Page 92 - 6189

потрібне врахування впливу літології пласта і його
глинистості. Виняток становлять чисті вапняки, для яких
водневміст відповідає пористості. Глинистість враховується
відповідно до формули k n = w n – k глw гл, де w гл - водневміст
глин; k гл - коефіцієнт об'ємної глинистості.
У програмі системи «Каротаж» пористість визначають з
урахуванням літології скелета і глинистості, припускаючи
справедливість співвідношення

1 k 1  k k
 п  п  гл (6.7)
І НГК І І ск І гл

де І НГК, І ск, І гл – покази НГК навпроти досліджуваного пласта,
щільного пласта і глини; І – величина, що враховує вплив
флюїду на покази НГК.
Алгоритми, що використовують багатовимірні рівняння
регресії (як і при визначенні k n за даними АК), зводяться до
обчислення полінома.

6.3.2. Визначення пористості за даними ГГК.
На стадії геофізичної інтерпретації кривих ГГК вносять
поправки за геолого-геофізичні та апаратурні умови
вимірювання, в результаті чого отримують значення
щільності порід  п. Тому при геологічній інтерпретації задача
зводиться до переходу від щільності до пористості. Такий
перехід проводять згідно із співвідношенням, що зв'язує
пористість пласта з його густиною, густиною скелету  ск і
насичуючого флюїду  ф та глинистістю k гл, що
характеризується густиною  гл. [12, 14]:

   
k  тв п ; (6.8)
п
 тв   ф 
тут

 тв= ск(1-k гл)+ гл+k гл. (6.9)

Для визначення густини на вхід програми повинні бути
подані трансформована крива ГГК, приведена до густини,
91