вся водонасищенний піщаний пласт з мінімальною глинистістю, коефіцієнт пористості визначався незалежним методом (по керну; за даними інших видів каротажу). Щоб вийти на водородосодержаніе опорного пласта в k поп вводилася поправка (поправка за пов'язану воду). Водородосодержаніе наводилося до загальної пористості наступним рівнянням:
де: - сумарне водородосодержаніе;- Водородосодержаніе зв'язаної води (= 0.182); k гл - об'ємна глинистість.
Додатково проводилося визначення коефіцієнтів пористості по залежності п=f (а пс). Для чистих, негліністих колекторів використовувалася залежність:
:=20.296 * - 0.0224.
Для глинистих колекторів використовувалася залежність:=30.309 * а пс - 3.9036 (при а пс <0.65).
Визначення глинястості колекторів проводилося по залежності, отриманої за керновим даними для Каймисовского зводу (k гл=0.4346-0.3846а пс). Залежність апробована в звітах з перерахунку запасів Первомайського і Західно-Катильгінского родовищ.
Визначення коефіцієнтів проникності
Оцінка проникності колекторів проводилося по залежності k пр=f (k п), побудованої за керновим даними:
пр=0.000002 * (k п) травня 8218
Визначення характеру насичення
Визначення характеру насичення пластів-колекторів проводилося за критичним значенням питомого опору (? п), параметра насичення (Р н) і кривим фазової проникності, з урахуванням гідродинамічних досліджень і результатів випробування свердловин.
При підготовці подсчетних параметрів по родовищах, що знаходяться в розробці, необхідно виділяти ефективні нефтенасищенной товщини для пластів, порушених виробленням. Тому на початковому етапі для визначення критичних значень використовувалися дані розвідувальних свердловин і лише як додаткова інформація - результати геофізичних досліджень і випробування видобувних і нагнітальних свердловин. За розвідувальних свердловин прийнято критичне значення k н> 54%, Р н> 3.2 (для припливу безводної нафти) і k н < 42%, Р н < 2.25 (k в> 58% пласти водонасищени). В якості критичного значення УЕС (? П) для розділення нафто-і водонасичених колекторів прийнято його значення, рівне 5.7 ОММ.
Наведені критичні значення дозволяють визначати характер насичення пластів, незачеплених виробленням. Характер насичення пластів, порушених виробленням і мають? п, нижче критичних (при однакових колекторських властивості і гипсометрии), визначається за результатами випробування, аналізу з раніше пробурених свердловин в даному районі, а також по якісній характеристиці кривих радіоактивного каротажу (ГК) і кривої ПС.
Результати кількісної інтерпретації по свердловинах, порушених виробленням, з розрахунку середньозважених значень подсчетних параметрів виключалися.
Визначення коефіцієнтів нефтенасищенності
Для визначення коефіцієнтів нафтогазонасиченості використовувалася залежність k в=89.696 * Рн - 0 5381. Збільшення відносного опору визначалося за формулою Рн =? нп /? вп - Питомий опір нефтенасищенной пласта визначалося в ручному і автоматизованому варіанті по комплексним палетку ІЧ-БК. Визначення питомого опору водоносних шарів проводилося за петрофизической зал...
