Page 90 - 6189

1 а 
k  см , (6.3)
п
1 k но 
де k но - коефіцієнт залишкового нафтонасичення, який
задається інтерпретатором або міститься в базі даних;  =  пп -
питомий опір промитої зони. Для водоносної частини розрізу
приймається k но = 0.
4. Якщо задано значення  зп, то k п обчислюється
аналогічно, але замість  підставляють  зп, а величина Z і k но
підбирають у відповідності до умов зони проникнення.
5. Якщо задане  п водоносного пласта, то приймають
 =  п, Z = 0 і k но = 0 1.

6.2. Визначення пористості пласта-колектора за даними
акустичного каротажу

Велика частина програм визначення пористості за даними
акустичного каротажу заснована на використанні рівняння
середнього часу. Існують алгоритми, що корегують це
рівняння з урахуванням структурних особливостей колектора.
Деякі програми побудовані на рівняннях множинної регресії.
Алгоритми, що використовують рівняння середнього часу,
розраховані на початкові дані у вигляді трансформованих
кривих АК і попластових даних про об'ємну глинистість
пластів k гл. Як апріорну інформацію задають значення
інтервального часу для скелета Т ск і рідини Т р .
Пористість k п обчислюється за формулою

Т  Т 1 (  k - ) k  Т
k п  п ск гл гл гл (6.4)
 Т р -  Т ск

де Т п — інтервальний час для пласта; Т гл - інтервальний час
для глини.
За відсутності даних про глинистість використовують
середні для інтервалу вимірювання значення k гл.

89