Page 96 - 6189

Не дивлячись на згадані вище відмінності, чисті
пісковики і порові карбонатні колектори мають зазвичай
однакову інтерпретаційну модель і їх питомий опір може бути
визначено за допомогою формул

n
m
 п =  вп Р н =  вп /(1-k нг) ;  вп =  пва/k п , (7. 1)

де  вп – питомий опір водоносної породи при 100%-му
заповненні водою; Р н – коефіцієнт збільшення опору
(параметр насичення); k нг – коефіцієнт нафтогазонасичення
породи; п - показник степеня водонасичення.
Здатність води, нафти і газу переміщатися в поровому
просторі неоднакова при різному відносному вмісті цих
флюїдів у вказаних породах. При великому вмісті нафти
(великому значенні k нг) пласт віддає чисту нафту (без води).
* *
Мінімальні значення k нг = k нг і Р н = Р н , що відповідають
промисловому притоку нафти, називають критичними, так
*
само як відповідний їм питомий опір  п . Критичні (граничні)
* * *
значення k нг , Р н і  п визначають в районі шляхом
зіставлення даних каротажу і результатів випробувань
свердловин.

7.1.1.2. Глинисті колектори.
До глинистих колекторів відносять пісковики з великим
вмістом глинистого матеріалу – більшим за граничну
величину k гл пр, що не впливає на оцінку характеру насичення.
Тому критерії оцінки чистих колекторів в більшості випадків
непридатні для оцінки глинистих колекторів.
За формою глинистого матеріалу виділяють різні типи
глинистих пісковиків. Найбільш поширені наступні типи та
інтерпретаційні моделі глинистих пісковиків.

7.1.1.2.1. Пісковик з розсіяним глинистим матеріалом.
Його питомий опір можна визначити за формулою [15]

1  k гл р k ( пч  k гл р )( 1 k нг ) n  m 1 - , (7.2)
   k  пч a
 п   глр  пв  


95