Page 102 - 6189
P. 102
1 1 k пт , (7.7)
п б А фл
де k пm - коефіцієнт тріщинної пористості; б - питомий опір
блоків породи; фл - питомий опір матеріалу, що заповнює
тріщини, і флюїду; А - множник, який залежить від напряму
тріщин.
7.1.2. Критерії оцінки нафтогазоносності за питомим
опором.
7.1.2.1. Чисті колектори.
Під чистими колекторами (пісковиками) зазвичай мають
на увазі колектори з невеликим вмістом глинистого матеріалу
– не більше деякої граничної величини. За граничне значення
об'ємної глинистості можна прийняти величину k гл.гр, при якій
глинистість практично не робить впливу на оцінку
нафтогазоносності за розглянутими вище критеріями. Для
цього достатньо, щоб за наявності глинистого матеріалу
оціночні параметри Р н і k нг змінювалися не більше ніж на 10-
20%. На рис.7.4 дані граничні значення k гл.гр для глинистих
колекторів залежно від відношення .
На рис.7.4 видно, що при сильно мінералізованій
пластовій воді ( < 1) вплив глинистості значно менший і
граничні значення k гл.гр великі (k гл.гр > 8 %).
На основі розглянутих інтерпретаційних моделей (7.1) для
оцінки чистих колекторів можна рекомендувати наступні
критерії.
1. Відомі границі розподілів питомого опору для
нафтогазоносних п1 і водоносних п2 пластів. Значення п1 і
п2 визначають за кривими розподілу питомого опору (рис.7.5,
а).
У тих випадках, коли кумулятивні криві для водоносних і
нафтогазоносних пластів перетинаються, в якості п1 і п2
використовують значення п на осі абсцис, для яких
ймовірність нафтогазоносності Р нг1 і Р нг2 задовольняють
наступним умовам:
101