Page 71 - 164

71

Визначення Кн за даними методу ПС
Визначення Кн за даними методу ПС базується на залежностях між
коефіцієнтом водонасичення за величиною зв’язаної води і глинистістю
колектора а також між глинистістю і дифузійно-адсорбційною активністю
породи, як результат у глинистих нафтогазонасичених порід-колекторів
спостерігаються кореляційні зв’язки між Ада( пс) і Кв(Кн). При достатньо
високому кореляційному відношенні ці зв’язки можуть бути використані для
визначення Кв(Кн).

Визначення Кн(Кг) за даними радіоактивних методів
Нейтронні методи оцінки Кнг засновані на залежності інтенсивності
випромінювань гірських порід, заміряних цими методами, від вмісту в
пластових водах елементів з аномальними нейтронно-поглинаючими
властивостями (наприклад, хлору). Найперспективними є імпульсний нейтрон-
нейтронний каротаж при оптимальній мінералізації пластової води. У цих
умовах нейтронна поглинаюча активність знаходиться у прямій залежності від
коефіцієнта водонасичення (Кв).
У газоносних пластах, у зв’язку з зменшенням вмісту водню у породі-
колекторі певної пористості і зменшенням густини у порівнянні з водоносним
пластом однакового вмісту водню, коефіцієнт газонасичення може бути
визначений за формулою:

 К   К  К   К
K  n , n , n , n   n , n , n , n  , (10.1)
Г
K ( H  н )  25068  Г Р  Г 
n в Г , н ср пл ср

К 1   н
n   в
 М Г , ср ZТ  п , в 
пл

де K це – поправка за зменшення густини газоносного пласта у
n n, ,
порівнянні з водоносним однакового вмісту водню; Нв і Н Г – водневі
еквіваленти водонасиченої і газонасиченої часток порового простору при
термобаричних умовах залягання пласта;  н Г с, , р – середній вміст атомів водню
ср – середня відносна молекулярна маса газу;
в молекулі газу; М Г,
Р пл – пластовий тиск (в Па); Т пл – температура пласта (в К);  Г с, р – густина води

при пластових тисках, температурі і мінералізації; Z – поправка за стиснення
реальних газів.
За даними Сегесмана і Ліу поправка
2
  10 3 

2
K n n, ,   ск  2 K H  0 .04 K n  1 H з  досягає максимуму в області
з
n
 , 2 65 
Н з0,5.

Визначення коефіцієнта залишкового нафтогазонасичення
і витіснення нафти