Page 18 - 4265

2. За даними ультразвукового та гамма-гамма-методів.
Для рішення задачі використається палетка, одна із варіантів
якої наведена на рисунку 2.4, а для випадку, коли K п  і K п АК
зв’язані з K п і K гл наступними залежностями: K п =K п+0,1K гл і
K п АК=K п+0,6K гл, характерними є для досить ущільнених
піщаних колекторів з розсіяним включенням глинистого
матеріалу. Розміщення точки з координатами K п  і K п АК у
полі координатної сітки K п=const і K гл=const визначає невідомі
K п і K гл.
а) б)
K ,%
п 
п 
40 K ,%
40 0
35 10
K =40% 20
п
30
30 35
30 40
гл
30 K =50%
25
30
20
25
20
K =15% 20
п
0 20
5 5
10
15 20 10 15
0
25 30
10 35 5 10
K 4 % 10
= 0
гл
0
0 5 10 15 20 25 30 0 5 10 15 20 25 30 35
K ,% K ,%
п T
п n
Рисунок 2.4 – Палетки для визначення коефіцієнтів K п і
K гл за K п  і K п АК (а) і K п  і K п n (б)
3. За даними нейтронного гамма-каротажу та гамма-
гамма-каротажу.
Палетка для визначення K п і K гл за значеннями K п  і K п n
(Рис. 2.4, б) складена для рихлих колекторів і умов, коли
K п n=K п+0,4K гл і K п =K п+0,2K гл.
У випадку нафтогазонасичених колекторів при
використанні палеток для оцінки коефіцієнта пористості за
даними нейтронних і гамма-гамма-методів рекомендується
вносити виправлення у величини  п і K п n за вплив
нафтогазонасченя пор. Для цього замість вимірюваних
величин  п і K п n беруться їх виправлені значення:

K п n випр  K п n   K п n ; (2.12)
 п випр      , (2.13)
п
п
17