Page 28 - 164

28

  
допомогою параметра вологості — Р  н п  . Величина параметра вологості


  
в
Р w дає можливість найти об’ємну вологість, використовуючи вище приведену
залежність параметра насиченості від коефіцієнта водонасичення. Коефіцієнт

нафтонасичення у цьому випадку буде рівний: К  1 . Для геологічних
н
К в
розрізів, де породи, що їх виповнюють відрізняються один від одного
незначною зміною пористості, використовується залежність:


Р  нп  f 
  , (4.8)
 в
в

  К К , (4.9)
в п в

  1  , (4.10)
нп в

Узагальнюючи вищесказане, можна зробити висновок, що визначення
коефіцієнта нафтогазонасичення міжзернового колектора здійснюється
наступним чином:
1. Для даного типу колектора вибирається залежність:
Р н=f(К в).
2. Визначається пористість породи-колектора, знаходиться його питомий
електричний опір.
3. За даними про пористість, для конкретного літотипу розраховується
параметр пористості (Рп).
4. Лабораторним шляхом визначається питомий опір пластової води, відібраної
при випробуваннях законтурних свердловин ( в).
5. Розраховується питомий опір породи-колектора при 100% водонасиченні –
 вп=Р п в.

6. Розраховується параметр насичення Р  нп і за його значенням
н

в
визначається коефіцієнт водонасиченості (Кв).
Коефіцієнт нафтогазонасиченості визначається за формулою: К нг=1-К в.
У продуктивних колекторах, до складу яких входить шарувата
глинистість, значення Рн і Кв не відповідають істині. Зв’язано це з тим, що
питомий опір породи-колектора в дійсності є поздовжнім опором   який
рівний:

(   )1  
  висок низьк , (4.11)

  
висок низьк

  – поздовжній питомий опір;