Page 27 - 4265

нафтогазонасичених, так і недонасичених, наприклад у
перехідній зоні, а також за контуром покладу; 2) сприятливою
умовою для застосування зазначених способів є перевага
глинистого й практична відсутність інших видів цементу,
особливо силікатного й карбонатного.
а
a ПС

0 8.

0 6.

0 4.

0 2.
1.5 2 3 4 5 6 8 0.01 1.5 2 3 4 5 6 8 0.1 1.5 2 3 4 5 6 8 1 K , мкм 2
пр
б в
ПС
J  a / J 
1 5
2
1
0.5
0.5
0.2

0 0
-3
1 10 100 K , 10 мкм 2 1 10 100 K , 10 мкм 2
-3
пр
пр
Пунктиром показана смуга розкиду значень параметрів
Рисунок 3.1 – Статистичні зв’язки  ПС=f(K пр) (а),
I =f(K пр) (6) і  ПС/I =f(K пр) (в) (за В.Н. Дахновим,
Л.П. Доліною)
Визначення K пр за статистичними зв’язками, які отримані на
основі дослідження взірців керну
Визначення K пр на основі парних зв’язків проводять,
використовуючи емпіричні залежності між коефіцієнтом
проникності (K пр) і коефіцієнтами загальної (K п) або
ефективної (K пе ф) пористості (Рис. 3.2). Вихідні емпіричні
залежності одержують за допомогою зв’язків типу «керн-
керн» або «керн-геофізика». При визначенні K пр значення
коефіцієнта пористості знаходять за матеріалами акустичного,
26