6.1.3 Визначення коефіцієнта пористості за даними опору зони проникнення пласта

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

. (6.8)

Для водоносного пласта-колектора:

. (6.9)

. (6.10)

Також величину ρф.в можна визначити за формулою:

. (6.11)

Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості колекторів за даними електричних методів

Коефіцієнти нафтонасичення Кн і газонасичення Kг порід визначаються за параметром насичення Рн(Рг)=нп/вп. Для розрахунку Рн необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи нп, що досліджується, та її опір вп при 100 %-вому насиченні пор пластовою водою.

Опір нп нафтоносної породи визначається по діаграмам уявного та ефективного опорів. Опір вп розраховується за даними коефіцієнта пористості Кп породи та опору пластових вод в:

, (7.1)

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:

. (7.2)

Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення Кв породи. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.

За розрахованим значенням Рн визначаються коефіцієнти Кн або Кг (при атмосферному тиску) за номограмою (рис. 7.1).

Зокрема, наприклад, для Рн=90 будуть отримані наступні значення Кв і Кн:

1) карбонатний колектор – Кв=7.4 %, Кн=92.6 %;

2) піщано-глинистий гідрофільний колектор – Кв=11 %, Кн=89 %;

3) піщано-глинистий слабо-гідрофобний колектор – Кв=16.1 %, Кн=83.9 %;

4) піщано-глинистий гідрофобний колектор – Кв=26.5 %, Кн=73.5 %.

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

У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки чергуються з нафто- і газоносними піщаниками 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:

(7.3)

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

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

(7.4)

де  t, в – питомий повздовжній опір пачки.

Таким чином, у глинистих пісках і піщаниках величина відношення:

(7.5)

не дорівнює параметру насичення Рн.

Розв’язуючи рівняння (7.5) відносно Рн=нп/вп, одержимо:

(7.6)

З формули (7.6) випливає, що дійсне значення Рн завжди більше величини Рн, г розрахованої за даними відношень питомих опорів, які 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 Рн може бути виконаний за наближеною формулою:

(7.7)