Page 48 - 4651

Отримані значення k п відповідають дійсним в
неглинистих і незагіпсованих вапняках, так як саме з вапняку
виготовлені моделі, що використовуються для побудови
палеток. У пластах іншого літологічного складу (доломіт,
пісковик) знайдені значення k п виправляють за вплив літології
за допомогою спеціальної палетки.
На покази НГК практично не впливає нафтонасичення
порід, так як вмісти водню у воді і нафті відрізняються не
більше ніж на 3%. У газонасичених породах обчислені
значення пористості занижені через вплив залишкового газу.
НГК застосовують також для визначення пористості
карбонатних порід. Його переваги полягають у незалежності
показів від нафтонасичення порід і структури їх порового
простору. Відносна похибка визначення k п становить ±10–15%
в високопористих пластах і перевищує ± 25% в пластах з
пористістю меншою за 5%. До недоліків НГК відносять
неможливість визначення пористості в теригенних розрізах,
що характеризуються слабкою диференційованістю кривих
НГК, а також істотний вплив умов вимірювань і
трудомісткість калібрування апаратури.

Навчальний елемент 2.2.4. Визначення пористості за
методом густинного гамма-гамма каротажу. Це визначення
проводять для порід відомого мінерального складу за
співвідношенням, що зв'язує загальну  та мінералогічну  ск
густини порід і густину  р рідини, що насичує пори
 
k  ск  100 , (2.7)
п
 
ск р

де  - об’ємна густина породи, яка визначається за ГГК-Г;
 ск - густина скелету породи;
 р - густина рідини, яка заповнює пори.
Для водоносних і нафтонасичених порід  р приймають
рівною густині фільтрату промивальної рідини в зоні
проникнення, так як глибинність досліджень незначна. У
газонасичених породах вплив залишкового газу занижує
обчислені значення пористості.

47