За даними опору незміненої частини пласта

Визначення коефіцієнта пористості

Визначення коефіцієнтів пористості та нафтогазонасиченості за даними електричних методів

Коефіцієнт пористості гірських порід можна визначити за допомогою різних електричних або радіоактивних методів дослідження розрізів нафтогазових свердловин. Однак ефективність цих розрахунків в конкретних геологічних умовах для різних методів неоднакова. При вивченні піщано-глинистих порід-колекторів достовірні результати дають електричні методи, а при вивченні гранулярних карбонатних порід – радіоактивні методи. Визначення коефіцієнта пористості тріщинуватих порід проводиться за результатами комплексної інтерпретації електричних і радіоактивних методів дослідження розрізів свердловин. Однак найбільш частіше для визначення коефіцієнта пористості використовують електричні методи.

За таких умов пористість гірських порід визначається за допомогою кореляційної залежності Р _п= f (К _п) (Рис.7.1). В найпростішому варіанті дану залежність можна представити у наступному вигляді:

_, (7.1)

де Р _п – параметр пористості, або так званий відносний опір; К _п – коефіцієнт пористості, д.од.; а і m – структурні елементи, які залежать від типу породи, характеру її насичення та структури порового простору.

Дані структурні елементи визначаються лабораторним шляхом. Для теоретичних розрахунків приймається, що а =1, а m =2.

Так званий параметр пористості, або як ще називають відносний опір для водоносних пластів визначають за формулою:

, (7.2)

де ρ _вп – опір водоносного пласта при його 100 %-му насиченні водою, Ом·м; ρ _в – опір води, яка насичує даний пласт, Ом·м.

Питомий електричний опір водоносного пласта знаходиться за даними таких методів, як БКЗ, БК та ІК, а пластової води – за даними лабораторних аналізів або даних методу ПС.

Дата добавления: 2013-12-14