Page 40 - 4651

за даними ГГК-Г, скелетних зерен, глинистих частинок, газу,
нафти і води; t п, t ск, t гл, t г, t вн – інтервальний час породи
за даними АК, скелетних зерен, глинистих частинок, газу,
рідкої фази; k вн = k в + k н – коефіцієнт водонафтонасичення
пор; k гл, k г, k н, k в – коефіцієнти глинистості, газонасичення,
нафтонасичення, водонасичення відповідно.
Шукані невідомі - k ск, k гл, k г, k в, k н, k п; параметри
компонент твердої фази - w ск, w гл,  ск,  гл, t ск, t гл – знаходять
за таблицями або визначають, аналізуючи керновий матеріал;
параметри води, нафти і газу розраховують відомими
способами, враховуючи результати аналізів і термобаричні
умови в досліджуваному інтервалі розрізу. Для замикання
системи, в якій кількість невідомих перевищує кількість
рівнянь, залучають дані ПС або ГК (для оцінки k гл),
електричного, діелектричного і нейтронного каротажу (для
оцінки k в і k нг), використовують апріорну інформацію.
В системі інтерпретаційних рівнянь, що описують
петрофізичну модель карбонатного розрізу, в загальному
випадку враховують вміст кальциту, доломіту, ангідриту,
гіпсу, а також вторинну пористість (тріщини, каверни).
Отримані таким чином для розрізів різного типу, тобто
для різних петрофізичних моделей, системи інтерпретаційних
рівнянь вирішують для кожного окремого пласта в
досліджуваному інтервалі.

Навчальний елемент 2.2.1. Визначення пористості за
питомим електричним опором гірських порід. Цей спосіб
застосовують для визначення k п міжзернових колекторів
теригенних і карбонатних відкладів.
Спосіб заснований на залежності між коефіцієнтом
пористості і параметром пористості P п (або відносним опором
породи) [6.
Параметр пористості є коефіцієнт пропорційності між
опором водонасиченої породи  вп і опором  в води, що її
насичує:

  Р   . (2.2)
вп п в
Звідси

39