Page 78 - 164

78

де n – число об’єктів дослідженя;
2) систематична складова повної похибки

n
m
      2      2 , де X   X j , X   X i , (10.5)
cт j   д дj j
j1 m i1 n

n X  X  2 n X  X ij  2
j
   i ,    ,
д дj
i1 n i1 n

де  – середнє квадратичне відхилення вимірювального параметру від
д
середнього, яке характеризує диференціацію параметру;
3) випадкова складова повної похибки

2 2
 випj   nj   стj (10.6)

Кількісною мірою відтворення проведеної серії вимірювань є:
- похибка відтворення


n m X  X ij  2
i

-     m 1
в
i1 j 1 n
  
в
- відносна похибка     100%
 X 

- показник зіставлення Q  д , який дозволяє порівнювати відтворення

в
вимірювань з тіснотою петрофізичних зв’язків.
У довіднику “Інтерпретація результатів ГДС” с. 458 наведена таблиця
оцінки похибок геофізичних і геологічних параметрів.
Сумарна похибка обумовлена похибками вимірювань параметрів у
свердловині, лабораторії, інтерпретаційній партії, статистичним характером
петрофізичних зв’язків, складністю використовуваної методики для одержання
коефіцієнтів пористості, нафтогазонасиченості.
Така похибка визначається як сума вкладів кожного аргумента і повинна
розраховуватись для кожної методики [Латишова М.Г. і ін.]. Однак потрібно
зазначити, що оцінка похибок властивостей не є оцінкою вірогідності їх
визначення.

Оцінка вірогідності методик визначення коефіцієнтів
пористості і нафтогазонасичення

У практиці підрахунку запасів завдання визначення коефіцієнтів
пористості Кп і нафтонасичення Кнг розглядають як самостійні і вирішують їх
вже після оконтурування покладу.