Page 106 - 6189

 п1 =  впР н1;  п2 =  впР н2 (7.14)

Якщо величина  вп невідома, то її визначають за даними
k n, т і а. Характер насичення оцінюють за критеріями (7.10) -
(7.13).
*
*
3. Відомі величини  п і Р н . Обчислюють граничні
значення

*
*
 п1 = (1 - ) п ;  п2 = (1+) п ; (7.15)

* *
 п1 = (1 - ) впР н ;  п2 = (1+) впР н (7.16)

Характер насичення визначають за критеріями (7.10) -
(7.13).
4. Відомі значення (k n,  вп, k нг1, k нг2). Знаходять питомий
опір водоносного пласта  вп і його нафтогазонасичення k нг за
(7.1).
Пласт нафтогазоносний, якщо

k нг > k нг2 (7.17)

і водоносний, якщо

k нг < k нг1 (7.18)

Тут k нг1 і k нг2 – границі перетину розподілів коефіцієнтів
нафтогазоносності для нафтогазоносних і водоносних пластів.
7.1.2.2. Глинисті колектори.
Характер насичення глинистих пісковиків (як і чистих)
оцінюють за величинами коефіцієнтів k нг і Р н, а також за
відношенням  п/ гл. При визначенні k нг і Р н можливі наступні
підходи: а) отримання цих величин за питомим опором
глинистого пісковика без виправлення за вплив глинистості;
б) визначення k нг і Р н за виправленим питомим опором
глинистих пісковиків (тобто за питомим опором чистої
компоненти колектора).
Необхідні для оцінки колекторів критичні значення
коефіцієнтів k нг і Р н, а також межі їх діапазонів для
нафтогазоносних (k нг2 і Р н2) і водоносних (k нг1 і Р н1) пісковиків
105