Page 132 - 4290

3) метод центрифугування;
4) визначення вмісту хлоридів у керні.
Перший з цих методів є найбільш простим. Із збільшенням
проникності водонасиченість колекторів зменшується. У разі

використання залежності між проникністю пласта і вмістом у
ньому зв'язаної води варто враховувати глинистість
(карбонатність) досліджуваного об'єкта.

Вміст нафти і газу в пласті визначають за допомогою
коефіцієнтів нафто- і газонасиченості:

k =V /V , (5.1)
н
н
п

k =V /V , (5.2)
г
г
п

де V - об’єм нафти, що міститься в порах зразка;
н
V - об’єм усіх пор зразка;
п
V - об’єм газу, що насичує пори зразка породи.
г
У промисловій практиці коефіцієнти газо- і нафто-
насиченості визначають за коефіцієнтом водонасиченості k із
в
співвідношень k = 1 – k , k = 1 – k - k , де k – залишкова
в
н
г
н
н
в
нафтонасиченість в газовій частині нафтогазових покладів.
Границя нафти з пластовою водою є зоною тієї чи іншої
товщини, яка називається перехідною. У межах цієї зони
містяться нафта і вода. У цій зоні угору по вертикалі відбувається
послідовне збільшення вмісту нафти, а вниз – вмісту пластової
води. Товщина перехідної зони залежить від літолого-фізичних
властивостей продуктивного пласта і характеру флюїдів, що його

насичують. По окремих покладах вона коливається від 0,3 до 8 м
і більше.
Поверхнею ВНК вважають границю усередині перехідної
зони, нижче якої фазова проникність для нафти дорівнює нулю.

Положення ВНК найчастіше встановлюють за зміною питомого
електричного опору з глибиною від нафтонасиченої частини
пласта до водонасиченої. Границю розділу між нафтою і водою

приймають на глибині, де уявний опір перехідної зони дорівнює
критичному. Критичний опір встановлюють шляхом зіставлення
даних промислової геофізики з матеріалами випробовування

свердловини.

126