Page 79 - 6189

коефіцієнти подібності К 2 і К 3 враховують відповідно
товщину глинистої кірки і каверну.
Коефіцієнт К 2 вибирають, коли фактичний діаметр
свердловини менший за номінальний а, отже, є глиниста кірка
або коли діаметр свердловини більший за номінальний, але
сумарна товщина -ro пласта і сусідніх (зверху і знизу) пластів
менша 2 м (блок 11). Якщо ж діаметр свердловини більший за
номінальний, а товщина пласта перевищує 2 м, то фіксують
наявність каверни і вибирається коефіцієнт К 3.
6. Обчислюють виправлене значення водневмісту (блок
14): W випр = W ф.– W.
В отримане значення вносять поправку за мінералізацію
води і визначають дійсне значення водневмісту (блок 15):

W  = W  випрК 4 – К с, (5.8)

де К 4 – коефіцієнт подібності, який визначають за залежністю
К 4 = f (C) = f (ρ р/ н), а К с – константа (тут ρ р – опір рідини,
приведений до температури 18°С) 1.

5.2. Визначення подвійного різницевого параметру
природної гамма-активності

У більшості випадків при обробленні даних гамма-
каротажу для геологічної інтерпретації використовують
подвійний різницевий параметр І ГК, який визначають за
двома опорними пластами.
Визначення подвійного різницевого параметру І ГК з
введенням необхідних поправок у відліки – завдання, яке
вирішується при геофізичній інтерпретації даних ГК.
Програма з визначення подвійного різницевого параметру
І ГК, передбачає використання трансформованої кривої ГК,
даних про літологічну характеристику пластів, значень  ПС,
параметрів свердловини і типів застосованих приладів РК.
Алгоритм програми полягає в наступному (рис. 5.2).
1. Після введення вхідних даних і трансформованих
кривих ГК, в значення І  для кожного пласта вносять
поправку на власний фон приладу І ф (блок 1) за формулою
I'  = І  - І ф.
78