Page 52 - 4651


k п –коефіцієнт пористості за питомим опором;
k гл –коефіцієнт глинистості;
 пв – питомий електричний опір пластової води;
 гл – питомий електричний опір глин;
ω гл – водневміст глин;
 гл - густина глини;
 ск - густина скелету породи;
 р - густина рідини, яка заповнює пори;
t – інтервальний час проходження пружної хвилі в
породі;
t ск - інтервальний час в мінеральному скелеті;
t р - інтервальний час в рідині, яка заповнює пори.

У виразах (2.10) - (2.12) другий член являє собою
добуток об'ємної глинистості k гл на величину, що враховує
відношення показів даного виду каротажу в пластовій воді і
глині. Тільки у виразі (2.10) бере участь безпосередньо
водневміст глин.

Навчальний елемент 2.2.8. Визначення тріщинної
пористості в складних карбонатних і тріщинних теригенних
колекторах. Для карбонатних колекторів складної будови
характерна наявність пустот різної геометрії. Поряд з
міжзерновими порами в них присутні тріщини, порожнини
вилуговування складної форми, пов'язані з системою тріщин,
каверни. Для підрахунку запасів і проектування розробки
необхідна окрема оцінка компонент загальної пористості –
міжзернової k п.мз, кавернозної k п.к, тріщинної k п.т. У
загальному випадку при наявності в породі всіх вказаних
компонент це завдання вирішується на основі комплексної
інтерпретації діаграм електричних, ядерних і акустичних
методів. Для деяких складних колекторів (тріщиних,
тріщинно-кавернозних і тріщинних з порожнинами
вилуговування уздовж тріщин, у яких блоки з міжзерновою
пористістю непроникні) рішення задачі можливе за даними
методу опорів або методу опорів в комплексі з одним із
методів пористості - нейтронним або гамма-гамма-методом. В
колекторах з щільною гідрофільною матрицею міжзернові
пори насичені пластовою водою як в незміненій частині
51