Page 55 - 4265

колектора.
При оцінці коефіцієнта газонасичення необхідно знати
коефіцієнт пористості. У зв’язку із цим рішення завдання
полегшується при використанні комплексу геофізичних
методів і у першу чергу гамма-гамма-каротажу, наприклад,
шляхом розв’язку системи рівнянь відносно K п, K г, K в і K н:

   K  
K п  ск п п n р , 
 ск 
K п n 
K н  K в  , 
K п 
 . (4.26)
K п n
K 1  1  K  K , 
г н в 
K п

/ 1 q
P 
K   .
в 
K п 

На рисунку 4.3 приведена палетка фірми «Шлюмберже»,
що дозволяє за відомими коефіцієнтом нейтронної пористості
K п n (з виправленням за літологію), густиною  п породи і  ск
скелетної фракції, параметром P w вологості визначити K п, K г,
K в і K н=1-(K г+K в).
Перевагою нейтронних методів оцінки коефіцієнта
газонасичення колектора є можливість рішення завдання у
свердловинах, які обсаджені сталевими колонами. Це
дозволяє широко застосовувати нейтронні методи для
спостереження за виробітком газових покладів.
Визначення коефіцієнтів залишкового нафтогазонасичення
Можливість визначення коефіцієнта нафтогазонасичення
колектора за геофізичним даними дозволяє оцінити
коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення K н пп
(нафтогазонасичення промитої породи) і розрахувати
коефіцієнт витіснення.
Коефіцієнт K н пп залишкового нафтогазонасичення для
заводнених ділянок покладу встановлюється за параметром
Р н пп способами, які описані вище. Суттєвим є наступна
54