2015-04-01
349
Пористость k 
для 
, опpеделяемой по диаграмме для данного пласта, и принятых значений 
и 
, рассчитывают по уравнению среднего времени. Она может быть определена графически по линейной зависимости 
, составленной с учетом конкретных условий залегания изучаемых пород.
Найденная величина соответствует истинному значению k в условиях естественого залегания пород, если они не содержат нефти и газа, являются сцементированными и слабоглинистыми. Для пород, не отвечающих какому-либо из этих условий, в значение k вводят поправку для получения истинного значения k . Для продуктивных коллекторов вводят поправку за остаточное содержание нефти и газа в зоне проникновения, при этом k вычисляют по формуле 
.
Полагают, что в нефтеносных пластах b=0,8-0,9, в газоносных b=0,7. Этой поправкой учитывается различие в параметрах и 
для воды, нефти и газа.
В породах со значительной объемной глинистостью k 
, определяемой по данным гамма-метода, влияние глинистости на результаты определения k оценивают одним из следующих способов.
1. Находят k , решая уравнение
, которое является обобщенным уравнением среднего времени для пород с любой глинистостью. При наличии глины в виде прослоев величину 
принимают такой же, как в покрывающих или подстилающих пласт глинах. Для пород с рассеянной глинистостью величина берется большей по сравнению с вмещающими глинами, для приближенных расчетов рекомендуется величина =500 мкс/м.
2. Вычисляют k по формуле 
, подставляя значение 
, полученное по диаграмме СП для исследуемого пласта.
При определении пористости в породах, залегающих на глубине свыше 2000 м, необходимо учитывать влияние на параметры и давления и температуры.
Опыт определения 
по диаграммам показывает, что пористость этим методом определяется с абсолютной погрешностью 
2-3 % от объема породы.
