Page 39 - 4651

- відкритої пористості за даними методу опорів (з
урахуванням глинистості за діаграмами власних потенціалів) і
за діаграмами власних потенціалів (в глинистих теригенних
колекторах);
- загальної або відкритої (в залежності від типу
колектора) пористості за даними акустичного метода.
Визначення коефіцієнта пористості k п чистих
(неглинистих) водонасичених колекторів з гранулярною
пористістю формально можливе за даними якого-небудь
одного методу ГДС – електричного, нейтронного,
акустичного. У всіх інших випадках необхідно
комплексування методів. Фактично будь-яка застосовувана на
практиці методика є комплексною.
У піщано-глинистих колекторах k п визначають за даними
методів опору (КО, БК, ІК) і глинистості (ПС) [5. У породах з
двокомпонентним скелетом (кальцит-доломіт або кварц-
кальцит) задовільні результати при гранулярній пористості
дають комплекси АК+НК, АК+ГГК-Г, НК+ГГК-Г, оскільки
нормалізація дозволяє знизити вплив мінливого
співвідношення компонент. Коефіцієнт пористості та інші
характеристики нафтогазонасичених порід складної будови
визначають, вирішуючи систему інтерпретаційних рівнянь,
складену для конкретної петрофізичної моделі. Як приклад
наведемо систему рівнянь, що описує петрофізичні моделі
теригенного розрізу, породи якого містять п'ять компонент -
піщано-алевритову і глинисту (розсіяну) у мінеральному
скелеті, воду, нафту і газ в об’ємі пор (М. Г. Харріс, Р. Б. Мак-
Каммон, 1971):

w скk ск+w глk гл+(w гk г+w внk вн)k п=w п
 скk ск+ глk гл+( гk г+ внk вн)k п= п
t скk ск+t глk гл+(t гk г+t внk вн)k п=t п (2.1)
k ск+k гл+k п=1
k г+k н+k в=1

де k ск - об'ємний вміст в породі зерен скелетної фракції
(піщаних і алевритових); w п, w ск, w гл, w г, w вн – водневі індекси
породи за даними НК, зерен скелета і глинистих часток, газу,
рідкої фази (вода + нафта);  п,  ск,  гл,  г,  вн – густина породи

38