Page 248 - 4290

Коефіцієнт відкритої пористості m визначається на підставі
аналізу керна, відібраного з продуктивного горизонту у процесі
буріння свердловин. Але у зв’язку із малим винесенням керна,
значні частини розрізу, особливо високопористі, досить часто

залишаються недослідженими. Тому значну цінність мають
результати оцінки коефіцієнта відкритої пористості за
допомогою промислово-геофізичних методів.

Під час оцінювання середнього значення відкритої
пористості вибір того чи іншого варіанту усереднення залежить
від характеру зміни пористості по площі покладу і розрізу, від
числа свердловин і розміщення їх на структурі, від кількості

визначень по кожній свердловині.
Під час визначення середнього значення коефіцієнта
пористості необхідно оцінити величину кондиційної межі порід

за пористістю і виключити з аналізу породи інтервали, що
характеризуються некондиційними значеннями пористості.
Коефіцієнт нафтонасиченості β визначають лабораторним
н
шляхом у ході дослідженні керна, відібраного у спеціальних
свердловинах, де продуктивні відклади розбурювались із
застосуванням безводних (переважно вапняково-бітумних)

промивальних розчинів. Це дає змогу оцінити реальне
співвідношення флюїдів у порах порід. Але таких свердловин
недостатньо, тому в нафтогазопромисловій практиці частіше
використовують непрямі методи визначення коефіцієнта нафто-,

газонасичення. Різними лабораторними методами (центрифуги,
напівпроникні мембрани та ін.) відтворюється кількість зв’язаної
води в порах колекторів. За умови, що увесь газ є розчиненим у

нафті, коефіцієнт нафтонасиченості знаходять із співвідношення:
β = 1-β , (9.5)
н
в.зв

де β в.зв. – коефіцієнт зв’язаної води.

Для визначення величини коефіцієнта нафтогазона-
сиченості досить часто використовують дані промислової
геофізики. Еталонні залежності для кожного пласта при цьому

отримують за даними лабораторних досліджень колекторських
властивостей насичених колекторів і за замірами геофізичних
характеристик керна при різній насиченості їх флюїдами.