Page 21 - 164

21

ЛЕКЦІЯ № 3
ПОРИСТІСТЬ, ЯК ОСНОВНИЙ ПІДРАХУНКОВИЙ ПАРАМЕТР.
ВИЗНАЧЕННЯ ПОРИСТОСТІ І ЛІТОЛОГІЧНОГО СКЛАДУ
ПОРІД, ГЕОЛОГІЧНОГО РОЗРІЗУ ЗА ДАНИМИ
ГЕОФІЗИЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ СВЕРДЛОВИН

Інформація про пористість є базовою при визначенні підрахункових
параметрів нафтогазових покладів, розрахунках впливу середовища на
інформативність геофізичних методів.
Ряд геофізичних методів з різним степенем достовірності дозволяють
визначати та оцінювати пористість порід-колекторів. Найбільш точний та
достовірний спосіб визначення коефіцієнта відкритої пористості є метод
акустичного каротажу. Менш точні, але якісно інформативні, є методи
електрометрії, радіоактивного розсіювання  випромінювання, нейтронного
каротажу.
Тріщинну пористість (вторинну пористість) можна визначати за
результатами комплексних досліджень геологічних розрізів ядерно-фізичними
та іншими геофізичними методами. Загальну пористість складних карбонатних
колекторів можна оцінити, в основному, за результатами нейтронних методів
(НМ), гама-гама методів і акустичних методів.
Визначення тріщинної пористості здійснюється за результатами методу
опору у варіанті способу двох розчинів, або за результатами методів опору і
одного із методів визначення пористості (радіоактивного, ядерно-фізичного).

Визначення коефіцієнта міжзернової (гранулярної)
пористості за даними електрометрії

Значення коефіцієнта міжзернової пористості (К п) визначають з
врахуванням величини питомого опору ( вп) пласта-колектора за контурами
нафтового, або газового покладу, питомого опору зони проникнення ( зп),
питомого опору промивної зони ( пп) законтурної, або внутрішньої ділянки
пласта. Визначення значення коефіцієнта загальної пористості за даними
електричних методів, а саме, за величиною питомого опору пласта-колектора,
за контуром нафтогазонасиченого покладу здійснюють наступним чином:
1) визначають величину уявного опору незмінної частини пласта ( вп)

(водонафтогазонасиченого);
2) розраховують значення питомого опору пластової води ( в);

3) вираховують значення параметра пористості P  вп .
п

в
За результатами лабораторних та свердловинних досліджень для конкретних
продуктивних відкладів встановлюється та будується залежність

P  f K( ) (3.1)
п п