Page 53 - 4651

колекторів, так і в зоні проникнення. Вторинні порожнини
(тріщини, каверни, порожнини вилуговування) утворюють
ефективну пористість колектора.
Вони заповнені фільтратом глинистого розчину в зоні
проникнення, нафтою або газом в незміненій частині
колектора; у присвердловинній частині, яка досліджується
мікробоковим і псевдобоковим зондами, можлива кольматація
їх глинистим матеріалом бурового розчину.
Великий інтерес представляє визначення коефіцієнта
тріщинної пористості, оскільки присутність в колекторі
системи тріщин забезпечує його високу проникність і
продуктивність, особливо при значній розкритості тріщин
(більше 100 мкм). Розроблено способи виділення тріщинних
зон та визначення в них k п.т: а) за питомим опором породи з
урахуванням загальної пористості за НГК або ГК у
свердловинах, пробурених на мінералізованому розчині ( ф ≈
 в); б) за двома значеннями  п, встановленими в результаті
повторних досліджень методом двох розчинів.

Змістовий модуль 2.3
Оцінка характеру насичення пластів-колекторів за
комплексом методів ГДС

Характер насичення породи колектора оцінюють, як
правило, на основі матеріалів геофізичних досліджень
свердловин, отриманих у необсаджених трубами
свердловинах, для вирішення питання про доцільність спуску
колони і випробування промислових нафто- і газоносних
об'єктів. Це одне з найважливіших завдань оперативної
інтерпретації геофізичних матеріалів, ефективність вирішення
якого значною мірою визначає ефективність роботи всієї
геофізичної служби.
Виділені в розрізі колектори поділяють на продуктивні
(нафтоносні, нафтогазоносні, газоносні) і непродуктивні
(водоносні), тобто визначають характер насичення пластів. За
даними геофізичних досліджень свердловин отримують
тільки прогнозну оцінку характеру насичення колекторів, на
підставі якої рекомендують пласти до випробувань.
Достовірну оцінку характеру насичення колекторів
отримують за результатами випробування приладами на
52