИС с указанием методов исследований, интервалов измерений и качества полученных данных;
• - причины несоответствия проектного и фактически выполненного комплексов измерений;
• - информация о скважине, разрезе и пластовых флюидах, в том числе о минерализации пластовых вод, пластовых давлениях и температуре;
• - условия проведения ГИС и факторы, искажающие полученные данные;
• - программные средства интерпретации;
• - принятые при интерпретации модели коллекторов, возможных коллекторов и неколлекторов;
• - петрофизические связи, использованные при интерпретации;
• - данные об объемах и результатах гидродинамического каротажа, отборе проб пластовых флюидов и образцов керна керноотборником на кабеле;
• - рекомендации по испытанию и освоению пластов или проведению дополнительных исследований в скважине;
• - глоссарий мнемоник и условные обозначения, использованные в заключении.

В промежуточных заключениях указывают также методы, которые следует провести повторно в ранее исследованных интервалах при исследованиях нижележащих отложений.

7.3.3.1. В заключении необходимо использовать следующие термины, определяющие коллекторские свойства пород:

• - для оценки способностей пород вмещать и отдавать флюиды — коллектор, возможный коллектор, неколлектор;
• - для оценки состава и содержания подвижных флюидов — коллектор продуктивный (нефтегазонасыщеыный), водоносный, переходная зона нефтенасыщенного (или газонасыщенного) пласта, неопределенный характер насыщенности.

При наличии надежных данных (например, результатов опробования пластов приборами на кабеле или на трубах, газового каротажа и других сведений) продуктивные коллекторы разделяют на нефтенасыщенные и газонасыщенные.

7.3.3.2. Коллекторы, однозначно охарактеризованные как нефтенасыщенные или газонасыщенные, рекомендуют к испытанию в поисковых скважинах; в оценочных и разведочных скважинах — только в случае их залегания ниже гипсометрической отметки пластов, ранее испытанных в других скважинах.

Рекомендации об интервалах повторного вскрытия продуктивных пластов в эксплуатационных скважинах выдают с учетом предложений недропользователя о размещении интервалов перфорации.

7.3.3.3. Испытания пластов в обсаженных поисково-разведочных скважинах могут рекомендоваться также со следующими специальными целями:

• - определение положения ВНК (ГВК) и ГНК;
• - установление коллекторских свойств пород (коллектор, неколлектор);
• - исследования, необходимые для повышения эффективности (однозначности) интерпретации данных ГИС.

7.3.3.4. Таблица результатов оперативной интерпретации (приложение Ж) должна содержать количественные характеристики (параметры) коллекторов и возможных коллекторов. Данные представляют в попластовом варианте обработки или в варианте непрерывной обработки с шагом 0,2 м с разбивкой их массива на относительно однородные пласты-коллекторы или возможные коллекторы.

7.3.3.5. Графическое представление результатов интерпретации должно содержать минимальное количество геофизических кривых, необходимых для чтения и анализа информации (см., например, приложение И), заголовок — полные или сокращенные имена кривых и вычисленных параметров на русском языке. Если в программном обеспечении используются англоязычные мнемоники, их расшифровка должна быть указана под распечатанными кривыми.

7.3.3.6. На этапе оперативной интерпретации проводят окончательную оценку качества первичных данных ГИС. В заключении должны быть указаны методы исследований, результаты интерпретации которых не совпадают с результатами интерпретации данных остального комплекса ГИС и не учтены при подготовке окончательного заключения, а также причины такого несовпадения.

7.3.4. Окончательное заключение утверждается производителем работ (главным геологом геофизического предприятия) и выдается недропользователю после проведения всех запланированных скважинных исследований. Сроки представления заключения устанавливаются по соглашению между недропользователем и производителем работ.

7.4.1. Сводную интерпретацию проводят при подсчете (пересчете) запасов нефти и газа месторождения или отдельной залежи. Она включает количественные определения параметров коллекторов (эффективных толщин, коэффициентов пористости, проницаемости, нефте- и газонасыщенности, извлечения, положений межфлюидных контактов) и их площадного распределения, что необходимо для проектирования разработки или дальнейшей (детальной) разведки месторождений. Сводную интерпретацию выполняют с использованием индивидуального для данной залежи петрофизического обеспечения в соответствии с требованиями нормативного документа 2.9.

7.4.2. Сводную интерпретацию проводят по результатам ГИС всех поисковых, оценочных и разведочных скважин, пробуренных на месторождении, а при пересчете запасов — по результатам исследований этих и части эксплуатационных скважин с использованием накопленной геологической и промысловой информации об объекте подсчета (пересчета) запасов: результатов анализов керна, данных опробований, испытаний и опытно-промышленной эксплуатации.

Для проведения работ по сводной интерпретации привлекаются геофизические предприятия, тематические, научно-исследовательские и другие организации различных форм собственности.

7.4.3. Результаты сводной интерпретации составляют неотъемлемый раздел отчетов с подсчетом (пересчетом) запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов, содержание которого предопределено нормативным документом 2.9.

В разделе последовательно освещаются:

• - геолого-технические условия проведения ГИС (конструкции скважин, свойства промывочной жидкости, термобарические условия залегания пород);
• - комплекс ГИС и технические средства его реализации: применяемые лаборатории, подъемники, кабели, скважинные приборы; метрологическое обеспечение; масштабы, интервалы и полнота исследований; эффективность ГИС для решения геологических и технологических задач;
• - петрофизическое обоснование методик геологической интерпретации, граничные значения геологических (коэффициентов пористости, проницаемости, глинистости) и геофизических (значения естественной гамма-активности, αпс, ρп и т.д.) параметров, разделяющих коллекторы и неколлекторы, и способы их определения;
• - классификация коллекторов по структуре перового пространства, качественные признаки и количественные критерии их выделения;
• - методики расчета по геофизическим данным коэффициентов гранулярной, трещинной и каверновой емкости, нефте- и газонасыщенности, остаточных нефте- и газонасыщенности, глинистости, проницаемости и удельной продуктивности коллекторов;
• - таблицы фактических значений подсчетных параметров — эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, коэффициентов пористости, нефте- и газонасыщенности, положений межфлюидных контактов;
• - карты суммарных эффективных толщин, равных значений пористости, нефте- и газонасыщенности;
• - сводные планшеты геолого-геофизических материалов с результатами их интерпретации по продуктивным частям разреза каждой скважины.

На планшетах указываются также: стратиграфическая приуроченность отложений; интервалы отбора и выноса керна в соответствии с его привязкой; границы и номенклатура пластов; интервалы залегания коллекторов и их литологические особенности; значения общей и эффективных нефте- и газонасыщенных толщин, пористости, проницаемости и нефтенасыщенности по ГИС и керну; кривые и даты выполнения ГИС; интервалы и даты перфорации, типы перфораторов и плотность перфорации; результаты испытаний; положения контактов между пластовыми флюидами; положения цементных мостов; качество цементажа обсадной колонны.

Для обеспечения контроля результатов определений подсчетных параметров экспертизой на планшете приводят технические условия проведения ГИС: альтитуду ротора и удлинение ствола в кровле и подошве продуктивного интервала; время и продолжительность бурения скважины и отдельно продуктивного горизонта; конструкцию открытого ствола и обсадных колонн; параметры промывочной жидкости; сведения об интервалах и интенсивности поглощений промывочной жидкости (приложение К).

7.4.4. Материалы отчета по подсчету запасов должны содержать все данные, необходимые для проверки результатов подсчета без личного участия авторов.

Материалы ГИС, полученные в цифровом виде, и расчеты, выполненные на электронно-вычислительной технике, представляются в графической или табличной формах. В случае серьезных расхождений авторских и экспертных результатов экспертизе должны быть дополнительно представлены первичные материалы на магнитных носителях, программы обработки, руководство пользователя к программам. Контрольные определения выполняют совместно эксперты и авторы.

7.5.1. Петрофизические обеспечения интерпретации данных ГИС на этапах оперативной интерпретации и подсчета запасов различаются только объемом накопленной информации. На поисково-оценочном этапе разведки отсутствует полный комплекс петрофизической информации. Поэтому для оперативной интерпретации используют информацию по объекту-аналогу или обобщенную, накопленную для района работ. Для сводной интерпретации на этапе подсчета запасов и для оперативной интерпретации геофизических данных, полученных в эксплуатационных скважинах, применяют петрофизические зависимости, установленные для каждого объекта подсчета (эксплуатации).

7.5.2. Минимальный комплекс петрофизических связей включает:

• - связи между измеряемыми геофизическими параметрами - интервальным временем Δt, объемной плотностью σ, относительным электрическим сопротивлением Р, диффузионно-адсорбционным потенциалом Ада — и коэффициентами общей kn пористости пород;
• - связь между коэффициентом Рн увеличения электрического сопротивления и коэффициентами kв водонасыщенности пород. При наличии прямой информации о водонасыщенности разреза, полученной по данным исследований керна из скважин, пробуренных на «безводных» (известково-битумных) промывочных жидкостях, используется также связь удельного электрического сопротивления ρп пород с их объемной влажностью Wв, где Wв = kв⋅kп. Такой подход широко применяется для месторождений Западной Сибири, для которых затруднена оценка удельного электрического сопротивления пластовой воды;
• - связь между относительной αпс амплитудой ПС и относительными показаниями ΔJγ гамма-каротажа с коэффициентами весовой Сгл, объемной kгл или относительной η глинистости, где kгл = Cгл /(l – kп); η = kгл / (kгл + kп);
• - взаимосвязи между петрофизическими величинами:
  • а) для определения нижнего граничного значения пористости коллекторов — связь между общей kп, эффективной kп эф и динамической kп дин пористостями, где kп эф = kп (l – kво), kп дин = kп (l – kвo – kно); kвo - коэффициент остаточной (неснижаемой) водонасыщенности, kно— коэффициент остаточной нефтенасыщенности;
  • б) для обоснования положений межфлюидных контактов — расчет численного значения коэффициента kв^∗ критической водонасыщенности по кривым относительной фазовой проницаемости и уравнениям движения фаз при двухфазной фильтраций;
  • в) для определения проницаемости — построения связей между общей пористостью kп и коэффициентами абсолютной kпр и эффективной kпр эф проницаемости, где kпр эф — проницаемость, определяемая на образцах керна при наличии в поровом пространстве остаточной водонасыщенности.

7.5.3. Используют 2 вида петрофизических связей: «керн-керн» и «ГИС-керн»:

• - для построения связей «керн-керн» геофизические (Δt, σ, P, Ада, ΔJγ) и коллекторские (kп, knp, kнг, kгл, kв, kвo, kно) параметры измеряют на образцах керна, в том числе Δt, P, kп, kпр — при термобарических условиях, аналогичных пластовым;
• - для построения связей «ГИС-керн» значения геофизических параметров находят по данным скважинных измерений, а значения коллекторских свойств — по результатам анализов керна.

7.5.4. Общие требования к петрофизической информации, используемой в качестве петрофизической основы интерпретации геофизических данных, состоят в следующем:

• - для построения петрофизических связей «керн-керн» необходимо исследовать не менее 30 образцов керна, равномерно распределенных в диапазонах изменений коррелируемых параметров;
• - для построения петрофизических связей «керн-ГИС» используют опорные пластопересечения, охарактеризованные керном с выносом не менее 70 % и плотностью петрофизических анализов не менее трех на один метр вынесенного керна;
• - в процессе отбора, транспортировки, хранения и исследования керна должны быть реализованы мероприятия, предотвращающие изменение естественных условий упаковки (для слабосцементированных и рыхлых пород) и смачиваемости пород;
• - при исследовании пород, характеризующихся наличием крупных элементов пустотного пространства (трещины, каверны), исследования керна должны выполняться на образцах большого размера (с сохранением диаметра отобранного керна);
• - при необходимости прямого определения по керну остаточной водонасыщенности (бурение на «безводной» промывочной жидкости) и остаточной нефтенасыщенности (бурение на промывочной жидкости с водной основой) требуется герметизация керна на скважине или использование при отборе керна герметизированных керноприемников.