Page 43 - 4651

6 , 2  
    (2.5)
ф 0
6 , 2  1

де  0 - опір бурового розчину;  - його густина.

А опір водонасиченої породи, тобто  пп, визначається за
даними мікрозондів.
Однак для зони проникнення формула (2.2), що має
вигляд


P  пп , (2.6)
п

ф

буде не точною, а приблизною, оскільки навіть в зоні
повністю промитих порід з опором  пп фільтрат бурового
розчину заміщає не весь пластовий флюїд. І хоча його частка
в порах зони проникнення невелика, присутність пластового
флюїду сильно позначається на загальному опорі в цій зоні. У
нафтонасичених пластах цей залишковий флюїд (нафта)
підвищує, а у водонасичених (мінералізована пластова вода)
занижує загальний опір суміші пластового флюїду і фільтрату
бурового розчину.
Таким чином, тут нами розглянуто загальний підхід до
оцінки пористості за даними каротажу опорів. Існують
спеціальні методик С. Г. Комарова, Шлюмберже, Н. Д.
Русакова, А. де Уітте, 3. Барлаі та ін., що відрізняються
основними фізичними моделями пласта-колектора та
уявленнями про розподіл в ньому глинистого матеріалу.

Навчальний елемент 2.2.2. Визначення пористості за
методом потенціалів самочинної поляризації. Сприятливою
передумовою для визначення коефіцієнта пористості
теригенних колекторів за діаграмами потенціалів самочинної
поляризації є наявність достатньо тісного кореляційного
зв'язку між амплітудою ПС (E s або  ПС) і коефіцієнтом
пористості. Такий зв'язок нерідко спостерігається в кварцових
і поліміктових пісковиках та алевролітах. Для таких
колекторів характерна зміна пористості в досить широких
42