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
   97   98   99   100   101   102   103   104   105   106   107