Визначення коефіцієнта пористості за даними опору промитої зони пласта

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

, (7.3)

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

У глинистому колекторі параметр пористості рівний:

, (7.4)

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

Параметр П_п визначається для заданого питомого опору фільтрату промивної рідини ρ_ф, враховуючи глинистість колектора С_гл або геофізичні параметри (α_пс, ΔІ_γ), які побічно залежать від глинистості.

У чистому неглинистому нафтогазоносному колекторі параметр пористості рівний:

, (7.5)

де Р_нз – параметр залишкового нафтогазонасичення у промитій зоні пласта.

Величина Р_нз визначається за формулою:

, (7.6)

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

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

. (7.7)