ичних зіставлень показань геофізичних методів проти пластів з відомими параметрами, з чисельними значеннями останніх.
глинистих визначається методами ПС і ЦК за Петрофизическое рівнянням і залежностям колекторів Мильджінское родовища (див. табл.2). ??
За ПС показання методу виражаються у величині амплітуди відхилення кривої ПС від умовної нульової лінії (зазвичай від лінії чистих глин) або у відносних одиницях? ПС, таким чином:
де
За ГК для піщано-глинистих порід, в яких відсутні значні домішки глауконітових, монацитових, карнотітових та інших високорадіоактивних пісків, пісковиків і конгломератів, залежність за умови вираження її у відносних одиницях буде наступною:
де - подвійний різницевий параметр ГК, який обчислюється за формулою:
де - свідчення гамма-методу, що знімаються з кривої ГК проти досліджуваного пласта; мкР/год;
- свідчення методу, зареєстровані проти опорного пласта чистих глин, мкР/год;
- свідчення методу, зареєстровані проти чистих пісковиків або вапняків, мкР/год.
Визначення коефіцієнта пористості здійснюється методами: ПС, опорів (БКЗ, ІК, БК, МБК, ВІКІЗ), НКТ, ГГК-ЛП і АК.
За ПС пористість визначається з петрофізіческого рівняння для колекторів Мильджінское родовища (див. табл. 2):
За методами опорів пористість знаходиться із залежності між коефіцієнтом пористості і параметром пористості Р П (рівняння Арчі-Дахнова). Параметр пористості є коефіцієнт пропорційності між опором водонасиченого породи? ВП і опором? У води, її насичує:
Параметр пористості залежить від пористості, характеру порового простору, звивистості пір, ступенем цементації та ін. факторів. Експериментально виведена формула має загальний вигляд:
де - постійна, звана структурним коефіцієнтом, яка залежить від складу породи і змінюється від 0,4 до 1,4;
m - так званий" показник цементації", який залежить від ступеня сцементірованності і має величину від 1,3 для незцементованих до 2,3 для сильно зцементованих порід.
Для колекторів Мильджінское родовища:
.
У таблиці 3 наведені узагальнені алгоритми для визначення пористості методами НКТ і АК:
по НКТ
де - загальна пористість, частки од., визначається за такою формулою:
- водородосодержаніе зв'язаної води ().
по АК
За методом ГГК-ЛП пористість визначається за наступною формулою:
де - щільність твердої фази (),
- густина рідкої фази ().
Коефіцієнт проникності колекторів може бути визначений за допомогою методів опорів і методу ПС.
У методі опорів визначення коефіцієнта проникності виробляють по відомій величині параметра нефтенасищенності Рн і коефіцієнта пористості. Ці визначення грунтуються на наявності кореляційної залежності між вмістом у пласті зв'язаної води і величиною коефіцієнта проникності. Визначення можуть бути зроблені тільки в пластах, що знаходяться вище зони водонефтяного контакту, де впливом підошовної води можна знехтувати. Є декілька номограм для визначення проникності нафтоносних пісковиків за методом опорів, причому їх відмінність в основному обумовлено різним характером розподілу зв'язаної води.
Вельми наближене визначення коефіцієнта проникності відносинах пісковиків може бути вироблено за величиною звивистості порових каналів Т.
Під звивистістю розуміють відношення середньої статистичної довжини порових каналів між двома паралельними площинами до найкоротшій відстані між цими площинами:.
Звивистість може бути визначена за відомим величинам параметра пористості Рп і коефіцієнта пористості, знайденим незалежними способами:
.
У деяких типах пісковиків, що мають відносно постійне значення коефіцієнта пористості, спостерігається коррелятивная залежність між величиною звивистості Т і коефіцієнтом проникності, яку можна використовувати для оцінки останнього.
За методом ПС для визначення проникності використовується рівняння колекторів Мильджінское родовища (див. табл. 2):
Коефіцієнт нафтогазонасиченості визначається наступним чином:
де К в - коефіцієнт водонасиченому, який знаходиться з петрофізіческіх залежностей і рівнянь колекторів Мильджінское родовища (див. табл. 2):
,
де Рн - параметр насичення, який визначається за формулою:
- для нафтоносних колекторів, д. од.;
- для газоносних колекторів, д. од.;
д...
