Page 79 - 4499

Науковий підхід до встановлення вищелічених
чинників полягає в тому, що для кожного регіону, де
проводяться пошукові геолого-розвідувальні роботи
здійснювався цілеспрямований відбір кернового матеріалу із
літолого-стратиграфічних комплексів перспективних на нафту
і газ. Окрім цього необхідно пробурити параметричну
свердловину, у якій провести комплекс свердловинних
геофізичних досліджень, за результатами яких створюється
основа петрофізичного забезпечення побудов петрофізичних
моделей та кореляційних схем.
У нафтовій геології пористі колектори розділяються на
три основні групи:
- псаміти;
- алевроліти;
- пеліти.
До першої групи входять піски або псаміти, які в
більшості своїй складаються із частинок розміром 1,0-0,1 мм.
Другу групу виповнюють алевроліти з розміром частинок 0,1-
0,01 мм і третя група складається із 50-80% порід розміром
частинок 0,1-1 мм.
Від розміру дисперсних частинок залежить їхня
сумарна поверхня в об’ємі породи. Характеризується така
поверхня таким параметром як питома поверхня.
Питома поверхня – це сумарна поверхня всіх частинок
в кубічному сантиметрі або в одному грамі породи. Ця
поверхня характеризується площиною розділу двох фаз у
тонкодисперсних породах:
6
S  1 (  К ) (3.6)
v п
d
еф
де dеф – ефективний або дійсний діаметр частинок;
Кп – коефіцієнт загальної пористості
Величина питомої поверхні суттєво впливає на ємкісні
та фільтраційні властивості гірських порід, визначає розподіл
глинистого матеріалу у матриці породи.
Покази геофізичних методів при дослідженні складно-
побудованих геологічних розрізів, через вплив глинистості та
параметрів, пов’язаних з нею, не завжди відображають
істинну ситуацію в нафтогазонасичених пластах. Наукові
дослідження взаємозв’язків геофізичних параметрів із

79