Page 46 - 4265

Величина параметра насичення практично не залежить
від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є
обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення K в
породи:
a
Р  , (4.3)
н n
К
в

де а і n – структурні елементи, які залежать від типу
колектора, структури порового простору та типу заповнювача
пор. При цьому показник степеня різко збільшується з
переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.
Коефіцієнт водонасичення пов'язаний із коефіцієнтом
нафтогазонасичення наступним чином:

K 1  К . (4.4)
нг в

За розрахованим значенням Р н визначаються
коефіцієнти K н або K г (K нг=1-K в) (при атмосферному тиску) за
номограмою (Рис. 4.1).
Зокрема, наприклад, для Р н=90 будуть отримані наступні
значення K в і K н:
1) карбонатний колектор – K в=7.4 %, K н=92.6 %;
2) піщано-глинистий гідрофільний колектор – K в=11 %,
K н=89 %;
3) піщано-глинистий слабо-гідрофобний колектор –
K в=16.1 %, K н=83.9 %;
4) піщано-глинистий гідрофобний колектор – K в=26.5 %,
K н=73.5 %.
Як видно з цього прикладу, неврахування гідрофобності
колектора може призвести до значних похибок при визначенні
коефіцієнта нафтонасичення колектора. Другим фактором,
який понижує точність визначення коефіцієнта K н, є
глинистість.
У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки
чергуються з нафто- і газоносними піщаниками та
свердловина розкриває пласти з кутом зустрічі близьким до
90°, за даними виміру уявного опору великими зондами
визначається повздовжній питомий опір  t, н пачки. При
цьому для нафтогазоносної глинистої породи:
45