Визначення коефіцієнта пористості за даними опору зони проникнення пласта
При визначенні пористості за даними питомого опору зони проникнення ρзп, параметр пористості Рп розраховується за формулою для нафтогазонасиченого пласта-колектора:
. (7.8)
Для водоносного пласта-колектора:
. (7.9)
Параметр Рнз зони проникнення визначається за формулою (7.6) з використанням величини Кнз=0,3–0,4.
Опір суміші води із фільтратом промивної рідини ρфв, яка заповнює пори у зоні проникнення, залежить від вмісту Z (0,06) залишку пластової води у зоні проникнення. Значення ρфв за даними ρф і ρв визначається наступним чином:
. (7.10)
Також величину ρф.в можна визначити за формулою:
. (7.11)
Визначення коефіцієнта нафтогазонасиченості за даними електричних методів
Коефіцієнти нафтонасичення Кн і газонасичення Kг порід визначаються за параметром насичення Рн(Рг)=rнп/rвп. Для розрахунку Рн необхідно знати питомий опір нафтоносної або газоносної породи rнп, що досліджується, та її опір rвп при 100 %-му насиченні пор пластовою водою.
Опір rнп нафтоносної породи визначається за допомогою діаграм уявного та ефективного опорів. Опір rвп розраховується за даними коефіцієнта пористості Кп породи та опору пластових вод rв:
, (7.12)
або [якщо колекторські властивості нафтоносного (газоносного) об’єкта достатньо стабільні] приймається рівним його опору за межами контуру нафтоносності (газоносності) і, зокрема, на ділянках колектора, що знаходиться нижче початкового водонафтового контакту.
Після визначення rнп і rвп розраховується величина параметра насичення:
. (7.13)
Величина параметра насичення практично не залежить від коефіцієнта пористості колекторів даного типу і є обернено-степеневою функцією коефіцієнта водонасичення Кв породи:
, (7.14)
де а і n – структурні елементи, які залежать від типу колектора, структури порового простору та типу заповнювача пор. При цьому показник степеня різко збільшується з переходом від гідрофільних до гідрофобних колекторів.
Коефіцієнт водонасичення пов'язаний із коефіцієнтом нафтогазонасичення наступним чином:
. (7.15)
За розрахованим значенням Рн визначаються коефіцієнти Кн або Кг (Кнг=1-Кв) (при атмосферному тиску) за номограмою (Рис. 7.3).
Зокрема, наприклад, для Рн=90 будуть отримані наступні значення Кв і Кн:
1) карбонатний колектор – Кв=7,4 %, Кн=92,6 %;
2) піщано-глинистий гідрофільний колектор – Кв=11 %, Кн=89 %;
3) піщано-глинистий слабо-гідрофобний колектор – Кв=16,1 %, Кн=83,9 %;
4) піщано-глинистий гідрофобний колектор – Кв=26,5 %, Кн=73,5 %.
Як видно з цього прикладу, неврахування гідрофобності колектора може призвести до значних похибок при визначенні коефіцієнта нафтонасичення колектора. Другим фактором, який понижує точність визначення коефіцієнта Kн, є глинистість.
У тому випадку, коли тонкі глинисті прошарки чергуються з нафто- і газоносними пісковиками та свердловина розкриває пласти з кутом зустрічі близьким до 90°, за даними виміру уявного опору великими зондами визначається повздовжній питомий опір r t, н пачки. При цьому для нафтогазоносної глинистої породи:
, (7.16)
де rгл, rнп – відповідно питомий опір глин і нафтогазонасичених пісковиків потужністю hп; cгл – вміст глинистих прошарків сумарною потужністю hгл [cгл=hгл/(hгл+hп)] у сумарній потужності досліджуваного об’єкта, яка рівна hгл+hп.
У тому випадку, коли пачка досліджуваних піщано-глинистих відкладів водоносна, за даними виміру уявного опору великими градієнт-зондами визначається питомий опір:
, (7.17)
де r t, в – питомий повздовжній опір пачки.
Таким чином, у глинистих пісковиках величина відношення:
(7.18)
не дорівнює параметру насичення Рн.
Розв’язуючи рівняння (7.18) відносно Рн=rнп/rвп, отримаємо:
. (7.19)
З формули (7.19) випливає, що дійсне значення Рн завжди більше величини Рн, г, яка розрахована за даними відношення питомих опорів, що виміряні у свердловині в нафтогазоносному і водоносному колекторах.
У тому випадку, коли точне значення rвп невідоме, при cгл<0,5 і 1-rвп/rгл<0,2, а також при cгл<0,25 і 0,2<1-rвп/rгл<0,5 або cгл<0,1 і 0,5<1-rвп/rгл<1,5 розрахунок Рн може бути виконаний за наближеною формулою:
. (7.20)