Page 7 - 6501

петрофізичними параметрами, що необхідні для обґрунтування
кондиційних значень коефіцієнтів відкритої пористості і
нафтогазонасичення. Попередньому визначенню підлягає
кондиційна межа відкритої пористості, яка зумовлює більшу від
нуля фазову проникність нафти або газу. Правильне визначення
цієї межі дуже важливе - за нею здійснюють розподіл
перспективного розрізу на щільні породи і породи-колектори,
виділення ефективних товщин. Цей показник є основним, тому
що від його достовірності залежать величина і надійність оцінки
загальних і балансових запасів вуглеводнів покладу.
Об'ємні підрахункові параметри для підрахунку загальних
запасів (площу продуктивності S, ефективну товщину Неф,
нафтогазонасичення Кн.г і відкриту пористість Кп.в) визначають
з врахуванням кондиційної (нижньої) межі відкритої пористості,
отриманої за результатами експериментальних (лабораторних)
досліджень зразків керна в термодинамічних умовах,
наближених до пластових. За цими параметрами підраховують
загальні запаси.
Подані на розгляд до Державної комісії України по запасах
корисних копалин (ДКЗ України) матеріали повинні містити
вихідну інформацію з визначення величин показників фізичних
властивостей порід-колекторів і порід-покришок (флюїдоупорів)
за обов'язковим комплексом стандартних і, за потребою,
спеціальних лабораторних досліджень.
Для визначення кондиційних ФЄВ порід-колекторів
використовують практично всі характеристичні показники, що
зумовлюють якість колектора і встановлюються за обов'язковим
комплексом лабораторних досліджень.
Кондиційні значення ФЄВ визначають на основі
статистичної обробки результатів петрофізичних досліджень
керна. Вони повинні бути підтверджені результатами
випробування пластів. У випадку отримання неоднозначних
результатів особливу увагу слід звернути на якість кріплення
свердловин і досконалість розкриття порід-колекторів.
Лабораторні дослідження проводять в поверхневих умовах
та шляхом моделювання пластових термобаричних умов, що

7