Визначення коефіцієнта пористості за даними опору зони проникнення пласта

При визначенні пористості за даними питомого опору зони проникнення ρ_зп, параметр пористості Р_п розраховується за формулою для нафтогазонасиченого пласта-колектора:

. (7.8)

Для водоносного пласта-колектора:

. (7.9)

Параметр Р_нз зони проникнення визначається за формулою (7.6) з використанням величини К_нз=0,3–0,4.

Опір суміші води із фільтратом промивної рідини ρ_фв, яка заповнює пори у зоні проникнення, залежить від вмісту Z (0,06) залишку пластової води у зоні проникнення. Значення ρ_фв за даними ρ_ф і ρ_в визначається наступним чином:

. (7.10)

Також величину ρ_ф.в можна визначити за формулою:

. (7.11)

Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості за даними електричних методів

Коефіцієнти нафтонасичення К_н і газонасичення K_г порід визначаються за параметром насичення Р_н(Р_г)=_нп/_вп. Для розрахунку Р_н необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи _нп, що досліджується, та її опір _вп при 100 %-му насиченні пор пластовою водою.

Опір _нп нафтоносної породи визначається за допомогою діаграм уявного та ефективного опорів. Опір _вп розраховується за даними коефіцієнта пористості К_п породи та опору пластових вод _в:

, (7.12)

або [якщо колекторські властивості нафтоносного (газоносного) об’єкта достатньо стабільні] приймається рівним його опору за межами контуру нафтоносності (газоносності) і, зокрема, на ділянках колектора, що знаходиться нижче початкового водонафтового контакту.

Після визначення _нп і _вп розраховується величина параметра насичення:

. (7.13)

Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення К_в породи:

, (7.14)

де а і n – структурні елементи, які залежать від типу колектора, структури порового простору та типу заповнювача пор. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.

Коефіцієнт водонасичення пов'язаний із коефіцієнтом нафтогазонасичення наступним чином:

. (7.15)

За розрахованим значенням Р_н визначаються коефіцієнти К_н або К_г (К_нг=1-К_в) (при атмосферному тиску) за номограмою (Рис. 7.3).

Зокрема, наприклад, для Р_н=90 будуть отримані наступні значення К_в і К_н:

1) карбонатний колектор – К_в=7,4 %, К_н=92,6 %;

2) піщано-глинистий гідрофільний колектор – К_в=11 %, К_н=89 %;

3) піщано-глинистий слабо-гідрофобний колектор – К_в=16,1 %, К_н=83,9 %;

4) піщано-глинистий гідрофобний колектор – К_в=26,5 %, К_н=73,5 %.

Як видно з цього прикладу, неврахування гідрофобності колектора може призвести до значних похибок при визначенні коефіцієнта нафтонасичення колектора. Другим фактором, який понижує точність визначення коефіцієнта K_н, є глинистість.

У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки чергуються з нафто- і газоносними пісковиками та свердловина розкриває пласти з кутом зустрічі близьким до 90°, за даними виміру уявного опору великими зондами визначається повздовжній питомий опір  _t, н пачки. При цьому для нафтогазоносної глинистої породи:

, (7.16)

де _гл, _нп – відповідно питомий опір глин і нафтогазонасичених пісковиків потужністю h_п; _гл – вміст глинистих прошарків сумарною потужністю h_гл [_гл=h_гл/(h_гл+h_п)] у сумарній потужності досліджуваного об’єкта, яка рівна h_гл+h_п.

У тому випадку, коли пачка досліджуваних піщано-глинистих відкладів водоносна, за даними виміру уявного опору великими градієнт-зондами визначається питомий опір:

, (7.17)

де  _t, в – питомий повздовжній опір пачки.

Таким чином, у глинистих пісковиках величина відношення:

(7.18)

не дорівнює параметру насичення Р_н.

Розв’язуючи рівняння (7.18) відносно Р_н=_нп/_вп, отримаємо:

. (7.19)

З формули (7.19) випливає, що дійсне значення Р_н завжди більше величини Р_н, г, яка розрахована за даними відношення питомих опорів, що виміряні у свердловині в нафтогазоносному і водоносному колекторах.

У тому випадку, коли точне значення _вп невідоме, при _гл<0,5 і 1-_вп/_гл<0,2, а також при _гл<0,25 і 0,2<1-_вп/_гл<0,5 або _гл<0,1 і 0,5<1-_вп/_гл<1,5 розрахунок Р_н може бути виконаний за наближеною формулою:

. (7.20)