Page 37 - 6773

де  ск,  в,  н,  гл – відповідно, декременти затухання для
скелета породи з нульовою глинистістю, води, нафти в
пластових умовах і глинистого матеріалу.
Результати ІННК дозволяють оцінити коефіцієнти
поточної та залишкової нафтонасиченості при наступних
умовах: нафту із пласта витісняють водою з мінералізацією
200-250 г/л при k п=10-15% або С в100-150 г/л при k п>15-20 %.
У неглинистих високопористих колекторах можливо
оцінювати величину k н і при мінералізації 30-100 г/л.
Коефіцієнт поточної та залишкової нафтонасиченості
розраховують за формулою:

k       /  / 
k  п в ск п ск , (3.8)
н
k    
п в н

/
де  п = п-k гл( гл- ск) – виправлена за глинистість величина
декремента затухання.
Значення  ск і  гл знаходять розрахунковим шляхом за
результатами хімічного аналізу керну,  в і  н оцінюють за
вимірюваннями ІННК у неглинистих опорних пластах з
відомими k п, k н і  ск з використанням вищенаведеної формули,
а також розрахунковим шляхом за даними хімічного аналізу
води і нафти.
Коефіцієнти пористості та глинистості визначають за
даними ГДС або за даними керну.
При достатньо великому часі затримки (більше 0,7-
1,2 мс) виміряні уявні значення декремента затухання  к=1/ к
відрізняються від дійсної його величини  п не більше ніж на
10-15 %, тому коефіцієнти k н.т і k н.з можна визначати за вище
наведеною формулою, замінюючи в ній дійсні значення
декрементів затухання твердих компонентів і флюїдів породи
їх уявними величинами.
При графічному способі визначення k н.т і k в.з
використовують опорні водоносні та нафтоносні пласти з
відомими k н і k п.
Найбільш достовірні відомості про k н.з отримують за
результатами електрометричних досліджень свердловин, які

36