Вскрытие и освоение продуктивных  пластов

учебное пособие для магистрантов направления подготовки 21.04.01  «Нефтегазовое дело» всех форм обучения

 

 

 

Тюмень

ТИУ

2018г.

УДК 622.244.5 (075.8)

ББК 33.36я73

 

В 856    Вскрытие продуктивных пластов: учебное пособие        / А.А. Балуев, И.И. Клещенко, Г.А. Шлеин, Д.С. Леонтьев,

А.Ф. Семененко. – Тюмень: ТИУ, 2018.- 160с.

В учебном пособии представлены характеристики фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов нефтегазовых залежей, технологии и методы первичного и вторичного вскрытия продуктивных пластов, технологии освоения скважин, основные цели и задачи процессов вскрытия и освоения продуктивных пластов, отражена актуальность качества вскрытия и освоения продуктивных пластов в цикле строительства скважин для  качественного выполнения  их назначения.

Представлены мероприятия по обеспечению сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов, предотвращения осложнений и аварий, обеспечения экологической защиты окружающей среды и подземных недр.

Предназначено для академических магистрантов всех форм обучения.

Илл. 35, табл. 5, библиогр. 19 назв.

Рецензенты: Доктор технических наук, профессор ТИУ Грачев С.И.

Кандидат  технических наук, генеральный директор ОАО «Тюменьгеология», заслуженный геолог РФ Григорьев А.В.

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Тюменский индустриальный университет», 2018

СОДЕРЖАНИЕ

	ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………….	6
1	ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ……….............	8
1.1	Гранулометрический состав коллекторов    …………………...	8
1.2	Пористость коллекторов.……………………………………...	10
1.3	Проницаемость коллекторов………………………….............	12
1.4	Нефтегазонасыщенность……………………………………...	14
2	ПЕРВИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.	16
2.1	Влияние технологических процессов первичного вскрытия на состояние продуктивного пласта………………………….	16
2.2	Методы вскрытия продуктивных пластов…………………...	20
2.3	Оценка качества вскрытия продуктивных пластов…………	23
2.3.1	Оценка состояния прискважинной зоны пласта гидродинамическими исследованиями…………………………………..	23
2.3.2	Оценка качества вскрытия по результатам промысловых данных при вводе скважин в эксплуатацию…………………	24
2.3.3	Оценка степени влияния состава бурового раствора на сохранность коллекторских свойств пласта по данным лабораторных исследований……………………………………….	25
2.4	Вскрытие продуктивных пластов с аномально-высоким пластовым давлением…………………………………………	31
2.5	Вскрытие продуктивных пластов с аномально-низким пластовым давлением……………………………………………..	33
2.6	Вскрытие продуктивных пластов в наклонно-направленных скважинах с горизонтальным окончанием…………............................................................................	34
2.7	Вскрытие продуктивных пластов боковыми стволами с горизонтальным окончанием……………………………………	39
3	ОБОСНОВАНИЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО ЗАБОЯ СКВАЖИН……………………………………………….……	42
3.1	Эксплуатационный забой открытого типа…………………..	42
3.1.1	Открытый эксплуатационный забой…………………………	43
3.1.2	Эксплуатационный забой открытого типа со спуском перфотруб………………………………………………………….	43
3.1.3	Эксплуатационный забой открытого типа со спуском фильтровых труб………………………………………………	44
3.2	Эксплуатационный забой закрытого типа…………………...	48
3.3	Особенности эксплуатационного забоя в многозабойных скважинах………………………………………………………	50
3.3.1	Технология бурения многоствольных скважин…………….	51
3.3.2	Достоинства и недостатки строительства многоствольных скважин………………………………………………………...	54
3.4	Особенности эксплуатационного забоя в развлетвленно-горизонтальных скважинах…………………………………...	55
4	ВТОРИЧНОЕ ВСКРЫТИЕ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.....................................................................................	59
4.1	Влияние технологических процессов вторичного вскрытия на состояние скважины и продуктивного пласта…………...	59
4.2	Методы вторичного вскрытия………………………………..	59
4.3	Технологии вторичного вскрытия……………………………	60
4.3.1	Пулевая перфорация…………………………………………..	60
4.3.2	Кумулятивная перфорация……………………………………	61
4.3.3	Сверлящая перфорация……………………………………….	62
4.3.4	Гидропескоструйная перфорация...…………………………..	66
4.3.5	Гидромеханическая щелевая перфорация…………………...	68
4.3.6	Радиальное бурение…………………………………………...	69
4.3.7	Бесперфораторное вскрытие………………………………….	70
4.4	Оценка качества вторичного вскрытия продуктивных пластов……………………………………………………………..	70
4.4.1	Гидродинамическое несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия………………………………………...	70
4.4.2	Оценка влияния перфорационной жидкости на сохранность коллекторских свойств пласта по данным лабораторных исследований……………………………………………..	72
4.5	Основные направления сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов и крепи скважин при вторичном вскрытии………………………………………………	74
5	ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН……………………………………...	77
5.1	Вызов притока замещением жидкости в эксплуатационной колонне…………………………………………………………….	81
5.2	Освоение с применением компрессорной установки……….	83
5.3	Исследование скважины в процессе освоения………………	87
5.4	Методы опробования и испытания…………………………..	87
5.5	Освоение струйными аппаратами……………………………	94
5.5.1	Классификация струйных насосов и теоретические основы работы аппаратов……………………………………………...	95
5.5.2	Освоение и исследование скважин струйными насосами….	97
5.6	Планирование и проведение эффективных технологических процессов освоения скважин, интенсификации притоков с помощью струйных аппаратов…………………………	101
5.7	Обоснование универсальной модели прискважинной зоны пласта в процессе его вскрытия и освоения скважины……..	107
5.8	Применение универсальной модели для определения характеристик пластов и скважин………………………………	109
5.9	Оценка эффективности воздействия на прискважинную зону пласта по изменению продуктивности скважины……….	114
5.10	Технические устройства и технологии освоения и исследования скважин………………………………………	118
6	КОНТРОЛЬ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ...	145
6.1	Контроль процессов вскрытия продуктивных пластов…….	145
6.2	Оборудование устья скважины при вскрытии продуктивных пластов…………………………………………………….	147
7	ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ И ПОДЗЕМНЫХ НЕДР ПРИ ВСКРЫТИИ И ОСВОЕНИИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ……………………………..........................	151
	СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ И РЕКОМЕНДУЕМОЙ ДЛЯ ИЗУЧЕНИЯ ЛИТЕРАТУРЫ………………………………….	158

ВВЕДЕНИЕ

 

Вскрытие и освоение продуктивных пластов являются  весьма важными технологическими процессами в цикле строительства скважин. От качества технологических процессов вскрытия и освоения продуктивных пластов во многом зависит уровень целевого выполнения назначения строительства скважины.

Строительство скважин выполняется в соответствие с их назначением. В рамках разработки месторождений для обеспечения извлечения запасов пластового флюида (нефти, газа, газоконденсата) осуществляется строительство эксплуатационных скважин.

Основная задача строительства эксплуатационных добывающих скважин заключается в обеспечении запланированных объемов добычи флюида из продуктивных пластов нефтяных и газовых месторождений, находящихся в стадии разработки. От сохранности фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивных пластов при их вскрытии и качества освоения скважин в определенной степени зависит достижение проектных показателей добычи пластового флюида из эксплуатационного объекта.

Задача строительства нагнетательных скважин состоит в поддержании пластового давления (ППД) на нефтяных месторождениях для обеспечения запланированных объемов добычи нефти из залежей месторождений, находящихся на поздней стадии разработки.

От качества вскрытия продуктивных пластов зависит сохранность ФЕС пластов, и уровень их сохранности, в определенных условиях, может повлиять на обеспечение качественных условий для  поддержания пластового давления по данному эксплуатационному объекту.

При строительстве поисково-разведочных скважин качество вскрытия и освоения продуктивных пластов также имеет высокую значимость для получения качественной и достоверной информации о ФЕС коллекторов и потенциальных запасах флюида исследуемых залежей.

Таким образом, качество вскрытия и освоения продуктивных пластов имеет большое значение для эффективности выполнения назначения скважин: достижения запланированных проектными документами на разработку нефтяных, газовых, нефтегазоконденсатных месторождений объемов добычи нефти, газа, газоконденсата; получения достоверной информации о фильтрационно-емкостных свойствах исследуемого продуктивного пласта и потенциальных запасов пластового флюида в поисково-разведочных и разведочных скважинах.

Вскрытие продуктивных пластов подразделяется на первичное и вторичное.

Первичное вскрытие осуществляется разбуриванием горных пород продуктивных пластов в процессе строительства скважины и обеспечивает гидродинамическую связь продуктивного пласта со скважиной.

Вторичное вскрытие производится после спуска и цементирования обсадных труб в интервале продуктивного пласта, с целью создания каналов гидродинамической связи пласта со скважиной.

Освоение продуктивных пластов осуществляется вызовом притока из пласта, за счет создания депрессии на пласт, с определением фактической продуктивности эксплуатационного объекта или исследуемого пласта, проведением гидродинамических исследований, отбором пластового флюида и вводом скважины в эксплуатацию.

В учебном пособии представлены технологические процессы первичного, вторичного вскрытия и освоения продуктивных пластов, мероприятия по обеспечению: сохранности коллекторских свойств продуктивных пластов при первичном и вторичном вскрытии; качественного  освоения продуктивных  пластов; предотвращения осложнений и аварий; обеспечения экологической защиты окружающей среды и подземных недр.

В результате физического и физико-химического воздействия технологических процессов вскрытия продуктивных пластов на коллектор происходит изменение его фильтрационно-емкостных свойств.

В случае загрязнения прискважинной зоны продуктивного пласта возникают дополнительные гидродинамические сопротивления при вызове притока из пласта, для преодоления которых необходим дополнительный перепад давления, кроме рассчитанного для получения заданного проектом разработки месторождения дебита пластового флюида, между пластовым и забойным давлением -депрессии на пласт. Возможны такие осложненные условия, когда создаваемая депрессия на пласт не может преодолеть эти дополнительные гидродинамические сопротивления и приток пластового флюида не удается получить из пласта. Промысловый опыт возникновения дополнительных гидродинамических сопротивлений в прискважинной зоне продуктивного пласта в процессе вскрытия показал существенное снижение продуктивности вводимых в эксплуатацию скважин, при этом, получаемый приток пластового флюида может быть ниже рентабельного уровня добычи продукции.

В соответствие с этим, необходимо проводить анализ применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия и освоения продуктивных пластов, с учетом геологического строения нефтегазовой залежи, и выявление факторов, влияющих на качество вскрытия и освоения продуктивных пластов. На основании проведенного анализа сделать выбор и обоснование оптимальных технико-технологических процессов первичного, вторичного вскрытия и освоения продуктивных пластов для  качественного выполнения назначения строительства скважин.

 

1. ФИЛЬТРАЦИОННО-ЕМКОСТНЫЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ   К коллекторам продуктивных пластов нефтегазовых месторождений относятся горные породы, внутри которых находятся пластовые флюиды (нефть, газ, газоконденсат). Коллекторы, в зависимости от состава и геолого-физического строения горных пород продуктивных пластов, в основном, подразделяются на терригенные, карбонатные и гидрохимические. К терригенным коллекторам относятся песчано-алевритистые осадочные породы, что характерно для нефтегазовых месторождений  Западно-Сибирского региона. Карбонатные коллекторы, в основном представлены плотными карбонатными породами, и представлены на нефтегазовых месторождениях Нижнего Поволжья, Тимано-Печерской провинции. К гидрохимическим коллекторам относятся гипсы, ангидриты, соли. По характеру порового пространства коллекторы разделяют на межзерновые (гранулярные), трещинные, кавернозные и смешанные типы. В смешанном типе выделяют трещинно-гранулярные, кавернозно-гранулярно-трещинные, кавернозно-трещинные и т.д. Если порода-коллектор состоит из зерен разной формы, сцементированных между собой (песчаник) или несцементированных (песок), а жидкость (нефть, вода) или газ заполняют поры такой породы, коллектор называют гранулярным (межзерновым). Если пластовые флюиды содержатся, в основном, в трещинах породы, коллектор называют трещинным. Коллекторские  свойства пород нефтяного и газового пластов зависят от их химического состава, физического состояния, структурных и текстурных особенностей и характеризуются основными показателями: гранулометрическим составом пород (для гранулярного коллектора), пористостью, проницаемостью, удельной поверхностью, насыщенностью пластовым флюидом и газом. К коллекторским свойствам пласта, прежде всего, относятся фильтрационно-емкостные свойства: проницаемость, которая подразделяется на абсолютную и фазовую; пористость, которая делится на общую и эффективную, и нефтегазонасыщеность.   1.1. Гранулометрический состав  коллекторов Гранулометрическим составом породы называют совокупность данных о размере (массе) зерен горной породы разных фракций. В состав одной фракции включают все зерна, размер (или масса) которых не выходит за пределы, установленные для данной фракции. От гранулометрического состава пород зависит пористость, проницаемость, удельная поверхность, капиллярные свойства. Гранулометрический состав определяют ситовым и седиментометрическим анализами [1]. Размеры частиц имеют широкий диапазон и колеблются от коллоидных размеров до нескольких сантиметров. Для проведения оценки гранулометрического состава ситовым методом применяется вибростенд (рис. 1.1), набор сит (рис.1.2) и аналитические весы. Рис. 1.1 - Вибростенд                                      Рис. 1.2 - Набор сит Результаты взвешивания фракций при ситовом анализе вносятся в таблицу (например, таблица 1.1). По усредненным данным таблицы строятся интегральные и дифференциальные кривые распределения частиц породы по размерам. В качестве примера, для распределения рассматриваемых фракций породы конкретной нефтяной залежи, в соответствие с таблицей 1.1, на рисунке 1.3 приведен график.   Таблица 1.1 – Результаты ситового анализа Масса навески до рассева, г Распределение фракций в навеске, размер зерен, мм Масса навески  после рассева, г Расхождение массы навески до и после рассева, г > 0,63 0,630-0,400 0,400-0,315 0,315-0,200 0,200-0,160 0,160-0,100 0,100-0,071 0,071-0,053 < 0,053 г % г % г % г % г % г % г % г % г % Расхождение в параллельных опытах                       Усредненные данные                       _____________________________________________________________________ Примечание. Размеры фракций при ситовом анализе принимаются в зависимости от размеров отверстий в используемом наборе сит.                                             Рис. 1.3 – График суммарного гранулометрического состава При этом, степень неоднородности частиц – это отношение размера частиц, при котором сумма масс фракций составляет 60 % общей массы (точка А на рисунке 1.3), к размеру частиц, при котором сумма масс фракций равна 10 % (точка В на рисунке 1.3). Базовый размер частиц породы, - размер частиц породы, соответствующий размеру отверстий сита, через которое прошло 50 % от всей массы частиц (точка С на рисунке 1.3).

Пористость коллекторов

Под общей (абсолютной) пористостью понимается общий объем пор, находящийся в единице объема породы, представленный в процентном выражении к единице объема породы. Эффективная пористость представляет отношение объема пор, соединенных между собой, через которые движется флюид, к объему породы в процентном выражении.

Таким образом, пористостью называют пустоты в горной породе, не заполненные твердым веществом. Ее оценивают коэффициентом пористости (), равным отношению суммарного объема пустот породы (образца)  ко всему объему образца V (в долях единицы или процентах):

 

                                   (1.1)

 

Практически все осадочные породы являются пористыми. Поры, соединяясь друг с другом, образуют поровые каналы, которые условно делят на три группы.

В зависимости от размеров пор различают: сверхкапиллярные поры (диаметром более 0,5 мм), в которых жидкость может свободно перемещаться; капиллярные поры (0,5 - 0,0002 мм), в которых характер перемещения жидкости и газа зависит от поверхностного взаимодействия стенок пор и жидкости; субкапиллярные поры (диаметром менее
0,0002 мм) - в которых действие молекулярных сил имеет определяющее значение и жидкость практически не перемещается.

Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно следующая (в %):

- пески................... 20—25;

- песчаники………10—30;

- карбонатные коллекторы... 10—25 и меньше.

Чем однороднее пласт по составу и по размерам слагающих частиц, тем выше его пористость. Чем крупнее частицы, слагающие пласт, тем больше размеры пор.

При высокой пористости горной породы риск возникновения серьезного проявления выше, чем при низкой пористости. Например, считается, что у песчаников риск проявлений выше, чем у глинистых сланцев, потому что у песчаников, как правило, выше пористость [2].

Полная пористость сцементированных пород, содержащих открытые и изолированные пустотные каналы, рассчитывается по результатам измерения минералогической и объёмной плотностей породы, для чего используют два смежных образца из одного куска керна.

Расчет коэффициента полной пористости производится по формуле

 

,                                 (1.2)

 

где - m _П – полная пористость породы, %;

- Y _о – объёмная плотность породы, г/см³;

- Y _м – минералогическая плотность породы, г/см³.

Расчет полной пористости горной породы проводится обычно с точностью до 0,1 %. Коэффициент открытой пористости характеризует отношение объема взаимосвязанных пустотных каналов различной конфигурации к общему объёму образца породы.

Определение открытой пористости, то есть определение объёма пор за вычетом объёма изолированных пор и субкапиллярных пор, можно произвести с достаточной для практических целей точностью методом Преображенского. По И.А. Преображенскому объем открытых пор (за вычетом изолированных и субкапиллярных) определяется по объему керосина, вошедшего в поровое пространство керна, а объем образца – гидростатическим взвешиванием насыщенного керосином образца в керосине [2].

 

 

Проницаемость коллекторов

 

Проницаемость характеризует способность горной породы пропускать через себя при перепаде давления пластовый флюид (жидкость или газ). Под абсолютной проницаемостью понимается проницаемость породы по газу или по жидкости (химически инертной к породе и другим жидкостям). В качестве такого пластового флюида используется сухой воздух или газ. В случае наличия в породе двух и более жидкостей (например, нефть и вода) проницаемость породы при течении одной из жидкостей называется фазовой.

В Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м² принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м² и длиной 1 м при перепаде давления 1 н/м² расход жидкости вязкостью 1 н • с/м² составляет 1 м³/с. Единицей измерения проницаемости является квадратный метр (м²). Чаще всего для обозначения проницаемости пород используют квадратный микрометр (мкм²).

Обычно для оценки проницаемости пользуются практической единицей Дарси, которая приблизительно в 10¹² раз меньше, чем проницаемость в 1 м², или миллидарси (мД). За единицу проницаемости в 1 Дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см² и длиной 1 см при перепаде давления 1 кг/см² расход жидкости вязкостью 1 спз (сантипуаз) составляет 1 см³/сек.

Для количественной оценки проницаемости обычно используют закон Дарси:

 

                 ,                                          (1.3)

 

где Q - объемный расход фильтрации;

F - площадь фильтрации;

P₁, Р₂ - давление перед и после образца;

η - динамическая вязкость жидкости;

l - длина образца.

Поскольку газ является сжимаемой средой его объемный расход будет непостоянен по длине образца, поэтому объемный расход газа приводят к среднему давлению в образце. Полагают, что газ расширяется изотермически в соответствии с законом Бойля-Мариотта. Отсюда проницаемость по газу определяется из выражения:

 

 

             ;                                 (1.4)

 

где Q₀ - объемный расход фильтрации;

F - площадь фильтрации;

P₁, Р₂ - давление перед и после образца;

η _к - динамическая вязкость жидкости;

l - длина образца.

 

В продуктивных пластах всегда содержится две или три фазы. Проницаемость для любой из фаз при фильтрации двух или трехфазной жидкости меньше ее абсолютной проницаемости.

Под фазовой проницаемостью понимают проницаемость для данной жидкости при наличии в порах многофазной системы.

Относительная проницаемость - отношение фазовой проницаемости к абсолютной.

Фазовая и относительная проницаемость для различных фаз зависит от водо, нефте- и газонасыщенности порового пространства (рис. 1.4).

 

 

Рис. 1.4 - Изменение относительной фазовой проницаемости

                  образца в зависимости от его водонасыщенности

 

Так, например, если часть пор занята водой, то проницаемость для нефти или газа будет уменьшаться с увеличением содержания воды. При содержании воды меньше 20 %, она физически удерживается в тонких и тупиковых порах. Так как часть объема пор занята неподвижной водой, то фильтрация нефти возможна лишь в свободной от воды части сечения поровых каналов; поэтому относительная проницаемость для нефти при такой водонасыщенности не превышает 80 %, а для воды практически равна нулю. При водонасыщенности 80 % проницаемость для нефти падает практически до нуля. Это означает, что нефть, содержащаяся в порах такой породы, прочно удерживается капиллярными силами.

 

Нефтегазонасыщенность

Нефтенасыщеность характеризует содержание нефти, находящейся в порах, к объему пор в процентном отношении.

Газонасыщенность аналогично характеризует содержание газа, находящегося в порах, к объему пор в процентном отношении. Водонасыщеность характеризует, соответственно, содержание воды в объеме пор к объему пор в процентном выражении.

В продуктивных пластах почти всегда содержится две или три фазы.

Водо, нефте- и газонасыщенность порового пространства существенно влияет на проницаемость добываемого флюида.

Нефть и природный газ состоят из смеси различных углеводородов. В них также присутствует часто азот, углекислота, сероводород, редкие газы и другие компоненты. В зависимости от состава и пластовых условий углеводороды могут находиться в залежи в различных физических состояниях:  газообразном, жидком, в виде газожидкостной смеси, либо твердом.  В чисто газовой залежи содержатся в основном метан (до 98 % по объему), этан и пропан. На долю пентана и более тяжелых углеводородов приходится не более 0,2 %. Жидкие углеводороды присутствует в виде паров.

При высоком пластовом давлении плотность газа приближается к плотности легких углеводородных жидкостей. При этом часть жидких углеводородов растворяется в сжатом газе. Залежи, содержащие подобные смеси углеводородов в газообразном состоянии называется газоконденсатными.

Если в залежи содержится не только большое количество газа, но и достаточно большое количество нефти, то ее называют нефтегазовой. При большом давлении часть нефти может быть растворена в сжатом газе. Если содержание газа по сравнению с объемом нефти небольшое, а давление сравнительно высокое, газ может быть полностью растворен в нефти и газонефтяная смесь в пласте находится в однофазном (жидком) состоянии. Такую залежь называют нефтяной. 

При определении нефте- и водонасыщенности прямым методом объектом испытания могут быть образцы пород, отобранные при бурении из необводненного продуктивного горизонта (интервала горизонта) при использовании в качестве промывочной жидкости растворов на нефтяной основе (РНО) или растворов, нефильтрующихся в пористую среду. Образцы должны быть надёжно законсервированы непосредственно на буровой и доставлены в лабораторию с соблюдением предосторожностей.

 

Объём нефти в образце определяют из выражения:

                                 (1.5)

Коэффициент нефтенасыщенности в долях единицы будет равен:

                                     (1.6)

Коэффициент водонасыщенности в долях единицы будет равен:

                           (1.7)

В формулах (1.5-1.6-1.7 используются следующие обозначения:

- V _н – объём нефти в образце, см³;

- К_н – коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц;

- К_в – коэффициент водонасыщенности, доли единицы;

- V_в– объем воды, выделившегося из образца, см³;

- М₁ – масса образца насыщенного нефтью, водой, г;

- М₂ – масса экстрагированного и высушенного образца, г;

- ρ_н – плотность нефти, г/см³;

- ρ_в – плотность воды, г/см³;

- ρ_п – кажущая плотность породы, г/см³;

- М_п – полная пористость, доли единицы.

Расчёт коэффициентов производится с точностью до 0,001.