Page 110 - 6189

компоненти  вп.ч використовують питомий опір фактичного
водоносного пісковика  вп.п, що перешаровується з
прошарками глин. Якщо нафтогазоносність оцінюють за
коефіцієнтом k нг, то його значення обчислюють за формулою
(7.5).
В цьому випадку характер насичення колектора оцінюють
за критеріями (7.17) - (7.18).
7.1.2.6. Тріщинний колектор. Обчислюють критичне
значення питомого опору за формулами:

А 
 п1    1  б фл ;  п2   1   , (7.30)
б
А  k
фл пт

отриманими з рівняння (7.7).
Нафтогазонасичення оцінюють за допомогою критеріїв
(7.10)-(7.12).
7.1.3. Алгоритм оцінки нафтогазоносності за даними
питомого опору.
На підставі викладених вище критеріїв розроблені
алгоритм і програми оцінки характеру насичення колекторів
за їх питомим опором.
Алгоритм оцінки нафтогазоносності включає наступні
операції (рис. 7.6).
1. Збір інформації про пласт: 1) апріорної для всього
розрізу або його інтервалу, якщо властивості пластів істотно
змінюються в розрізі; 2) параметрів -гo пласта в інтервалі,
отриманих в результаті обробки на комп’ютері. Належність
пласта до оброблюваного інтервалу перевіряють шляхом
порівняння глибин покрівлі пласта і верхньої границі
інтервалу.
2. Визначення типу колектора за індексами літології І і
глинистості І гл, наявними в інформації про пласт. Якщо в
інформації про пласт немає даних про тип колектора, але
відомо, що розріз складений піщано-глинистими відкладами
(індекс розрізу І р не вказаний, для карбонатного розрізу І р = 1),
то тип колектора встановлюють за величиною глинистості k гл:
а) чистий колектор  k гл < k гл.гр; б) глинистий  k гл > k гл.гр. Якщо
тип глинистості не визначений, то параметри пласта
видаються на друк для ручної інтерпретації.
109