Page 26 - 4265

b
K пр  aP , (3.6)
н

де а і b – константи, які характерні для колекторів покладу,
що досліджується.
Для обчислення K пр за допомогою залежностей, які
описуються формулами (3.4)-(3.6), виконують наступні
операції: 1) визначають за даними методу опору значення  п у
пластовому перетинанні продуктивного колектора; 2)
розраховують значення P н при відомих Р п і  в; 3) знаходять
значення K пр, що відповідає обчисленому P н використовуючи
конкретну залежність між P н та K пр для досліджуваного
об’єкта.
Такий спосіб визначення K пр у перехідній зоні покладу
або в недонасичених вуглеводнями колекторах дасть занижені
значення K пр.
Визначення K пр за даними ПС і ГК
Якщо продуктивний горизонт представлений
теригенними колекторами із глинистим цементом, вміст якого
міняється в широкому діапазоні, спостерігається
кореляційний зв’язок між коефіцієнтом проникності K пр і
параметрами, що характеризують глинистість: С гл, K гл,  гл. Це
є причиною існуючого зв’язку між K гл і відносними
амплітудами  ПС та I . У чистих і слабоглинистих колекторах
 ПС та I  практично не пов’язані з параметром K пр, оскільки в
таких колекторах K пр залежить головним чином від
середнього діаметра пор і степені відсортованості скелетних
зерен. Приклади кореляційних зв’язків параметрів  ПС та I  з
K пр наведені на рисунку 3.1. Для окремих родовищ із
глинистими колекторами більш тісним є кореляційний зв’язок
між комплексним параметром  ПС/I  і K пр (Рис. 3.1, в).
Описані способи визначення K пр реалізують у такий
спосіб: 1) за діаграмами методів ПС і ГК у пласті, що
досліджується, визначають значення a ПС та I  і, якщо
необхідно, розраховують відношення a ПС до I ; 2) за
значенням вибраного параметра знаходять K пр.
Особливості розглянутих способів: 1) визначення K пр за
діаграмами ПС і ГК можливе для будь-яких ділянок
нафтового (газового) покладу – як гранично

25