Page 66 - 4155

прииймаються тільки інтервали, де коефіцієнт відкритої
пористості визначавсь на взірцях із значеннями коефіцієнта
проникності більшими за нижню границю проникності.
Використовується крива акустичного каротажу, за даними
якої розраховуються середньозважені коефіцієнти пористості
за інтервалами. Методом порівняння даних лабораторних
досліджень і значень Δt встановлюється залежність К п=f(Δt),
яку використовують для інтерпретації ГДС.
Для переконання ДКЗ у об'єктивності визначення
коефіцієнтів відкритої пористості за величиною підраховують
середньоарифметичне значення пористості за даними
лабораторних досліджень усіх взірців керна й
середньозважене значення за ефективною товщиною значення
пористості всіх інтервалів за даними ГДС. Ці величини мають
бути наближено однаковими.
Для підрахунку запасів приймаються тільки значення
коефіцієнтів відкритої пористості, визначені за даними
інтерпретації кривих ГДС описаним вище способом.
Роздільне використання значень коефіцієнта відкритої
пористості за лабораторними даними і за даними ГДС не
дозволяється.
Коефіцієнт нафтогазонасиченості пласта (К нг)
визначається за даними інтерпретації ГДС. Розрахунок
середнього для об’єкта значення К нг подібний до розрахунку
середнього значення коефіцієнта пористості.
Важливою характеристикою визначення об’єму нафти
(газу) є перерахунковий коефіцієнт θ (обернена величина до
об’ємного коефіцієнта пластової нафти). Коефіцієнт θ є
відношенням об’єму нафти після її дегазації в стандартних
умовах до її об’єму, який вона займає у пластових умовах.
Відбір глибинних проб пластової нафти проводиться в
перших розвідувальних свердловинах, які розміщені на різних
гіпсометричних відмітках у різних частинах покладу
(особливо на верхніх поверхах нафтоносності і великих
65