Page 44 - 6501

забезпечити наявність необхідної кількості зразків у всьому
діапазоні змінення фільтраційно-ємнісних характеристик.
При інтерпретації даних ГДС визначення коефіцієнта
пористості пластів К П здійснюють за даними значень питомих
електричних опорів водоносного пласта ρ ВП, промитої зони
пласта ρ ПП, зони проникнення фільтрату промивної рідини ρ ЗП; а
також - відповідних значень опорів пластової води ρ В, фільтрату
промивної рідини ρ Ф та суміші пластової води і фільтрату ρ В.Ф,
які виміряні в об’єкті дослідження. Похибка розрахунку
залежить від похибок знаходження величин, котрі входять у
відповідні залежності (5.1 – 5.3), а в глинистих колекторах - і
похибкою оцінки коефіцієнта поверхневої електропровідності П
та характеру залягання глинистих частинок (розсіяна чи
прошаркова глинистість).


Р  ВП , (5.1)

В


Р  ПП , (5.2)

Ф


Р  ЗП , (5.3)

В .Ф

де Р – відносний електричний опір (параметр пористості).
На етапі підрахунку запасів нафтогазових покладів загальну
пористість визначають за матеріалами акустичного каротажу
(АК), використовуючи емпіричні парні чи багатовимірні
залежності між К П, інтервальним часом розповсюдження
повздовжніх пружних хвиль ΔТ та глинистістю, або
відповідними геофізичними параметрами, які залежать від
глинистості пласта.
Для приблизної оцінки пористості пропонують залежності,
які отримані на основі експериментальних та теоретичних
досліджень. Для чистих незцементованих порід з міжзерновою

44