Визначення коефіцієнта пористості за даними опору промитої зони пласта

При використанні опору промитої зони пласта ρпп для чистого неглинистого водоносного колектора параметр пористості Рп визначається за формулою:

 

, (7.3)

 

де ρф – опір фільтрату промивної рідини, Ом·м. Він визначається за допомогою спеціального графіка (Рис. 7.2).

У глинистому колекторі параметр пористості рівний:

 

, (7.4)

 

де Пп – параметр поверхневої провідності, який враховує зміну параметра Рп в залежності від мінералізації пластової води.

Параметр Пп визначається для заданого питомого опору фільтрату промивної рідини ρф, враховуючи глинистість колектора Сгл або геофізичні параметри (αпс, ΔІγ), які побічно залежать від глинистості.

У чистому неглинистому нафтогазоносному колекторі параметр пористості рівний:

 

, (7.5)

 

де Рнз – параметр залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта.

Величина Рнз визначається за формулою:

 

, (7.6)

де Кнз – коефіцієнт залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта-колектора. Зазвичай наближено Кнз=0,2–0,3.

Для заглинизованого колектора у формулу (7.5) в знаменнику вводять параметр Пп:

 

. (7.7)