Page 73 - 4290

водонасичених зразків або за даними бокового каротажного
зондування пластів у законтурній частині родовища.
У залежності від колекторських властивостей порід вміст
води в нафтоносному пласті може коливатися у великих межах,

внаслідок чого опір нафтоносних пластів змінюється від 1-2 до
сотень і навіть декількох тисяч Омметрів. Тому в кожному

районі визначають мінімальне граничне значення нафтогазо-
насичення, при якому пласт ще є промислово нафтогазоносним.
Для більшості піщаних колекторів, що містять невелику кількість
глинистого матеріалу, це граничне значення відповідає

коефіцієнту збільшення опору, який приблизно дорівнює 5.
Пласти, що містять значну кількість глинистого матеріалу, здатні
віддати чисту нафту при значеннях коефіцієнта збільшення

опору, трохи вищому одиниці (1,5-2).
На практиці нафтоносність і газоносність пласта визначають
за даними зіставлення коефіцієнта збільшення опору з
результатами випробовування. Отримані таким чином величини

використовують надалі для оцінки нафтогазоносності пласта.
Найважчим завданням є визначення нафтогазоносності
карбонатних пластів. Це пояснюється значними змінами опору

вапняків через різкі коливання їх пористості і різну структуру
пор, внаслідок чого визначити коефіцієнт збільшення опору
пласта часто неможливо. Як правило, для оцінки
нафтогазоносності карбонатних колекторів також

використовують дані, отримані шляхом зіставлення результатів
випробування пластів із їх питомим опором або коефіцієнтом
збільшення опору.

Зазвичай при визначенні нафтоносності карбонатних
колекторів за даними електричного каротажу враховують покази
нейтронного гама-каротажу. Достовірність оцінки нафто-

носності пласта підвищується при відносно низьких показах
викликаного гама-випромінювання, що визначається за
діаграмами НГК, і високих показах на діаграмі ПО, тобто коли

найвищим значенням пористості колектора відповідає найвища
його нафтонасиченість.
Часто для визначення нафтоносних пластів користуються
емпіричним правилом, згідно з яким пласт вважається

70