Способ определения коэффициента и объемной газонасыщенности в коллекторах газовых скважин по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин. Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известных нейтронных способов. Данный технический результат достигается тем, что в известном способе, заключающемся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов JМ3 и Jб3 на малых и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННКт) и последующем определении функции пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=Jм3/Jб3 2ННКТ и функции насыщения Fdd как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах Fdd=1/Jм3*Jб3 с последующим кросс-плотным анализом Fdd и F(Кп) в декартовой системе координат (X,Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция Fdd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (Fddвп), отличающемся тем, что на кросс-плот Fdd от F(Кп) наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне Кг=Кгост=20-30% и аппроксимируют ее квадратичной функцией Fddвп=a*F(Кп)2+b*F(Кп), где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции Fddгп насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции Fddгптек насыщения газонасыщенного коллектора к функции Fddвп насыщения водонасыщенного коллектора Fddгп=Fddгптeк/Fddвп, затем проводят построение кросс-плота Fddгп от F(Кп), в котором ось абсцисс X - функция Fddвп, а ось ординат Y - функция F(Кп), причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кг=arctg{[F(Кп)max-F(Кп)min/(F(Кп)тек-F(Кп)min)]*Fddгптек/Fddгпмахн/0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг*Кп=(F(Кп)тeк-F(Кп)min)*Fddтек/Fddгптек*Кг*Кпmax, где F(Кп)max - максимальное значение функции пористости водонасыщенного коллектора, F(Кп)min - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, Fddгптек, Fddгпмax, Fddгпмin - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг*Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин.

Известны способы того же назначения (RU 2439622, кл. G01V5/10, 2012; RU 2476671, кл. Е21В47/12, G01V5/14, 2013).

Последний из патентов принят за прототип.

Прототип заключается в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов Jмз и Jбз на малых и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННКт) и последующем определении функпии пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=Jмз/Jбз 2ННКт и функции насыщения Fdd, как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах Fdd=1/Jм3*Jб3 с последующим кросс-плотным анализом Fdd и F(Кп) в декартовой системе координат (X, Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция Fdd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (Fdd вп).

Недостатком прототипа является недостаточные аналитические возможности при определении газонасыщенносчи коллекторов газонаполненных скважин.

Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известного нейтронного способа (HC).

Данный технический результат достигается тем, что в известном способе определения коэффициента (Кг) газонасыщенности и коэффициента (Кг*Кп) объемной газонасыщенности в коллекторах газовых скважин, по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах, заключающемся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов JM3 и Jб3 на малом и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2HHKт) и последующем определении функции пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=Jм3/Jб3 2ННКт и функции насыщения Fdd как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах Fdd=1/Jм3*Jб3 с последующим кросс-плотным анализом Fdd и F(Кп) в декартовой системе координат (X, Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция Fdd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (Fdd вп), на кросс-плот Fdd от F(Кп) наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне Кг=Кг ост=20-30% и аппроксимируют ее квадратичной функцией Fdd вп=a*F(Кп)*2+b*F(Кп), где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции Fdd гп насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции Fdd гп тек насыщения газонасыщенного коллектора к функции Fddвп насыщения водонасыщенпого коллектора Fdd гп=Fdd гптек/Fdd Вп, затем проводят построение кросс-плота Fdd гп от F(Кп), в котором ось абсцисс X - функция Fdd вп, а ось ординат Y - функция F(Кп), причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кг=arсtg{[F(Кп)max-F(Кп)min/(F(Кп)тек-F(Кп)min)]*Fddгптек/Fddгпмax*Кп/0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг*Кп=(F(Кп)тек-F(Кп)min)*Fddтек/Fddгптeк*Кг*Кпmax, где F(Кп)max - максимальное значение функции пористости водонасыщенпого коллектора, F(Кп)min - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, Fdd гптек, Fdd гпмах, Fdd гпмin - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг*Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным.

Сущность способа заключается в том, что для осадочных газоносных пород с двухфазным насыщением водородосодержание пластов Сн складывается из концентрации водорода в воде, нефти и в газе (без учета глинистости и некоторых редких минералов). Учитывая, что плотность жидкого флюида составляет обычно 0,7-1,2 г/см3, а типичная плотность газа составляет 0,005-0,04 г/см3, а это значит, что плотность ядер водорода в жидком флюиде обычно в 20-100 раз превышает ядерную плотность водорода в газе, даже при его высоких давлениях. Поэтому водородосодержанием газа с точностью в несколько процентов можно пренебречь, и считать, что общее водородосодержание породы Сн полностью определяется жидким водонефтяным флюидом, а оно приближенно выражается эквивалентным объемным водосодержанием породы W, равным

Таким образом, водородосодержание среды Сн≈W линейно и в равной степени возрастает при увеличении Кп или уменьшении газонасыщенности Кг.

В газоносных пластах величина общего водородосодержания Сн, которая одна определяет влияние водорода на показания нейтронного каротажа (НК), равноправно формируется двумя независимыми геологическими параметрами Кп и Кг.

Отсюда следует вывод, связанный с физическим пониманием механизма влияния газонасыщенности Кг на показания зондов НК: показания зависят от Кг не через водородосодержание газа и не через объемное содержание газа Wг=Кг*Кп, а только через водородосодержание оставшейся в порах жидкости, т.е. через эквивалентное объемное водосодержание породы W.

Водородосодержание пласта Сн≈W влияет на показания зондов нейтронного каротажа наиболее сильно. На них также влияют и другие геологические факторы: плотность пласта, литология, минерализация пластовых вод, а также скважинные условия. При двухфазном насыщении плотность Р всегда уменьшается с ростом пористости Кп и газонасыщенности Кг согласно формуле

где Рск, Рж, Рг - плотность скелета, поровой жидкости и газа. В газовых и газоконденсатных залежах эти показатели связаны неравенствами Рг<<Рж<<Pск, откуда (Рскж)>0.

Относительное влияние мешающих геолого-технических факторов, таких как литология, минерализация пластовых вод и заполняющих скважину флюидов, плотность породы и т.д., на показания НК тем сильнее, чем слабее роль основного фактора водородосодержания Сн≈W=Кп(1-Кг), т.е. чем меньше содержание водорода в породе (W→0), а значит, чем ниже пористость Кп (напр., Кп <10%) или чем выше газонасыщение Кг (напр., Кг>0,85-0,9). Следовательно, при одинаковой литологии и минерализации вод газовые пласты помимо водородосодержания W характеризуются еще и дефицитом плотности, роль которого становится существенной и соизмеримой с ролью W только в пластах с низкой пористостью Кп или высокой газонасыщенностью Кг, а тем более при сочетании этих факторов.

Таким образом, газонасыщенные коллектора в водонаполненпых газовых скважинах характеризуются одновременно двумя дефицитами - водородосодержания W и плотности Р. Рост газонасыщения Кг усиливает оба дефицита, что всегда приводит к возрастанию скоростей счета для заинверсионных зондов.

Зависимости показаний зондов ННК в газонасыщенных скважинах имеют доинверсный характер, с ростом водородосодержания W и плотности Р показания зондов уменьшаются.

Изобретение поясняется чертежами, на которых представлены результаты экспериментов, полученных данным способом.

На фиг.1 представлены кросс-плоты показаний большого (а), малого (б) зондов и функции насыщения Fdd (в) от функции пористости F(Кп), построенных для продуктивных газонасыщенных отложений в газонаполненной скважине. Анализ фиг. 1 свидетельствует, что показания зондов от газонасыщенности отложений носят доинверсный характер и имеют более низкую (в 1,5-2 раза) дифференциацию по газонасыщенности, чем функция насыщения Fdd. На кросс-плот Fdd от F(Кп) нанесена функция Fdd вп, соответствующая водонасыщенным пластам. В нашем случае это глинистые терригенные пласты и глины, являющиеся геологическим эквивалентом водонасыщенных пластов.

На фиг. 2 представлен кросс-плот в осях F(Кп)-Fdd гп для определения газонасыщенности коллектора. Шифр прямых изолиний Кг, доли.

На фиг. 3 представлены результаты интерпретации метода 2ННКт с определением Кг и Кп*Кг.

Таким образом, способ имеет более широкие аналитические возможности при определении газонасыщенности коллекторов по сравнению с известными способами. Этим достигается поставленный технический результат.

Способ определения коэффициента (Кг) газонасыщенности и (Кг*Кп) объемной газонасыщенности (Кг*Кп) в коллекторах газовых скважин по двухзондовому нейтронному каротажу в газонаполненных скважинах, заключающийся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов JM3 и Jб3 на малом и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа (2ННКт) и последующем определении функции пористости F(Кп) как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах F(Кп)=Jм3/Jб3 2ННКт и функции насыщения Fdd как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах Fdd=1/Jм3*Jб3 с последующим кросс-плотным анализом Fdd и F(Кп) в декартовой системе координат (X,Y), в которой ось абсцисс X - функция F(Кп), а ось ординат Y - функция Fdd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам (Fddвп), отличающийся тем, что на кросс-плот Fdd от F(Кп) наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне Кг = Кгост = 20-30% и аппроксимируют ее квадратичной функцией Fddвп = a*F(Кп)2+b*F(Кп), где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции Fddгп насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции Fddгптек насыщения газонасыщенного коллектора к функции Fddвп насыщения водонасыщенного коллектора Fddгп= Fddгптек/ Fddвп, затем проводят построение кросс-плота Fddгп от F(Кп), в котором ось абсцисс X - функция Fddвп, а ось ординат Y - функция F(Кп), причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кг = arctg {[F( Кп)max-F(Кп)min/(F(Кп)тек - F(Кп)min)] * Fddгптек/Fddгпмах * Кн/0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг * Кп = (F(Кп)тек - F(Кп)min) * Fddтек/Fddгптек * Кг * Кпmах, где F(Кп)max - максимальное значение функции пористости водонасыщенного коллектора, F(Кп)min - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, Fddгептек, Fddгпмах, Fddгпмin - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг * Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным.



 

Похожие патенты:

Использование: для диагностики прискважинных зон пластов-коллекторов. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура нейтронного каротажа включает установленные в охранном кожухе по его оси общий источник нейтронов, два детектора гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов спектрометрического нейтронного гамма-каротажа (СНГК), два детектора тепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКт), и дополнительно содержит два детектора надтепловых нейтронов, формирующие малый и большой зонды нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ННКнт), детекторы СНГК разделены между собой свинцовым экраном и помещены в общий экран-конвертор из кадмия, а детекторы зондов ННКнт помещены в кадмиевые экраны и отделены от детекторов зондов ННКт экранами из полиамида, и зазоры между экранами пропитаны высокотемпературным силиконовым герметиком, при этом все зонды СНГК, ННКт и ННКнт расположены по одну сторону от источника нейтронов.

Использование: для определения характера насыщения и элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов нейтронными методами. Сущность изобретения заключается в том, что аппаратура содержит импульсный генератор нейтронов, зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ИННКт) и зонды импульсного нейтрон-нейтронного каротажа по надтепловым нейтронам (ИННКнт), которые расположены по одну сторону от импульсного генератора нейтронов, при этом аппаратура дополнительно содержит спектрометрический зонд гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов (ИНГК-С) с детектором, помещенным в борный экран и защищенным свинцовым экраном от сопутствующего гамма-излучения, и расположенный с обратной стороны от генератора нейтронов и удаленный от него спектрометрический зонд гамма-активности (НАК), регистрирующий спектральное распределение наведенной гамма-активности от химических элементов, входящих в состав горных пород и насыщающих их флюидов.

Использование: для диагностики прискважинной зоны коллекторов с целью оценки их фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) и степени подвижности углеводородов комплексом разноглубинных нейтронных методов на этапе строительства нефтегазовых скважин.

Изобретение относится к проведению гидравлического разрыва пласта (ГРП) и может быть применено для определения ориентации трещины в горизонтальном стволе скважины, полученной в результате ГРП.

Изобретение относится к проведению гидравлического разрыва пласта (ГРП) и может быть применено для определения ориентации трещины в горизонтальном стволе скважины, полученной в результате ГРП.

Использование: для проведения импульсного нейтронного гамма-каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что осуществляют периодическое облучение скважинного пространства и горных пород импульсами генератора быстрых нейтронов, регистрацию гамма-излучения (гамма-квантов) неупругого рассеяния (ГИНР) быстрых нейтронов, гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) тепловых нейтронов и временных распределений гамма-излучения радиационного захвата в паузах между импульсами генератора в реальном режиме времени при непрерывном перемещении скважинного прибора и заданном шаге квантования, накопление и регистрацию в пределах заданного временного цикла полных амплитудно-временных спектров ГИНР быстрых нейтронов и ГИРЗ тепловых нейтронов, при этом периодическое облучение скважинного пространства и горных пород импульсами генератора быстрых нейтронов производят на рабочей частоте генератора, выбираемой из диапазона 1000-400 Гц, а измерение временных распределений гамма-квантов осуществляют в паузах между импульсами, устанавливаемых в диапазоне 2500-1000 мкс.

Описаны способы идентификации местонахождения и высоты искусственно созданных трещин подземного пласта, а также присутствия какого-либо материала, связанного с набивкой по технологии «frac pack» или гравийной набивкой, поблизости ствола скважины с использованием приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов.

Описаны способы идентификации местонахождения и высоты искусственно созданных трещин подземного пласта, а также присутствия какого-либо материала, связанного с набивкой по технологии «frac pack» или гравийной набивкой, поблизости ствола скважины с использованием приборов каротажа методом захвата импульсных нейтронов.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения ориентации трещины, полученной в результате гидроразрыва пласта. Способ определения пространственной ориентации трещины гидроразрыва включает проведение гидроразрыва пласта - ГРП с образованием трещины разрыва и определение пространственной ориентации трещины гидроразрыва после проведения ГРП.

Использование: для определения содержания урана в ураново-рудных формациях, пересеченных скважиной, посредством нейтронного каротажа. Сущность изобретения заключается в том, что получают во множестве точек записи значений скорости счета мгновенных нейтронов деления и значений скорости счета тепловых нейтронов, определяют в процессе обработки спада скорости счета мгновенных нейтронов деления и тепловых нейтронов в каждой точке каротажа, получают во множестве точек записи каротажа вторичными методами физических характеристик скважины и пласта ураново-рудной формации, в котором данные каротажа получены испусканием пачек нейтронов с энергией 14 МэВ, рассеивающих свою энергию до уровня тепловых, а детектируют эпитепловые мгновенные нейтроны деления, испускаемые ураном, делящимся тепловыми нейтронами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора на скважине. Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора и выполненную с конической с наружной резьбой, куда завернута муфта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обследования скважины, а именно для определения состояния и формы объекта, находящегося на дне скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к методам проверки качества промысловой информации о газоконденсатной характеристике, в частности к способам контроля над составом и свойствами пластового газа.

Изобретение относится к средствам оценки характеристик пластов, содержащих углеводороды. Техническим результатом является повышение точности определения концентрации углеводородов в пласте.

Изобретение относится к области термометрии. Область применения: высокоточное измерение температуры и температурный мониторинг в водонаполненной скважине на заданных интервалах в течение длительного периода времени.

В настоящем документе описаны многофазные расходомеры и связанные с ними способы. Устройство для измерения расхода содержит: впускной манифольд; выпускной манифольд; первый и второй каналы для потока, присоединенные между впускным и выпускным манифольдами; и анализатор для определения расхода текучей среды, протекающей через первый и второй каналы для потока, на основании параметра текучей среды, протекающей через первый канал для потока, причем параметр представляет собой перепад давления текучей среды, протекающей через первый канал для потока или плотность смеси текучей среды, протекающей через первый канал для потока, источник и детектор, соединенные с первым каналом для потока, причем анализатор использует полученные детектором значения для определения фазовой фракции текучей среды, протекающей через первый канал для потока, клапан для управления расходом текучей среды через второй канал для потока.

Способ дальнометрии на основе поверхностного возбуждения, включающий выбор первой скважины с металлической обсадной колонной в качестве целевой скважины и выбор второй скважины с металлической обсадной колонной в качестве заземленной скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований пробуренных нефтегазовых скважин, а именно к технологии проведения с помощью бурильной колонны спуска и перемещения геофизических приборов малого диаметра в скважинах с открытым стволом сложного профиля.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для доставки в горизонтальные скважины. Средство перемещения приборов имеет форму скважинной торпеды, корпус которой содержит камеру, разбитую на герметичные отсеки.

Изобретения относятся к области исследования анизотропного околоскважинного пространства и могут быть использованы для поиска, разведки и эксплуатации месторождений нефти и газа.

Изобретение относится к средствам для ремонта приборов и устройств, используемых для разведки или обнаружения с помощью электрических или магнитных средств. Конструкция заявляемого приспособления более детально показана на фиг. 2, где 1, 2 - ступени фланца, неразъемно прикрепленного к торцевой крышке, 3 - прямоугольный паз для закручивания/откручивания крышки 4 батарейного отсека, 5 - пластина инструмента для извлечения зонда, 6 - стержень инструмента для извлечения зонда, соединенный с пластиной, 7 - батарейный отсек зонда, 8 - буровая головка.Выполнение торцевой крышки батарейного блока с фланцем в виде двухступенчатого по высоте цилиндра с разновеликим диаметром ступеней, больший из которых является наружным и имеет диаметр меньший, чем диаметр торцевой крышки, и прямоугольным поперечным пазом во всю высоту фланца, в совокупности с выполнением второй части приспособления из отдельного элемента, находящегося вне корпуса зонда, в виде плоской пластины, соразмерной с размерами паза во фланце, снабженной по краям снизу загнутыми навстречу друг другу скобками, неразъемно закрепленной противолежащей скобкам частью на стержне, проходящем через ее центральную ось и имеющем возможность поворота его вокруг своей оси так, что при соединении торцевой крышки и отдельного элемента вне корпуса батарейного блока часть пластины со скобками входит в паз фланца, а скобки на ее краях заходят под верхнюю ступень фланца, обеспечивает весьма простую конструкцию приспособления для надежного захвата и извлечения торцевой крышки из батарейного отсека. Технический результат - упрощение технологии изготовления торцевой крышки при облегчении возможности ее установки и извлечения. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей технике и может быть использовано для диагностики состава углеводородов в пластах-коллекторах нефтегазовых скважин. Техническим результатом, получаемым от применения изобретения, является расширение аналитических возможностей известных нейтронных способов. Данный технический результат достигается тем, что в известном способе, заключающемся в измерении интенсивностей потоков тепловых нейтронов JМ3 и Jб3 на малых и больших зондах нейтрон-нейтронного каротажа и последующем определении функции пористости F как отношения интенсивностей потоков тепловых нейтронов на малом и больших зондах FJм3Jб3 2ННКТ и функции насыщения Fdd как обратной величины произведения измеренных потоков тепловых нейтронов на большом и малом зондах Fdd1Jм3*Jб3 с последующим кросс-плотным анализом Fdd и F в декартовой системе координат, в которой ось абсцисс X - функция F, а ось ординат Y - функция Fdd зависимости, соответствующей водонасыщенным пластам, отличающемся тем, что на кросс-плот Fdd от F наносят нижнюю линию опорных водонасыщенных пластов на уровне КгКгост20-30 и аппроксимируют ее квадратичной функцией Fddвпa*F2+b*F, где а и b - коэффициенты, определяемые из облака точек кросс-плота, при этом определение функции Fddгп насыщения газонасыщенных коллекторов определяют как отношение текущего значения функции Fddгптек насыщения газонасыщенного коллектора к функции Fddвп насыщения водонасыщенного коллектора FddгпFddгптeкFddвп, затем проводят построение кросс-плота Fddгп от F, в котором ось абсцисс X - функция Fddвп, а ось ординат Y - функция F, причем коэффициенты Кг газонасыщенности коллектора определяют из математического соотношения Кгarctg{[Fmax-Fminтек-Fmin)]*FddгптекFddгпмах*Кн0,9}, а объемное содержание газа в поровом пространстве коллектора - из математического соотношения Кг*Кптeк-Fmin)*FddтекFddгптек*Кг*Кпmax, где Fmax - максимальное значение функции пористости водонасыщенного коллектора, Fmin - минимальное значение функции насыщения нефтегазонасыщенного или газонасыщенного коллектора, Fddгптек, Fddгпмax, Fddгпмin - текущее, максимальное и минимальное значения функции насыщения в газонасыщенном коллекторе, Кг*Кп - принятое значение объемной газонасыщенности для газонасыщенного коллектора по табличным геологическим данным. 3 ил.

Наверх