vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

АВ2-3	14011	3595	26	1975
АВ4-5	8253	2452	30	1975
БВ8	5967	1993	33	1972
БВ10	4211	536	13	1975
БВ19-22	2897	5	0,2	1990
ЮВ1	943	11	1,1	1986

Определение коэффициента пористости коллекторов

Для определения коэффициента пористости в скважинах Самотлорского

месторождения использовались показания методов ГГК, НК и СП. Для настройки и проверки методик привлекались скважины с данными керна,

пробуренные после 01.01.1987г.

Оценка коэффициента пористости и по данным плотностного (ГГК -

П) метода производилась по скв. 4оц с использованием формулы: Кп=( ск-

п)/( ск- ж), где	ск, ж - значения плотности в скелете породы и в жидкости,
соответственно,	равные: ск=2,68г/см3,	ж=1г/см3. Результаты оценки Кп по
ГГКп приведены в таблице 1.5.6.		Средние значения Кп,срГГКп=25,8%,

Кп,сркерн=25,1%. Расхождение с керном составило 0,7%(абс.), относительное расхождение –2,8%. Судя по малым расхождениям с керном, плотностной гамма-гамма метод пригоден для определения пористости в коллекторах Самотлорского месторождения. Однако, исследования ГГК выполнены только в ограниченном числе скважин. Поэтому метод не может быть базовым для определений коэффициента пористости как подсчетного параметра.

Оценка коэффициента пористости по данным нейтронного метода

производилась по скважинам, пробуренным после 1987г., по формуле:

	НКТ
	Кп =Кп,n-Кгл Wгл, где Кп,n - нейтронная пористость, рассчитанная через		Jn

- двойной разностный параметр НКТ, Кгл - коэффициент объемной

глинистости, полученный по связи J

двойного разностного параметра ГК

с глинистостью Кгл, Wгл - водородосодержание глин, принятое равным 0,22

Результаты оценки Кп по НКТ в сравнении со значениями коэффициента пористости по керну приведены в таблице 1.5.6.. Коэффициент корреляции между КпКЕРН и КпНК равен 0,53. Значительные отклонения значений КпНК от КпКЕРН связаны с невыдержанностью физических свойств опорных пластов по