Page 42 - 164

42


K  в е , 2 11 , 2 475 К в. з , (6.8)
пр

п

Залежність (6.8) є імперичною, отриманою за результатами
експериментальних досліджень. Для геологічних розрізів, де інформативний
метод самочинних потенціалів (ПС), формула (6.8) трансформована у наступну:


K  в е , 2 11  475,2  1  /  1 С , (6.9)
пр пс

п

У нафтогазоносних породах проникність розраховується за формулою
Ж.Дьюмануара:

2
2
 Р   Р   2  2
2
К  ДК 8 Р  Д 0   Д н   Д пн в , (6.10)
пр п 0  4   2  4
 Р п   Р п   пв
де Д – стала, числове значення якої визначається на основі зіставлення величин
К пр за Ж.Дьюмануара з величиною К пр визначеною іншими методами, зокрема
за рівнянням В.Н. Дахнова:

К  400 / Q К 1 К  2 m  2 РН , (6.11)
пр п п1 в. з зв
де  зв – середня товщина плівки зв’язаної води.
Вивчення неоднорідності пластів слід проводити комплексом методів
ГДС за результатами якого можна судити про частоту чергування за глибиною

прошарків окремих літотипів, відслідкувати зміну фізичних та петрофізичних
параметрів у пласта по горизонталі. Петрофізичне вивчення пластів-колекторів
дає можливість оцінити їх фільтраційно-ємнісну характеристику, вийти на
конкретні дебіти, зв’язати дебіти колекторів з неоднорідністю порід та
середньозв’язаною товщиною.

Запитання до лекції

1. Визначте поняття неоднорідності пластів-колекторів?
2. Яка буває неоднорідність пластів?
3. Назвіть фактори, що визначають неоднорідність пластів-колекторів?
4. Як впливає мікронеоднорідність на фільтраційно-ємнісні параметри?
5. Як впливає макронеоднорідність на покази методів ГДС?
6. Зв’язок неоднорідності з проникністю гірських порід.
7. Як визначити коефіцієнт проникності неоднорідних теригенних порід за
даними ГДС?
8. Як визначається коефіцієнт проникності нафтогазонасичених порід за
даними про питомий опір та  пс?