Page 67 - 4291

аномалії до потужності колектора. Помноживши отриману величину
на коефіцієнт дегазації та розбавлення, знаходять приведені значення
газовмісту.
Якщо крива компонентного складу подібна до кривої для

газових пластів, обчислюють газовміст пласта (у %) за формулою:

Г сум = 0,037Г zТ/P , (4.2)
пл
пр

де Т — температура пласта, K;
Р — пластовий тиск, МПа;
пл
z — коефіцієнт надстисливості газу.

Отримана величина Г сум може бути нижчою за дійсний газовміст
пласта внаслідок явища випереджаючого проникнення фільтрату в
пласт. Для оцінки характеру насичення пласта сумарний газовміст

Г сум порівнюють з його значенями для типових водоносних і
газоносних пластів. Якщо криві компонентного аналізу близькі до
таких для нафтоносних або нафтогазоносних пластів, визначають

залишкове нафтогазонасичення пласта Г за формулою:
нг

Г = 100 Г В/G, (4.3)
пр
нг

де В — коефіцієнт збільшення об'єму нафти в пластових умовах;
G — газовий фактор у нафті.
Розрахункову величину Гнг порівнюють з величинами,

типовими для водоносних і нафтоносних пластів даного району. У
більшості районів нафтоносним пластам відповідають значення Гнг
більше 5 %, для водоносних – менше 5 %.

4.2 Люмінесцентний аналіз шламу

Часткову інформацію про пройденні свердловиною породи
можна отримати, відбираючи і досліджуючи шлам, тобто частинки

розбуреної породи, що виноситься з буровим розчином. Відбирають
шлам окремо за фракціями з допомогою автоматичного
шламовідбірника. Відбір фракцій різного розміру дозволяє підвищити

точність обліку запізнювання шламу під час обчислення дійсної
глибини пласта, з якого вибурена порода.

65